Б 7 1 эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления: Б.7.1. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления (май 2021)

Б.7.1. Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления (май 2021)

Аттестация руководителей и специалистов организаций, ответственных за обеспечение безопасности при эксплуатации систем газораспределения и газопотребления.

Самоподготовка по новым вопросам и ответам Ростехнадзора курс Б 7.1. (май 2021 г) для руководителей и специалистов работающих на опасном производственном объекте и осуществляющих эксплуатацию систем газораспределения и газопотребления. Билеты по курсу Б 7.1. составлены по аналогии с Единым порталом тестирования или с системой Олимпокс для подготовки к аттестации в Ростехнадзоре.

Экзамен онлайн по курсу промышленной безопасности — Б.7.1. Системы газораспределения и газопотребления, составлен и разработан по основным вопросам и дополнительным вопросам Ростехнадзора. Скачать справочную информацию можно на сайте Олимпокс 24.

Темы курса:

Тема 1. Общие требования.
Общие требования к сетям газораспределения и газопотребления. Требования к организациям, осуществляющим деятельность по эксплуатации, техническому перевооружению, ремонту, консервации и ликвидации сетей газораспределения и газопотребления. Правила идентификации объектов технического регулирования. Процедура проведения технического расследования причин аварий, инцидентов на поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору объектах, эксплуатируемых организациями на территории Российской Федерации.

Тема 2. Требования к сетям газораспределения и газопотребления на этапе проектирования, строительства, реконструкции, монтажа и капитального ремонта.
Требования Технического регламента к сетям газораспределения и газопотребления на этапе проектирования, строительства, реконструкции, монтажа и капитального ремонта.

Тема 3. Требования к эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления.
Специальные требования к эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления тепловых электрических станций. Специальные требования к эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления газотурбинных и парогазовых установок. Требования к сетям газораспределения и газопотребления на этапе эксплуатации (включая техническое обслуживание и текущие ремонты). Требования к сетям газораспределения и газопотребления на этапе консервации. Требования к сетям газораспределения и газопотребления на этапе ликвидации.

Тема 4. Требования к проведению газоопасных работ.
Количественный состав бригады рабочих, выполняющих газоопасные работы. Организация производства газоопасных работ. Работы по нарядам-допускам. Специальный план выполнения газоопасных работ.
Требования безопасности при присоединении газопроводов и газового оборудования к действующим газопроводам. Требования безопасности при проведении ремонтных работ в загазованной среде. Применение сварки (резки) на действующем газопроводе. Продувка газопроводов при их заполнении и опорожнении. Работа внутри колодцев и котлованов.

Применение средств индивидуальной защиты при выполнении газоопасных работ.

Перечень законодательных, нормативных правовых и правовых актов, устанавливающих общие и специальные требования к руководителям и специалистам организаций:

• Постановление Правительства РФ от 29.10.2010 N 870 «Об утверждении технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления».
• Постановление Правительства Российской Федерации от 20 ноября 2000 г. № 878 «Об утверждении Правил охраны газораспределительных сетей».
• Приказ Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 531 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления».
• Приказ Ростехнадзора от 8 декабря 2020 г. № 503 «Об утверждении Порядка проведения технического расследования причин аварий, инцидентов и случаев утраты взрывчатых материалов промышленного назначения».

Б.7.1.(май 2021г) Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,  

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете  функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь  вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии  все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз. 
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы,  попадете на главную страницу.
«Главная» —  отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» —  выпадет список разделов, нажав на один из них,  попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка «Билеты», нажимая — разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» — нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

 

 

 

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

• Первая кнопка выводит форму входа в систему для зарегистрированных пользователей.
• Вторая кнопка выводит форму обратной связи через нее, Вы можете написать об ошибке или просто связаться с администрацией сайта.
• Третья кнопка выводит инструкцию, которую Вы читаете. 🙂
• Последняя кнопка с изображением книги ( доступна только на билетах) выводит список литературы необходимой для подготовки.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» — для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

С уважением команда Тестсмарт.

Курсы повышения квалификации по программе Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления (Б.7.1) в Екатеринбурге

Приглашаем специалистов пройти обучение по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления Б.7.1. в АСТ. Курсы проводим через интернет, поэтому вы сможете обновить знания без отрыва от работы.

Категория слушателей

Курсы необходимы работникам, которые поддерживают работоспособность газового оборудования в зданиях и сооружениях, а также следят за безопасностью при использовании газа. Подготовку могут пройти:

• техники-механики;
• начальники участков;
• инженеры по промышленному и гражданскому строительству;
• руководители организаций по распределению газового топлива.

Программа обучения

Формат

Специалисты по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления проходят курсы повышения квалификации дистанционно на сайте академии.

Преподаем дисциплины курса через интернет. Для занятий в Екатеринбурге достаточно компьютера или мобильного устройства.

Логин и пароль для авторизации на образовательном портале АСТ выдаем после оплаты обучения. Право пользоваться лекциями и другими учебными материалами по работе сетей газораспределения и газопотребления действует в течение года, что позволяет повторять темы даже после завершения подготовки. 

Преимущества дистанционного обучения

• Экономия на стоимости услуг;
• начало занятий без формирования группы;
• возможность составить собственное расписание.

Сроки

Курсы по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления можно пройти по следующим учебным программам на выбор:

1. Типовой учебный план. Разработан по ФГОС и имеет фиксированную продолжительность — в среднем 72 академических часа. Это 2 недели занятий по 6–8 часов ежедневно.

2. Персональный учебный план. Разрабатываем по запросу клиента благодаря открытой образовательной лицензии АСТ. Можем изменить общий срок обучения и объем часов на изучение отдельных тем.

До заключения договора нужно согласовать с менеджером пожелания к программе подготовки.

Приобретаемые навыки и знания

На курсах по эксплуатации газораспределительных систем слушатели изучат:

• методику работы с технологическими устройствами;
• правила техники безопасности при ремонте газовых сетей;
• особенности обслуживания наружных и подземных газопроводов;
• правила консервации и ликвидации газораспределительных сетей.

Выдаваемые документы

Выдаем удостоверение установленного образца, которое дает право работать с системами газораспределения и газопотребления.

Электронную копию вышлем сразу после итогового тестирования. Оригинал удостоверения отправим по почте или службой доставки. По запросу можем восстановить утерянное удостоверение из архива — сведения храним 50 лет.

Периодичность повышения квалификации

Специалисты по обслуживанию газовых систем должны проходить курсы не реже 1 раза через каждые 3–5 лет. В должностной инструкции специалиста и профессиональном стандарте указаны точные сроки.

Условия зачисления

Образование

Пройти подготовку по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления в АСТ могут работники со средним профессиональным или высшим образованием и опытом работы с системами газоснабжения от 1 года — по профстандарту.

Необходимые документы

Предоставьте менеджеру академии сканы диплома, трудовой книжки и паспорта. Менеджер поможет заполнить вступительные документы и подготовит договор для подписания.

Стоимость повышения квалификации по модулю Б.7.1 «Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления» в Екатеринбурге

Рассчитываем стоимость обучения на основе:

• выбранного учебного плана;
• общей продолжительности курсов;
• количества работников от одной организации.

Вы получите скидку, если отправите на курсы сразу трех или более специалистов.

Воспользуйтесь онлайн-калькулятором, чтобы узнать точную стоимость обучения.

Курс: Требования промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления (Б.7) | НОРМАТИВ

Вид программы: повышение квалификации.

Продолжительность: 14 часов.

Выдаваемый документ по окончании обучения: удостоверение о повышении квалификации установленного образца, сроком действия пять лет, электронная выписка из протокола ТАК.

Мы проводим повышение квалификации работников в сфере требований к опасным производственным объектам (ОПО) на газовых сетях, с последующей аттестацией в Ростехнадзоре, по областям Б.7.1 — Б.7.4.

Удостоверение о повышении квалификации в этой сфере необходимо:

• для допуска к работе специалистов, указанных в ст. 14.1 Федерального закона от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности…»

• для прохождения аттестации по промышленной безопасности в области Б.7, в территориальной аттестационной комиссии (ТАК) Ростехнадзора.

Законодатель устанавливает, что эксплуатировать газовые сети, как опасные производственные объекты, может только подготовленный персонал:

• обученный в образовательных организациях, имеющих государственную лицензию, с выдачей подтверждающих документов;

• аттестованный в порядке, установленном в приложении к Постановлению Правительства РФ от 25.10.2019 г. № 1365 и в приказе Ростехнадзора от 06.11.2019 г. № 424.

Соискатель, при подаче заявления в территориальную аттестационную комиссию  (ТАК) о проверке знаний, прикладывает документы о повышении квалификации по каждой области аттестации — п. 18 приложения к приказу РТН № 424.

Кому необходимо обучаться по программе Б.7?

Требования к безопасной деятельности на объектах газового хозяйства установлены в федеральных нормах и правилах (ФНП):

• приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 г. № 528

• приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 г. № 530

• приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 г. № 531

• приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 г. № 532.

Эти документы, вместе с Законом № 116-ФЗ и Постановлением Правительства РФ № 1365, определяют категории персонала, которые должны проходить повышение квалификации и аттестацию в РТН по промышленной безопасности для допуска к работе.

Категории персонала которые проходят курсы повышения квалификации:

1.       Руководители.

2.       ИТР:

• ответственные за подготовку и проведение газоопасных, огневых и ремонтных работ;

• ответственные за безопасную эксплуатацию ОПО по предприятию и по каждому участку;

• заместители ответственных за безопасную эксплуатацию газового оборудования на ТЭС;

• имеющие право выдачи нарядов-допусков на проведение газоопасных работ;

• ответственные за производственный контроль.
  

3.       Специалисты по авторскому надзору на ОПО.

4.       Должностные лица, ответственные за строительный контроль на газовых сетях.

5.       Члены аттестационных комиссий в организациях.

Повышение квалификации проходят работники со средним или высшим профессиональным образованием, либо получающие такое образование — п. 3 приложения к приказу Минобрнауки РФ от 01.07.2013 г. № 499.

Как проходит обучение в учебном центре «Норматив»?

Мы работаем с индивидуальными предпринимателями, юридическими лицами и ранее аттестованными физическими лицами. Вы оставляете заявку на сайте или в чате с менеджером, получаете образец договора и счет за обучение. После оплаты курса мы предоставляем доступ к образовательной платформе.

Курс Б.7 «Требования промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления» рассчитан на 14 часов обучения. Вы самостоятельно определяете формат освоения программы: очно-заочно, на территории предприятия или дистанционно. Курс состоит из видео-лекций, практических занятий по экзаменационным билетам Ростехнадзора и самостоятельной работы по обучающим материалам. Слушатель в конце обучения проходит электронное тестирование.

Соискатель, успешно освоивший учебную программу, получает удостоверение о повышении квалификации установленного образца, сроком действия пять лет.

Как пройти аттестацию по промышленной безопасности?

Заявление на аттестацию работника в ТАК Ростехнадзора подают (по выбору):

• организация, где работает соискатель;

• ранее аттестованные лица;

• учебный центр, по доверенности.

Мы работаем в области обучения промышленной безопасности более 10 лет и, по вашему желанию, можем организовать прохождение аттестации в РТН. Заключая с нами договор, вы избавитесь от рисков отказа надзорного органа из-за ошибок в заявлении или неполного комплекта документов.

Процесс аттестации по промышленной безопасности занимает до двух месяцев. Нормативные сроки по приказу РТН № 424 составляют максимально 48 дней, но они не всегда соблюдаются из-за загруженности сотрудников ТАК.

Соискатель проходит очное тестирование по вопросам в области аттестации в Ростехнадзоре. При положительном результате ТАК готовит электронную выписку из протокола комиссии и направляет ее заявителю. Она подтверждает прохождение аттестации и внесение сведений в Реестр аттестованных лиц.

Работника следует ознакомить с выпиской из протокола ТАК под личную подпись в течение трех рабочих дней с момента получения.

Какие документы нужны для начала обучения и аттестации?

Вы направляете нам:

• подписанный с вашей стороны договор об обучении;

• платежный документ;

• паспорт РФ соискателя или заменяющий его документ;

• копии документов об образовании соискателя;

• должностную инструкцию или приказ о назначении работника;

• доверенность на представление интересов в Ростехнадзоре.

«Промышленная безопасность для предаттестационной подготовки руководителей и специалистов организаций» (объекты газораспределения и газопотребления)

Области аттестации:

Б 7.1 Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления

Б 7.6 Проектирование сетей газораспределения и газопотребления

Сеть газопотребления производственный и технологический комплекс системы газопотребления, включающий в себя сеть внутренних газопроводов, газовое оборудование, систему автоматики безопасности ирегулирования процесса сгорания газа, газоиспользующее оборудование, здания и сооружения, размещенныена одной производственной территории (площадке).

Газораспределительная сеть система наружных газопроводов от источника до ввода газа потребителям, а также сооружения и технические устройства на них.

Какие категории специалистов должны проходить подготовку по Б 7.1 и Б 7.6

Программа предназначена для подготовки по специальным требованиям промышленной безопасности руководителей и специалистов организаций, осуществляющих эксплуатацию систем газораспределения и газопотребления или проектирование сетей газораспределения и газопотребления.

Что входит в программу подготовки по Б 7.1 и Б 7.6

1. Общие технические требования, включая требования к строительству, реконструкции, капитальному ремонту, техническому перевооружению, консервации и ликвидации ОПО. Общие требования к ОПО и рабочим местам. Общие требования к применению технических устройств и инструментов и т.д.

2. Правила эксплуатации сети газораспределения и газопотребления (в том числе, сети газопотребления ТЭС, ГТУ и ПГУ).

3. Правила эксплуатации (включая техническое обслуживание, текущий ремонт), консервации и ликвидации.

4. Ликвидация аварий и повреждений.

Объем программы – 40 часов, в том числе:

теоретическое обучение – 32 часа;

аттестация – 8 часов.

Срок обучения – 1 неделя.

Выдаваемый документ: Обучающиеся, успешно прошедшие итоговую аттестацию, получают «Сертификат» и проходят аттестацию в Ростехнадзоре. После успешного прохождения аттестации получают протокол.

Требования к слушателям: Руководители и специалисты организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, имеющие высшее или среднее профессиональное образование, а также лица, получающие высшее или среднее профессиональное образование.

Какие ключевые знания приобретают слушатели после подготовки по Б 7.1 и Б 7.6:

1. Требования федерального закона от 21.07.97 N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

2. Правила внутреннего распорядка организации, эксплуатирующей опасный производственный объект.

3. Должностные инструкции работников опасного производственного объекта.

4. Требования Положения об организации работы по подготовке и аттестации специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору.

5. Требования Положения об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору.

6. Процедуры мониторинг, техническое обслуживание и ремонт сетей газораспределения и газопотребления, обеспечивающих содержание сетей газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии.

7. Правила проведения технического диагностирования газопроводов, зданий и сооружений, технических и технологических устройств сетей газораспределения и газопотребления по достижении предельных сроков эксплуатации, установленных проектной документацией.

8. Правила хранения проектной и исполнительной документации в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации).

9. Планы мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.

Концепция обучения в МУЦ «Краснодарский»:

1. Наши учебные программы соответствуют государственным квалификационным требованиям и профессиональным стандартам.

2. Любой курс можно пройти дистанционно, по индивидуальному графику и в удобное время.

3. Наши преподаватели – это действующие специалисты в своих областях с многолетним опытом работы.

4. Мы регулярно обновляем материалы курсов и учебные планы, чтобы предоставлять только актуальную информацию.

5. В любой момент можно оставить заявку и получить бесплатную консультацию у персонального менеджера.

Обучение требованиям промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления (Б.7.) в Москве

Описание курса

Компания «ПрофиКласс» проводит обучение требованиям промышленной безопасности на объектах газораспределения и газопотребления (Б.7.) по современной программе. Курс содержит тесты, разработанные с учетом норм и требований при аттестации в Ростехнадзоре по методике Олимпокс. Это позволяет объективно оценить уровень знаний и повысить эффективность предаттестационной подготовки.

Области аттестации

• Б.7.1. Эксплуатация систем газораспределения и газопотребления.
• Б.7.6. Проектирование сетей газораспределения и газопотребления.
• Б.7.8. Технический надзор, строительство, реконструкция, капитальный ремонт объектов газораспределения и газопотребления.
• Б.7.9. Эксплуатация автогазозаправочных станций газомоторного топлива.

Как проходит обучение и подготовка?

Обучение начинается с изучения теоретического курса по выдаваемым учебным материалам. В ходе учебного процесса слушатели проходят предварительную проверку знаний.

По завершении курса компания «ПрофиКласс» направит пакет документов и сопроводит клиента в надзорный орган. После успешной аттестации вы получаете протокол аттестационной комиссии Ростехнадзора. Документ выдается на 5 лет, если иной срок не предусмотрен нормативными документами.

Программа обучения

Программа обучения включает в себя следующие вопросы:

• Положения и нормативно-правовые акты, регулирующие деятельность в области газовой промышленности;
• Требования к сетям газораспределения и газопотребления в ходе осуществления работ по проектированию, строительству, монтажу, капитальному ремонту и реконструкции;
• Особенности эксплуатации систем газораспределения и газопотребления;
• Требования к выполнению газоопасных работ;
• Требования к объектам, чья деятельность связана с использованием сжиженных углеродных газов.

Кому необходимо пройти обучение

Учебный курс составлен для специалистов и руководителей организаций, деятельность которых связана с работами на опасных производственных объектах в области газовой промышленности:

• Эксплуатация, обслуживание, содержание, переоснащение и модернизация материально-технической базы;
• Строительные работы, реконструкция, капитальный ремонт, газопроводных сетей;
• Порядок действий при консервации и последующей ликвидации газопроводных сетей;
• Проектирование газопроводных и газораспределительных сетей;
• Контроль соблюдения требований безопасности при осуществлении работ, которые напрямую или косвенно связаны с потреблением газа или распределением газопроводных сетей.

Программа курса содержит мультимедийные материалы для наглядной демонстрации реальных ситуаций, возникающих в ходе осуществления производственного процесса.

Занятия в очном формате проводят квалифицированные педагоги с многолетним опытом практической деятельности на объектах различной направленности. Это позволит слушателям узнать интересные и нестандартные ситуации, а также способы их решения.

Б.7.1 — Тест24.рф

№ / отв.	NEW-Б.7.1 Эксплуатация сетей газораспределения и газопотребления
в. 1	Что из перечисленного должно подвергаться внешнему осмотру перед началом смены?
—	Средства пожаротушения, включая автоматические системы обнаружения и тушения пожаров
—	Средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства сигнализации и связи
+	Вентиляционные системы
—	Все ответы неверны
+	Технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы
в. 2	Продолжительность работы в кислородно-изолирующем противогазе без перерыва не должна превышать:
—	10 мин.
—	Одного часа.
—	15 мин.
—	20 мин.
+	30 мин.
в. 3	В течение какого времени должны храниться наряды-допуски на производство газоопасных работ?
—	Время хранения нарядов-допусков на производство газоопасных работ определяется ответственным за их выполнение.
+	Наряд-допуск на производство газоопасных работ (за исключением нарядов-допусков, выдаваемых на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключение газопровода с заваркой наглухо в местах ответвлений) должен храниться не менее одного года с даты его закрытия.
—	Наряды-допуски на производство газоопасных работ (за исключением нарядов-допусков, выдаваемых на первичный пуск газа, врезку в действующий газопровод, отключение газопровода с заваркой наглухо в местах ответвлений) должны храниться не менее трех лет с даты их закрытия.
—	Все наряды-допуски должны храниться постоянно в исполнительно-технической документации.
в. 4	Какие требования установлены Техническим регламентом о безопасности сетей газораспределения и газопотребления к оснащению газоходов от газоиспользующего оборудования взрывными предохранительными клапанами?
+	Должны устанавливаться на горизонтальных участках газоходов от газоиспользующей установки; площадь клапанов — не менее 0,05 кв. метра каждый; клапаны должны быть оборудованы защитными устройствами на случай срабатывания.
—	Должны устанавливаться на горизонтальных участках газоходов от газоиспользующей установки; площадь клапанов — не менее 0,05 кв. метра каждый.
—	Должны устанавливаться на вертикальных участках газоходов от газоиспользующей установки; площадь клапанов — не менее 0,05 кв. метра каждый; клапаны должны быть оборудованы защитными устройствами на случай срабатывания.
в. 5	Какой инструмент следует применять при ремонтных работах в загазованной среде?
+	Следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование. При применении инструментов из черного металла их рабочая часть должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой. Применение электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.
—	Следует применять инструмент только из цветного металла, исключающий искрообразование. Применение инструмента из черного металла не допускается.
—	Специальных требований к инструменту не предъявляется.
в. 6	Что является документальным подтверждением соответствия построенных или реконструированных сетей газораспределения и газопотребления требованиям, установленным в Техническом регламенте о безопасности сетей газораспределения и газопотребления?
—	Документы, подтверждающие соответствие используемых труб, технических устройств, сварочных и изоляционных материалов.
+	Акт приемки, подписанный всеми членами приемочной комиссии.
—	Положительное заключение экспертизы проектной документации на строительство или реконструкцию.
—	Заключение органа государственного строительного надзора.
в. 7	Какие требования должны выполняться перед вскрытием турбин, камеры сгорания, стопорного и РК сетей газопотребления ГТУ и ПГУ?
—	Запорные устройства на подводе газа к КТ должны быть закрыты
—	На газопроводах должны быть установлены заглушки
—	Все ответы неверны
+	Все перечисленные требования
—	Арматура на продувочных газопроводах открыта
в. 8	С какой периодичностью проводится визуальный контроль технического состояния (обход) ГРП, внутренних газопроводов котельной, в случае отсутствия сроков в эксплуатационной документации сети газопотребления ТЭС?
—	Не реже двух раз в месяц
—	Не реже одного раза в 7 дней
—	Не реже одного раза в месяц
—	Все ответы неверны
+	Не реже одного раза в смену
в. 9	Какое требование должно выполняться при техническом обслуживании и ремонте газоиспользующего оборудования?
—	Газоиспользующее оборудование должно быть отключено от газопроводов с помощью запорной арматуры, на которой вывешиваются плакаты «Не открывать! Работают люди!».
+	Газоиспользующее оборудование должно быть отключено от газопроводов с помощью заглушек.
—	Газоиспользующее оборудование должно быть отключено от газопроводов с помощью запорной арматуры, маховики и рукоятки которой во избежание несанкционированного открытия запираются на замки.
в. 10	В течение какого срока передается оперативное сообщение об аварии, инциденте на опасном производственном объекте?
—	В течение 72 часов с момента возникновения аварии, инцидента.
—	В течение 48 часов с момента возникновения аварии, инцидента.
+	В течение 24 часов с момента возникновения аварии, инцидента.
—	Немедленно.

Данные по природному газу — Управление энергетической информации США (EIA)

Найдите статистику по ценам, разведке и запасам, производству, импорту, экспорту, хранению и потреблению.

Расширить все Свернуть все

Сводка

• Резюме — цена, поставка, распоряжение
• Ежемесячный выпуск: 29 октября 2021 г.
• Дата выпуска: 30.09.2021
• Основные данные о ценах на природный газ, разведке и запасах, производстве, импорте, экспорте, хранении и потреблении U.С. и гос.

• Годовая поставка и реализация по штату
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Статистика производства, поставок и поступлений, ввода и вывода из хранилища на уровне США и штатов
• Годовой

• Обзор природного газа
• Дата выпуска: 26 октября 2021 г. | Данные из: Monthly Energy Review
• Годовая дата выпуска: 27 сентября 2012 г.
• Статистические данные о валовом изъятии, товарном производстве, производстве сухого газа, дополнительных газах, импорте, экспорте, потреблении и изъятии из хранилищ.

Цены

• Цены
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Цены в США и государствах на импорт, экспорт, секторы конечного потребления и скважин (до 2012 г.). Процент от общего объема, доставленный по секторам.
• Ежемесячно, ежегодно

• Жилая
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Средняя цена природного газа, поставляемого населению государством
• Ежемесячно

• Коммерческий
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Средняя цена природного газа, поставляемого государством коммерческим потребителям
• Ежемесячно

• Спотовые и фьючерсные цены на природный газ
• Дата выпуска: 10.11.2021
• Фьючерсные контракты на природный газ на Нью-Йоркской товарной бирже при поставке в Генри Хаб в Луизиане
• Ежедневно, еженедельно, ежемесячно, ежегодно

Разведка и запасы

• Сводка запасов
• Дата выпуска: 11.01.2021
• Доказанные запасы природного газа и сжиженного природного газа по U.С., область, штат
• Годовой

• Доказанные запасы, изменение запасов и добыча
• Дата выпуска: 11.01.2021
• по США, регионам и штатам
• Годовой

• Доказанные неизрасходованные запасы
• Дата выпуска: 11.01.2021
• Заявленные доказанные запасы сырой нефти, арендного конденсата и влажного природного газа после разделения аренды U.С., область, штат
• Годовой

Производство

• Валовой отбор и производство
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Компоненты добычи природного газа для США, штатов и Мексиканского залива
• Ежемесячно, ежегодно

• Снятие брутто с офшоров
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Валовой забор из нефтяных и газовых скважин в США, штате и Мексиканском заливе
• Годовой

• Дополнительные материалы
• Дата выпуска: 29.10.2021
• U.С. и Государственные поставки синтетического природного газа, биомассы, нефтеперерабатывающего газа, пропан-воздуха и др.
• Ежемесячно, ежегодно

• Завод по переработке природного газа
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Статистика США и штата по переработанному природному газу, общему объему извлеченных жидкостей, потерям при извлечении.
• Годовой

• Расположение и мощность на уровне завода
• Дата выпуска: 31 января 2019 г.
• Информация о местонахождении и мощности на уровне завода для всех заводов по переработке природного газа в США.
• Годовой

• Добыча нетрадиционного сухого природного газа
• Дата выпуска: 11.01.2021

• Добыча и добыча нефтегазовых скважин
• Дата выпуска: 20.12.2019
• Годовые оценки количества добывающих нефтяных и газовых скважин в США, которые сгруппированы в 26 групп объемов добычи в диапазоне от менее 1 баррелей нефтяного эквивалента в день до более 12 800 баррелей нефтяного эквивалента в день.
• Годовой

• Производство компании
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Годовые объемы добычи на основе данных, собранных в форме EIA-176 (Годовой отчет о поставках и утилизации природного и дополнительного газа)
• Годовой

• Ежемесячная добыча сырой нефти и природного газа
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Ежемесячные данные о добыче сырой нефти и природного газа, собранные в форме EIA-914 (Ежемесячный отчет о добыче сырой нефти, арендного конденсата и природного газа)
• Ежемесячно

Импорт / экспорт

• U.Мощность сжижения
• Дата выпуска: 15.07.2021
• Подробная информация о размере и местонахождении проектов экспорта СПГ в США (существующих, строящихся и утвержденных)
• Доступные форматы: XLS

Трубопроводы

• О трубопроводах США
• Подробная информация и карты, показывающие трубопроводы, пропускную способность, потоки и структуру сети, транспортные коридоры, а также другую важную информацию для U.С. трубопроводов в нижних 48 штатах.

• Межгосударственная пропускная способность США
• Информация о пропускной способности существующих газопроводов, пересекающих государства, международные границы и прибрежные районы Мексиканского залива.
• Доступные форматы: XLS

• Трубопроводные проекты
• Подробная информация о размерах и местонахождении заявленных или строящихся трубопроводных проектов.
• Доступные форматы: XLS

Хранилище

• Подземные хранилища по типу
• Дата выпуска: 29.10.2021
• U.S. Хранение и складская деятельность всех операторов, поля соляных пещер и несолевые пещеры
• Ежемесячно, ежегодно

• Емкость подземных хранилищ
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Емкость хранилища, емкость рабочего газа и количество активных полей для соляных каверн, водоносных горизонтов и истощенных полей по штатам
• Ежемесячно, ежегодно

• Подземное хранилище природного газа
• Дата выпуска: 29.05.2020
• В этом отчете представлены оценки совокупной пиковой производительности по рабочему газу и проектной мощности по рабочему газу для U.S. Подземное хранилище природного газа по состоянию на ноябрь прошлого года.
• Годовой

• Хранение данных на уровне поля США
• Дата выпуска: 30.09.2021
• Годовая емкость хранилища на уровне поля и данные типа поля для всех подземных хранилищ в США.
• Годовой

• Планируемые проекты хранения
• Подробная информация о размерах и местонахождении объявленных или строящихся подземных хранилищ.
• Доступные форматы: XLS

• Панель управления хранением природного газа
• Дата выпуска: 10 ноября 2021 г.
• Ежедневная и еженедельная контекстная информация для еженедельного отчета по хранению природного газа (WNGSR).

Расход

• Общее потребление
• Ежемесячный выпуск: 29 октября 2021 г.
• Годовая дата выпуска: 30 сентября 2021 г.
• U.S. и Государственное общее потребление по аренде и предприятиям, трубопроводам и конечным потребителям по секторам

• Отведено потребителям
• Ежемесячный выпуск: 29 октября 2021 г.
• Годовая дата выпуска: 30 сентября 2021 г.
• Объемы поставок в США и штаты конечным потребителям по секторам

• Количество потребителей
• Дата выпуска: 29.10.2021
• Количество реализованных и перевезенных потребителей для жилого, коммерческого и промышленного секторов по штатам
• Годовой

• Теплосодержание потребленного природного газа
• Дата выпуска: 29.10.2021
• британских тепловых единиц на кубический фут природного газа, поставленного потребителям государством, и другие компоненты потребления для U.С.
• Годовой

• Поставка и реализация на уровне компании
• Дата выпуска: 30.09.2021
• Годовые данные о поставках и размещении на уровне компании для всех местных газораспределительных компаний в США.
• Годовой

Оптимальная работа сети трубопроводов для транспортировки природного газа из нескольких источников

Транспортировка природного газа от станции сбора к центрам потребления осуществляется через сложную систему газопроводов.Огромные затраты, связанные с транспортировкой природного газа, сделали оптимизацию трубопроводов более интересной для отрасли трубопроводов природного газа. В настоящей работе менее известное применение Ant Colony для оптимизации трубопроводов было реализовано в реальной газопроводной сети. Выбранная цель — минимизировать расход топлива в газопроводной сети, состоящей из семи компрессоров. В качестве переменных решения выбраны давления в сорока пяти узлах. Результаты оптимизации муравьиной колонии (ACO) сравнивались с результатами GAMS, в которой для оптимизации используются «общие принципы градиента».Наши результаты с использованием ACO показывают значительное улучшение снижения расхода топлива. Аналогичные процедуры могут быть приняты исследователями и менеджерами трубопроводов, чтобы помочь операторам трубопроводов фиксировать давление в различных узлах, чтобы минимизировать потребление топлива в компрессорах.

Ссылки

[1] Гуо Б., Галамбор А. Справочник по газовой инженерии. 1-е изд. Хьюстон, Техас: Gulf Publishing Company, 2005. Искать в Google Scholar

[2] BP. BP. Статистический обзор мировой энергетики.Технический отчет British Petroleum (BP), Лондон, 2013 г. Поиск в Google Scholar

[3] Арнольд К., Стюарт М. Операции по добыче на поверхности — проектирование систем и оборудования для обработки нефти, т. 1, 3-е изд. Хьюстон, Техас: Gulf Professional Publishing Company, 2008. Поиск в Google Scholar

[4] Menon ES. Полевое руководство по проектированию и строительству трубопроводов, т. 1, 2-е изд. Эльсевиур, США: Gulf Publishing, 2011. Поиск в Google Scholar

[5] Carter RG. Оптимизация компрессорной станции: точность и скорость вычислений.28-е ежегодное собрание группы интересов по моделированию трубопроводов, Сан-Франциско, Калифорния, 1996. Поиск в Google Scholar

[6] Elshiekh TM. Оптимизация расхода топлива на компрессорных станциях. Нефтегазовые объекты. Хьюстон, Техас: Общество инженеров-нефтяников, 2014. Поиск в Google Scholar

[7] Gilmour BJ, Luongo CA, Schroeder DW. Оптимизация сетей передачи природного газа: инструмент повышения операционной эффективности. Технический отчет Stoner Associates Inc., представленный на третьей конференции SIAM по оптимизации, 1989 г.Искать в Google Scholar

[8] Риос-Меркадо Р.З., Боррас-Санчес К. Проблемы оптимизации в системах транспортировки природного газа: современный обзор. Appl Energy. 2015; 147: 536–55.10.1016 / j.apenergy.2015.03.017 Поиск в Google Scholar

[9] Вонг П.Дж., Ларсон Р.Э. Оптимизация трубопроводных систем природного газа с помощью динамического программирования. IEEE Trans Automat Contr. 1968; AC-13 (5): 475–81. Искать в Google Scholar

[10] Baumrucker BT, Biegler LT. Стратегии MPEC для оптимизации затрат на эксплуатацию трубопроводов.Comput Chem Eng. 2010; 34 (6): 900–13.10.1016 / j.compchemeng.2009.07.012 Поиск в Google Scholar

[11] Альфред С., Фасулло Дж., Пфистер Дж., Дэниелс А. Определение емкости с использованием определения состояния и оптимизации переходного режима газа. . На 44-м ежегодном собрании группы интересов по моделированию трубопроводов, Прага, 2013. Поиск в Google Scholar

[12] Мориц С. Смешанный целочисленный подход для переходного случая оптимизации газовой сети. Кандидат наук. диссертация, Дармштадт, Германия: TU Darmstadt, 2007. Искать в Google Scholar

[13] Carter RG.Оптимизация конвейера: динамическое программирование через 30 лет. На 30-м ежегодном собрании Группы интересов по моделированию трубопроводов, Колорадо, 1998 г. Поиск в Google Scholar

[14] Ву С., Риос-Меркадо Р.З., Бойд Е.А., Скотт Л.Р. Модельные релаксации для минимизации затрат на топливо стационарных газопроводных сетей. Математическая вычислительная модель. 2000; 31 (2): 197–220.10.1016 / S0895-7177 (99) 00232-0 Поиск в Google Scholar

[15] Табхи Ф. Оптимизация газотранспортных сетей. Кандидатская диссертация, Франция 2007.Искать в Google Scholar

[16] Osiadacz AJ. Динамическая оптимизация газовых сетей высокого давления с использованием теории иерархических систем. 26-е ежегодное собрание Группы интересов по моделированию трубопроводов, Сандиего, Калифорния, 1994. Поиск в Google Scholar

[17] Адеянью О.А., Ойекунле Л.О. Оптимизация транспортировки природного газа по трубопроводам. Программа нефтегазового инжиниринга. Нигерия: Univ. of Logos, 2004. Поиск в Google Scholar

[18] Де Вольф Д., Смиерс Ю. Проблема транспортировки газа, решенная путем расширения симплексного алгоритма.Manage Sci. 2000; 46 (11): 1454–146510.1287 / mnsc.46.11.1454.12087 Поиск в Google Scholar

[19] Эдгар Т.Ф., Химмельблау DM. Оптимальное проектирование газотранспортных сетей. Spe J. 1988; 18 (2): 96–104. SPE-6034-PA. Искать в Google Scholar

[20] Монтойя SJ, Jovel WA, Hernandez JA, Gonzalez C. Генетические алгоритмы, применяемые для оптимального проектирования газотранспортных сетей. Международная нефтяная конференция и выставка SPE, Мексика, 2000. Поиск в Google Scholar

[21] Молаи Р., Эбрахими М., Садегиан С., Фахимния Б.Генетический алгоритм оптимизации расхода топлива на компрессорных станциях. 3-я Международная конференция WSEAS по прикладной и теоретической механике, Испания, 2007 г. Поиск в Google Scholar

[22] Гаврилюк А. К., Ботрос Гольшан Х., Хьюнь Б. Многоцелевая оптимизация силовой передачи для компримирования природного газа с помощью генетических алгоритмов. Представлено на 8-й Международной конференции по трубопроводам, том 3, Калгари, IPC 2010-31017, Калгари, Канада; 2010. DOI: 10.1115 / IPC2010-31017. Искать в Google Scholar

[23] Qin AK, Huang VL, Suganthan PN.Алгоритм дифференциальной эволюции с адаптацией стратегии для глобальной численной оптимизации. IEEE Trans Evol Comput. 2009; 13: 398–417.10.1109 / TEVC.2008.927706 Поиск в Google Scholar

[24] Кеннеди Дж. Оптимизация роя частиц. Энциклопедия машинного обучения, Бостон, Массачусетс: Springer US, 2010: 760–66. Искать в Google Scholar

[25] Арья А.К., Хонвад С. Моделирование, симуляция и оптимизация газопровода высокого давления, пересекающего всю страну: применение метода оптимизации колоний муравьев.J Pipeline Syst Eng Pract. 2015; 7. Искать в Google Scholar

[26] Дориго М. Оптимизация, обучение и естественные алгоритмы. Кандидат наук. Диссертация, Италия: Миланский политехнический институт, 1992. Поиск в Google Scholar

[27] Сан К.К., Чан К.В., Тонтвиахвутикул П. Нечеткая экспертная система для оптимизации работы трубопроводов. Канада, IEEE Xplore, 1997 DOI: 10.1109 / CCECE.1997.608357. Искать в Google Scholar

[28] Sancez BC, Mercado RZ. Улучшение работы трубопроводных систем на циклических структурах с помощью запретного поиска.Comput Chem Eng. 2009; 33: 58–64.10.1016 / j.compchemeng.2008.07.009 Поиск в Google Scholar

[29] Мохаджери И., Таффаццоли Р. Оптимизация древовидной структуры газораспределительной сети с использованием оптимизации колоний муравьев: пример из практики. IJE Transactions A: Basics.25, 2012: 141–56. Искать в Google Scholar

[30] Chebouba A, Yalaoui F, Amodeo L, Smati A, Tairi A. Новый метод минимизации расхода топлива в газопроводе с использованием алгоритмов оптимизации муравьиной колонии. Proc., 2006 Int. Конф. по системам обслуживания и управлению услугами, IEEE, Нью-Йорк, 2006.Искать в Google Scholar

[31] Menon ES. Гидравлика газопровода. Бока-Ратон, Флорида: CRC Press, Taylor & Francis Group, 2005. Поиск в Google Scholar

[32] Моринг Дж., Хоффманн Дж., Хоффманн Т., Земитис А., Бассо Дж., Лагони П. Автоматическая редукция сложных газопроводных сетей. . В материалах 36-го ежегодного собрания группы интересов по моделированию трубопроводов, Калифорния: Палм-Спрингс, 2004. Поиск в Google Scholar

[33] Коэльо П.М., Пинхо С. Соображения об уравнениях для стационарного потока в трубопроводах природного газа.J Braz Soc Mech Sci Eng. 2007; 29: 262–73.10.1590 / S1678-58782007000300005 Поиск в Google Scholar

[34] Woldeyohannes AD, Majid MA. Имитационная модель для системы трубопроводов транспортировки природного газа. Практическая теория имитационного моделирования. 2011; 19 (1): 196–212.10.1016 / j.simpat.2010.06.006 Поиск в Google Scholar

[35] Смит Дж., Ван Несс Х. Введение в термодинамику химической инженерии. 4-е изд. Сингапур: McGraw-Hill Book Company, 1998. Поиск в Google Scholar

[36] Odom FM.Учебные пособия по моделированию центробежных компрессоров с приводом от газовой турбины, 22-я ежегодная встреча группы по моделированию трубопроводов, Балтимор, Мэриленд, США, 1990. Поиск в Google Scholar

[37] Соча К., Блюм К. Оптимизация колоний муравьев. В: Альба Э., Март’И Р., редакторы. Метаэвристические процедуры для обучения нейронных сетей, серия интерфейсов информатики. Берлин, Германия: Springer-Verlag, 2006: 153–80. Искать в Google Scholar

[38] Stutzle T, Hoos HH. Муравьиная система МАКС-МИН. Вычислительная система будущего поколения.2000; 16 (8): 889–914.10.1016 / S0167-739X (00) 00043-1 Поиск в Google Scholar

[39] Маниеццо В., Колорни А., Дориго М. Система муравьев, примененная к квадратичной задаче о назначении, Технический отчет IRIDIA / 94-28, IRIDIA, Universit´e Libre de Bruxelles, и Бельгия, 1994. Поиск в Google Scholar

[40] Иреди С., Меркл Д., Миддендорф М. Би-критерий оптимизации с алгоритмами мультиколонии муравьев. В: Zitzler E, et al., Редакторы. Труды эволюционной многокритериальной оптимизации, Первая международная конференция (EMO’01) Vol.1993 г., LNCS. Берлин, Германия: Springer-Verlag, 2001: 359–72. Искать в Google Scholar

[41] Schlueter M. Метод нелинейной смешанной оптимизации для космических приложений. Кандидат наук. Диссертация, Англия: Univ. of Birmingham, 2012. Поиск в Google Scholar

[42] Cengel AY, Michael BA. Термодинамика: инженерный подход. Нью-Йорк: McGraw-Hill, 2016. Искать в Google Scholar

[43] Nasr GG. Проблемы газовой инженерии и безопасности: последующий технологический процесс, анализ, использование и безопасность.Чам, Швейцария: Springer International Publishing, 2014. Поиск в Google Scholar

[44] Арья А.К., Хонвад С. Многоцелевая оптимизация газопроводной сети: подход колонии муравьев. Журнал технологий разведки и добычи нефти 2017.10.1007 / s13202-017-0410-7. Поиск в Google Scholar

Трубопровод природного газа — обзор

8.1 Введение

Инфраструктура Lifelines включает в себя трубопроводы природного газа и нефти, линии водоснабжения и канализации, хранилища газа и нефти, туннели, линии электропередачи и связи, среди прочего (Ариман и Мулески, 1981), которые жизненно важны для современного общества и урбанизации.По мере увеличения масштабов урбанизации и роста зависимости общества от современной инфраструктуры негативные последствия отказа системы жизнеобеспечения также усиливаются. Повреждение жизненно важных объектов инфраструктуры, таких как заглубленные трубопроводы, может иметь потенциально экстремальные последствия, включая потерю давления воды, энергоснабжения и связи, а также побочные эффекты, такие как широко распространенное заболевание из-за загрязненной питьевой воды и затруднение мер реагирования из-за нехватки жизненно важных ресурсов. (например, водоснабжение для пожаротушения).К числу наиболее серьезных опасностей для подземных трубопроводов относятся сейсмические явления и оползни, приводящие к распространению волн и постоянному смещению грунта (PGD). Опасности PGD обычно считаются гораздо более серьезными (R. Eguchi, 1983; O’Rourke, 2005), чем распространение волн. PGD ​​может быть локализован на небольшом участке трубопровода, например, в случае поверхностного разлома, или широко распространен, например, в случае крупномасштабного бокового распространения во время ожижения. Широко распространенный PGD может привести к множеству участков повреждения по всей площади бокового распространения, в то время как локализованный PGD может привести к небольшому количеству участков повреждения, но с потенциально гораздо более серьезным повреждением.Были разработаны оценки повреждений трубопроводов на основе волнового движения и показателей PGD. Eguchi (1983) коррелировал скорость прорыва трубы с модифицированной интенсивностью Меркалли (MMI). О’Рурк и Аяла (1993) представили зависимость скорости повреждения, вызванного распространением волн, от пиковой скорости грунта для различных типов труб и материалов. Несколько исследователей разработали эмпирические соотношения повреждений при распространении волн для различных типов труб и ситуаций (Eidinger et al., 1995; Honegger, 1995; O’Rourke and Jeon, 1991). Также были разработаны эмпирические отношения ущерба для ПГД (Heubach, 1995; Eidinger et al., 1995; Портер и др., 1991). Текущие методики оценки трубопроводов после проведения PGD — это преимущественно визуальный осмотр с уровня земли. В частности, несоответствия на уровне земли могут указывать на смещение трубопровода ниже. Также могут использоваться методы наземного зондирования, такие как инфракрасная термография (IT) и георадар (GPR). Методы ИК-термографии и георадара удобны для получения изображений, которые могут указывать на утечки в трубах или неоднородности, возникающие на подповерхностном уровне (Birken and Oristaglio, 2014).Однако эти методы визуализации могут быть дорогостоящими, медленными в развертывании и эксплуатации и для работы требуются квалифицированные специалисты. Методы визуализации также могут не обеспечивать уровень разрешения, необходимый для локализации повреждений. Также были развернуты методы внутри трубопровода, такие как отправка небольших удаленных устройств («умных свиней») через внутреннюю часть трубопровода для обнаружения повреждений трубопровода. Несмотря на то, что существуют эмпирические модели PGD-повреждений и технологии визуализации недр, лучшие решения могут быть приняты в отношении подземных трубопроводов после PGD, если будут приняты in situ зондирование и мониторинг .

Ввиду важности подземных путей жизнеобеспечения критически важно, чтобы повреждения были обнаружены и быстро диагностированы, чтобы можно было минимизировать риски для людей и имущества, а также выполнить ремонт, сводящий к минимуму перерывы в обслуживании. Системы мониторинга — очевидный подход, позволяющий быстро оценить серьезность повреждений и их местонахождение для быстрого ремонта. Однако существуют две проблемы при мониторинге подземных трубопроводов. Во-первых, трубопроводы часто проходят на расстояние от десятков до сотен миль, что требует разумного подхода к выбору места установки датчиков.Во-вторых, их расположение под землей затрудняет получение данных с установленных датчиков. На сегодняшний день большинство систем мониторинга трубопроводов на месте привязаны (включая традиционные проводные и волоконно-оптические датчики) к проводке, установленной вдоль трубопровода для передачи данных в систему сбора данных (Glisic, 2014). Такие методы могут быть дорогими из-за требований инвазивной установки.

Основная цель этой главы — проиллюстрировать экспериментальные методы зондирования, которые могут служить основой будущих систем мониторинга трубопроводов.В дополнение к использованию беспроводной телеметрии в качестве стратегии для сбора данных с подземных датчиков исследуются традиционные и новые сенсорные устройства. В частности, в главе основное внимание уделяется настройке стратегии обнаружения подземных сегментированных бетонных трубопроводов, подвергнутых PGD. Сегментированные трубопроводы, и в частности бетонные сегментированные трубопроводы, являются распространенными подземными системами жизнеобеспечения, используемыми для транспортировки сточных вод и ливневых вод. Они сильно повреждаются при воздействии крупных событий ПГД.В зависимости от ориентации трубопровода по отношению к плоскости разлома и направления разлома трубопровод может испытывать осевые силы, приводящие к растяжению или сжатию, а также к сдвигу и изгибу. Основными видами отказов в непрерывных трубопроводах являются разрыв при растяжении и местное продольное изгибание (O’Rourke, 2003). Отказ сегментированных трубопроводов в первую очередь наблюдается как совместное повреждение (O’Rourke, 2003). Осевые силы в сегментированных трубопроводах могут привести к вырыву соединения или раздавливанию раструба и втулки (т.е., телескопическая). Представленные технологии обнаружения будут специфичны для мониторинга движения сегментов трубопровода и прямого обнаружения повреждений на стыках трубопровода во время PGD. С этой целью в главе описывается полномасштабное испытание подземных сегментированных бетонных трубопроводов на экспериментальных и испытательных объектах сети инженерного моделирования землетрясений (NEES) в Корнельском университете. Испытания являются идеальным местом не только для проверки работы датчиков, находящихся под землей, для мониторинга состояния трубопроводов, но и для углубления понимания эволюции повреждений сегментированных бетонных трубопроводов в условиях PGD.В задачи входит строительство полномасштабного сегментированного бетонного трубопровода, проектирование и установка сенсорной системы для обнаружения и локализации повреждений, тестирование и проверка подземной беспроводной связи, наблюдение за взаимодействием грунта с трубопроводом во время PGD и анализ развития повреждений.

Природный газ | Национальное географическое общество

Природный газ — это ископаемое топливо. Как и другие ископаемые виды топлива, такие как уголь и нефть, природный газ образуется из растений, животных и микроорганизмов, которые жили миллионы лет назад.

Существует несколько различных теорий, объясняющих, как образуются ископаемые виды топлива. Наиболее распространенная теория заключается в том, что они образуются под землей в интенсивных условиях. По мере разложения растений, животных и микроорганизмов они постепенно покрываются слоями почвы, отложений, а иногда и горных пород. За миллионы лет органическое вещество сжимается. По мере того, как органическое вещество продвигается все глубже в земную кору, оно сталкивается с все более высокими температурами.

Сочетание сжатия и высокой температуры вызывает разрушение углеродных связей в органическом веществе.Этот молекулярный распад производит термогенный метан — природный газ. Метан, вероятно, самое распространенное органическое соединение на Земле, состоит из углерода и водорода (Глава 5).

Месторождения природного газа часто находятся рядом с нефтяными месторождениями. Месторождения природного газа, расположенные близко к поверхности Земли, обычно затмеваются близлежащими месторождениями нефти. Более глубокие месторождения, образующиеся при более высоких температурах и более высоком давлении, содержат больше природного газа, чем нефти. Самые глубокие месторождения могут состоять из чистого природного газа.

Однако природный газ не обязательно должен образовываться глубоко под землей.Он также может быть образован крошечными микроорганизмами, называемыми метаногенами. Метаногены обитают в кишечнике животных (включая человека) и в районах с низким содержанием кислорода у поверхности Земли. Например, свалки полны разлагающегося вещества, которое метаногены распадаются на тип метана, называемый биогенным метаном. Процесс образования метаногенов в природном газе (метане) называется метаногенезом.

Хотя большая часть биогенного метана улетучивается в атмосферу, создаются новые технологии для удержания и сбора этого потенциального источника энергии.

Термогенный метан — природный газ, образующийся глубоко под поверхностью Земли — также может улетучиваться в атмосферу. Часть газа может подниматься через проницаемые вещества, такие как пористые породы, и в конечном итоге рассеиваться в атмосфере.

Однако большая часть термогенного метана, поднимающегося к поверхности, встречается с геологическими образованиями, которые слишком непроницаемы для его выхода. Эти скальные образования называются осадочными бассейнами.

Осадочные бассейны задерживают огромные резервуары природного газа.Чтобы получить доступ к этим резервуарам природного газа, в породе необходимо просверлить отверстие (иногда называемое скважиной), чтобы газ мог выйти и быть собран.

Осадочные бассейны, богатые природным газом, встречаются по всему миру. Пустыни Саудовской Аравии, влажные тропики Венесуэлы и ледяная Арктика американского штата Аляска — все это источники природного газа. В Соединенных Штатах за пределами Аляски бассейны в основном расположены вокруг штатов, граничащих с Мексиканским заливом, включая Техас и Луизиану.Недавно в северных штатах Северная Дакота, Южная Дакота и Монтана были созданы значительные сооружения для бурения осадочных бассейнов.

Типы природного газа

Природный газ, добыча которого экономична и легкодоступна, считается «традиционным». Обычный газ задерживается проницаемым материалом под непроницаемой породой.

Природный газ, обнаруженный в других геологических условиях, не всегда так просто и практично добыть. Этот газ называют «нетрадиционным».«Постоянно разрабатываются новые технологии и процессы, чтобы сделать этот нетрадиционный газ более доступным и экономически выгодным. Со временем газ, считавшийся «нетрадиционным», может стать обычным.

Биогаз — это газ, который образуется при разложении органических веществ в отсутствие кислорода. Этот процесс называется анаэробным разложением и происходит на свалках или там, где разлагаются такие органические материалы, как отходы животноводства, сточные воды или побочные продукты производства.

Биогаз — это биологическое вещество, которое поступает от растений или животных, которые могут быть живыми или неживыми. Этот материал, такой как лесные остатки, можно сжигать для создания возобновляемого источника энергии.

Биогаз содержит меньше метана, чем природный газ, но его можно очищать и использовать в качестве источника энергии.

Deep Natural Gas
Deep Natural Gas — нетрадиционный газ. В то время как большинство обычных газов можно найти на глубине всего несколько тысяч метров, природный газ находится на глубине не менее 4500 метров (15000 футов) ниже поверхности Земли.Бурение глубокого месторождения природного газа не всегда экономически целесообразно, хотя методы его добычи были разработаны и усовершенствованы.

Сланцы
Сланцевый газ — еще один тип нетрадиционных месторождений. Сланец — это мелкозернистая осадочная порода, не разрушающаяся в воде. Некоторые ученые говорят, что сланец настолько непроницаем, что мрамор по сравнению с ним считается «губчатым». Толстые пласты этой непроницаемой породы могут «прослоить» между собой слой природного газа.

Сланцевый газ считается нетрадиционным источником из-за сложных процессов, необходимых для доступа к нему: гидроразрыва пласта (также известного как гидроразрыв) и горизонтального бурения. Фрекинг — это процедура, при которой открытая порода раскалывается струей воды под высоким давлением, а затем «подпирается» крошечными песчинками, стеклом или кремнеземом. Это позволяет газу более свободно вытекать из скважины. Горизонтальное бурение — это процесс бурения прямо в землю, а затем бурение сбоку или параллельно поверхности Земли.

Плотный газ
Плотный газ — это нетрадиционный природный газ, уловленный под землей в непроницаемой горной породе, что делает его чрезвычайно трудным для добычи. Для извлечения газа из «плотных» горных пород обычно требуются дорогие и сложные методы, такие как гидроразрыв и кислотная обработка.

Окисление аналогично гидроразрыву. Кислота (обычно соляная кислота) закачивается в скважину с природным газом. Кислота растворяет плотную породу, которая блокирует поток газа.

Метан угольных пластов
Метан угольных пластов — еще один вид нетрадиционного природного газа. Как следует из названия, метан угольных пластов обычно находится в угольных пластах, которые проходят под землей. Исторически сложилось так, что при добыче угля природный газ намеренно выбрасывался из шахты в атмосферу как отходы. Сегодня метан угольных пластов собирается и является популярным источником энергии.

Газ в зонах с избыточным давлением
Еще одним источником нетрадиционного природного газа являются зоны с избыточным давлением.Зоны с избыточным давлением составляют 3 000-7 600 метров (10 000-25 000 футов) ниже поверхности Земли.

Эти зоны образуются, когда слои глины быстро накапливаются и уплотняются поверх более пористого материала, такого как песок или ил. Поскольку природный газ вытесняется из сжатой глины, он откладывается под очень высоким давлением в песке, иле или другом абсорбирующем материале под ним.

Зоны с избыточным давлением очень трудно добывать, но они могут содержать очень большое количество природного газа.В Соединенных Штатах большинство зон с повышенным давлением обнаружено в районе побережья Мексиканского залива.

Гидраты метана
Гидраты метана — еще один вид нетрадиционного природного газа. Метаногидраты были обнаружены совсем недавно в океанских отложениях и в районах вечной мерзлоты Арктики. Гидраты метана образуются при низких температурах (около 0 ° C или 32 ° F) и под высоким давлением. При изменении условий окружающей среды в атмосферу выбрасываются гидраты метана.

По оценкам Геологической службы США (USGS), гидраты метана могут содержать в два раза больше углерода, чем весь уголь, нефть и обычный природный газ в мире вместе взятые.

В океанических отложениях на континентальном склоне образуются гидраты метана, когда бактерии и другие микроорганизмы опускаются на дно океана и разлагаются в иле. Метан, заключенный в отложениях, обладает способностью «цементировать» рыхлые отложения на месте и поддерживать стабильность континентального шельфа. Однако, если вода становится теплее, гидраты метана разрушаются. Это вызывает подводные оползни и выделяет природный газ.

В экосистемах вечной мерзлоты гидраты метана образуются при замерзании водоемов, и молекулы воды создают индивидуальные «клетки» вокруг каждой молекулы метана.Газ, заключенный в замороженной решетке воды, имеет гораздо более высокую плотность, чем в газообразном состоянии. Когда ледяные клетки тают, метан улетучивается.

Глобальное потепление, текущий период изменения климата, влияет на высвобождение гидратов метана как из слоев вечной мерзлоты, так и из слоев океанических отложений.

В гидратах метана хранится огромное количество потенциальной энергии. Однако, поскольку это такие хрупкие геологические образования, способные разрушать и нарушать окружающие условия окружающей среды, методы их извлечения разрабатываются с особой осторожностью.

Бурение и транспортировка

Природный газ измеряется в кубических метрах или стандартных кубических футах. В 2009 году Управление энергетической информации США (EIA) подсчитало, что доказанные мировые запасы природного газа составляют около 6 289 триллионов кубических футов (триллионов кубических футов).

Большая часть запасов находится на Ближнем Востоке, 2 686 триллионов кубических футов в 2011 году, или 40 процентов от общих мировых запасов. Россия занимает второе место по размеру доказанных запасов, составив 1680 трлн фут3 в 2011 году.В Соединенных Штатах сосредоточено чуть более 4 процентов мировых запасов природного газа. <

По данным EIA, общее мировое потребление сухого природного газа в 2010 году составило 112 920 миллиардов кубических футов (bcf). В том году Соединенные Штаты потребили немногим более 24 000 млрд куб. Футов — больше, чем любая другая страна.

Природный газ чаще всего добывается вертикальным бурением от поверхности Земли. При одиночном вертикальном бурении скважина ограничивается запасами газа, с которыми она сталкивается.

Гидравлический разрыв пласта, горизонтальное бурение и кислотная обработка — это процессы, позволяющие увеличить объем газа, к которому скважина может получить доступ, и, таким образом, увеличить ее продуктивность.Однако такая практика может иметь негативные экологические последствия.

Гидравлический разрыв пласта или гидроразрыв пласта — это процесс, при котором открытые горные породы разделяются потоками воды, химикатов и песка под высоким давлением. Песочные подпорки открывают скалы, что позволяет газу улетучиваться и храниться или транспортироваться. Однако для гидроразрыва требуется огромное количество воды, что может радикально снизить уровень грунтовых вод в районе и отрицательно повлиять на водную среду обитания. В результате этого процесса образуются высокотоксичные и часто радиоактивные сточные воды, которые при неправильном обращении могут протекать и загрязнять подземные источники воды, используемые для питья, гигиены, промышленного и сельскохозяйственного использования.

Кроме того, гидроразрыв может вызывать микроземлетрясения. Большинство этих землетрясений слишком малы, чтобы их можно было почувствовать на поверхности, но некоторые геологи и защитники окружающей среды предупреждают, что землетрясения могут вызвать структурные повреждения зданий или подземных сетей труб и кабелей.

Из-за этих негативных воздействий на окружающую среду гидроразрыв был подвергнут критике и запрещен в некоторых областях. В других областях гидроразрыв — это прибыльная экономическая возможность и надежный источник энергии.

Горизонтальное бурение — это способ увеличения площади скважины без создания множества дорогостоящих и экологически чистых буровых площадок.После бурения прямо с поверхности Земли бурение можно направить в сторону — горизонтально. Это увеличивает продуктивность скважины, не требуя нескольких буровых площадок на поверхности.

Подкисление — это процесс растворения кислотных компонентов и их помещения в скважину с природным газом, при котором растворяется порода, которая может блокировать поток газа.

После добычи природного газа его чаще всего транспортируют по трубопроводам диаметром от 2 до 60 дюймов.

В континентальной части Соединенных Штатов имеется более 210 трубопроводных систем, состоящих из 490 850 километров (305 000 миль) магистральных трубопроводов, по которым газ транспортируется во все 48 штатов. Для этой системы требуется более 1400 компрессорных станций, чтобы газ продолжал свой путь, 400 подземных хранилищ, 11000 пунктов доставки газа и 5000 пунктов приема газа.

Природный газ также можно охладить до температуры около -162 ° C (-260 ° F) и преобразовать в сжиженный природный газ или СПГ.В жидкой форме природный газ занимает лишь 1/600 объема своего газообразного состояния. Его легко хранить и транспортировать в места, где нет трубопроводов.

СПГ транспортируется на специализированном изотермическом танкере, в котором СПГ поддерживается при температуре кипения. Если какой-либо из СПГ испаряется, он сбрасывается из зоны хранения и используется для питания транспортного судна. Соединенные Штаты импортируют СПГ из других стран, включая Тринидад и Тобаго и Катар. Однако в настоящее время США наращивают производство СПГ внутри страны.

Потребление природного газа

Хотя на разработку природного газа уходит миллионы лет, его энергия использовалась только в течение последних нескольких тысяч лет. Около 500 г. до н.э. китайские инженеры использовали природный газ, выходящий из Земли, построив бамбуковые трубопроводы. Эти трубы транспортируют газ для нагрева воды. В конце 1700-х годов британские компании поставляли природный газ для освещения уличных фонарей и домов.

Сегодня природный газ используется бесчисленными способами в промышленных, коммерческих, жилых и транспортных целях.По оценкам Министерства энергетики США (DOE), природный газ может быть на 68 процентов дешевле, чем электричество.

В жилых домах природный газ наиболее часто используется для отопления и приготовления пищи. Он используется для питания бытовой техники, такой как печи, кондиционеры, обогреватели, наружное освещение, обогреватели для гаражей и сушилки для одежды.

Природный газ также используется в более крупных масштабах. В коммерческих помещениях, таких как рестораны и торговые центры, это чрезвычайно эффективный и экономичный способ питания водонагревателей, обогревателей, сушилок и плит.

Природный газ также используется для обогрева, охлаждения и приготовления пищи в промышленных условиях. Однако он также используется в различных процессах, таких как обработка отходов, пищевая промышленность и очистка металлов, камня, глины и нефти.

Природный газ также можно использовать в качестве альтернативного топлива для автомобилей, автобусов, грузовиков и других транспортных средств. В настоящее время в мире насчитывается более 5 миллионов автомобилей, работающих на природном газе, и более 150 000 автомобилей в США.

Хотя изначально газомоторные автомобили стоят больше, чем автомобили, работающие на газе, их дешевле заправлять топливом, и они являются самыми экологически чистыми автомобилями в мире.Транспортные средства с бензиновыми и дизельными двигателями выделяют вредные и токсичные вещества, включая мышьяк, никель и оксиды азота. Напротив, газовые двигатели могут выделять незначительное количество пропана или бутана, но выделять в атмосферу на 70 процентов меньше окиси углерода.

Используя новую технологию топливных элементов, энергия природного газа также используется для производства электроэнергии. Вместо сжигания природного газа для получения энергии топливные элементы вырабатывают электричество с помощью электрохимических реакций. Эти реакции производят воду, тепло и электричество без каких-либо других побочных продуктов или выбросов.Ученые все еще исследуют этот метод производства электричества, чтобы по доступной цене применять его в электрических изделиях.

Природный газ и окружающая среда

Природный газ обычно необходимо переработать, прежде чем его можно будет использовать. При добыче природный газ может содержать множество элементов и соединений, кроме метана. Вода, этан, бутан, пропан, пентаны, сероводород, диоксид углерода, водяной пар и иногда гелий и азот могут присутствовать в скважине с природным газом.Чтобы использовать его для получения энергии, метан обрабатывается и отделяется от других компонентов. Газ, который используется для получения энергии в наших домах, представляет собой почти чистый метан.

Как и другие ископаемые виды топлива, природный газ можно сжигать для получения энергии. Фактически, это топливо с наиболее чистым сгоранием, то есть при нем выделяется очень мало побочных продуктов.

При сжигании ископаемого топлива они могут выделять (или выделять) различные элементы, соединения и твердые частицы. Уголь и нефть представляют собой ископаемое топливо с очень сложными молекулярными образованиями и содержат большое количество углерода, азота и серы.Когда они сгорают, они выделяют большое количество вредных выбросов, включая оксиды азота, диоксид серы и частицы, которые уносятся в атмосферу и способствуют загрязнению воздуха.

Напротив, метан в природном газе имеет простую молекулярную структуру: Ch5. Когда он горит, он выделяет только углекислый газ и водяной пар. Когда мы дышим, люди выдыхают те же два компонента.

Двуокись углерода и водяной пар, наряду с другими газами, такими как озон и закись азота, известны как парниковые газы.Увеличение количества парниковых газов в атмосфере связано с глобальным потеплением и может иметь катастрофические экологические последствия.

Хотя при сжигании природного газа по-прежнему выделяются парниковые газы, он выделяет почти на 30 процентов меньше CO2, чем нефть, и на 45 процентов меньше, чем уголь.

Безопасность

Как и при любой другой добыче, бурение на природный газ может привести к утечкам. Если буровая установка попадает в неожиданный карман с высоким давлением природного газа, или если скважина повреждена или разрывается, утечка может быть немедленно опасной.

Поскольку природный газ так быстро растворяется в воздухе, он не всегда вызывает взрыв или возгорание. Однако утечки представляют собой опасность для окружающей среды, которая также приводит к утечке грязи и масла в прилегающие районы.

Если для расширения скважины использовался гидроразрыв, химические вещества, полученные в результате этого процесса, могут загрязнить местные водные среды обитания и питьевую воду высокорадиоактивными материалами. Выбрасываемый в воздух неконтролируемый метан также может вынудить людей временно покинуть территорию.

Утечки также могут происходить медленно. До 1950-х годов чугун был популярным выбором для распределительных трубопроводов, но он позволял выходить большому количеству природного газа. Чугунные трубы становятся негерметичными после долгих лет циклов замерзания-оттаивания, интенсивного движения по воздуху и нагрузок из-за естественного смещения грунта. Утечки метана из этих распределительных трубопроводов составляют более 30 процентов выбросов метана в секторе распределения природного газа США. Сегодня трубопроводы изготавливаются из различных металлов и пластмасс, чтобы уменьшить утечки.

Разведка и добыча нефти и газа

Разведка и переработка Добыча нефти и газа: обзор

Термины «добыча нефти и газа» и «добыча нефти и газа» относятся к местоположению нефтегазовой компании в цепочке поставок. Компании нефтегазовой отрасли обычно делятся на одну из трех групп: добыча, переработка и переработка. Некоторые компании считаются «интегрированными», потому что они совмещают функции двух или трех групп.

Добыча нефти и газа осуществляется компаниями, которые идентифицируют, добывают или производят сырье. Компании по добыче нефти и газа ближе к конечному пользователю или потребителю. Вот взгляд на добычу нефти и газа вверх и вниз по течению, их отдельные функции и то, какую роль они играют в более широкой цепочке поставок.

Upstream Добыча нефти и газа

Добыча и эксплуатация нефти и газа в разведке и добыче выявляют залежи, бурят скважины и извлекают сырье из-под земли.Их также часто называют геологоразведочными и добывающими компаниями. Этот сектор также включает сопутствующие услуги, такие как буровые работы, технико-экономические обоснования, аренда оборудования и добыча химических веществ.

Ключевые выводы

• Под добычей и переработкой нефти и газа понимается местоположение нефтегазовой компании в цепочке поставок.
• Добыча нефти и газа осуществляется компаниями, которые идентифицируют, добывают или производят сырье.
• Добыча нефти и газа после переработки включает все, что связано с последующей добычей сырой нефти и природного газа.
• Мидстрим связывает восходящий и нисходящий потоки и включает услуги по транспортировке и хранению.

Многие из тех, кто работает в сфере разведки и добычи, включают геологов, геофизиков, операторов сервисных вышек, инженерные фирмы, ученых, а также подрядчиков по сейсморазведке и бурению. Эти люди могут определить местонахождение и оценить запасы до того, как начнется фактическое бурение.

Китайская национальная оффшорная нефтяная корпорация и Schlumberger (SLB) являются примерами крупных компаний, которые сосредоточены на услугах разведки и добычи.Многие из крупнейших операторов разведки и добычи являются крупными диверсифицированными нефтегазовыми компаниями, такими как Exxon-Mobil (XOM).

Переработка и переработка нефти и газа

Чем ближе нефтегазовая компания к снабжению потребителей нефтепродуктами, тем дальше она находится в отрасли. Операции по переработке нефти и газа — это нефтегазовые процессы, которые происходят после фазы добычи до точки продажи.

Операции по добыче и переработке нефти и газа

Этот сектор нефтегазовой промышленности — заключительный этап производственного процесса — представлен переработчиками нефти и природного газа, которые доставляют полезные продукты конечным пользователям и потребителям.Они также занимаются маркетингом и распределением сырой нефти и продуктов природного газа. Проще говоря, рынок сбыта нефти и газа — это все, что связано с постпроизводством сырой нефти и природного газа.

Многие из продуктов, которые потребители используют каждый день, поступают непосредственно от последующих производств, включая дизельное топливо, природный газ, бензин, топочный мазут, смазочные материалы, пестициды, фармацевтические препараты и пропан.

Операции среднего звена связывают объекты вверх и вниз по течению и в основном включают услуги по транспортировке и хранению ресурсов, такие как трубопроводы и системы сбора.

Компании, участвующие в процессе переработки и сбыта, включают нефтеперерабатывающие заводы, дистрибьюторов нефтепродуктов, нефтехимические заводы, дистрибьюторов природного газа и розничные точки. Многие крупные перерабатывающие компании также диверсифицированы и участвуют в производственном процессе на всех уровнях. Примеры перерабатывающих компаний включают ведущие нефтеперерабатывающие компании США Marathon Petroleum (MPC) и Phillips 66 (PSX). Phillips 66 изначально входила в состав материнской компании ConocoPhillips (COP) до тех пор, пока в 2012 году более крупная нефтяная компания не решила отделить перерабатывающий бизнес.

Общие сведения о компрессорных станциях природного газа

Компрессорные станции являются неотъемлемой частью газопроводной сети, по которой природный газ транспортируется от отдельных добывающих скважин к конечным пользователям. Когда природный газ движется по трубопроводу, расстояние, трение и перепады высот замедляют движение газа и снижают давление. Компрессорные станции стратегически размещены в сети трубопроводов сбора и транспортировки, чтобы поддерживать давление и поток газа на рынок.

Компоненты компрессорной станции

Природный газ поступает на компрессорную станцию ​​по трубопроводу станции и проходит через скрубберы и фильтры для извлечения любых жидкостей и удаления твердых частиц или других твердых частиц, которые могут находиться в потоке газа (Рисунок 1). После очистки поток природного газа направляется по дополнительным заводским трубопроводам к отдельным компрессорам. Компьютеры регулируют поток и количество устройств, необходимых для обработки запланированных требований к потоку системы.Большинство компрессорных агрегатов работают параллельно, при этом отдельные компрессорные агрегаты обеспечивают необходимое дополнительное давление перед тем, как направить газ обратно в трубопровод с восстановленным полным рабочим давлением. Когда требуемое повышение давления очень велико, несколько компрессорных агрегатов могут работать поэтапно (последовательно) для достижения желаемого давления поэтапно.

При сжатии природного газа выделяется тепло, которое необходимо отводить для охлаждения газового потока перед тем, как покинуть компрессорную установку.На каждые 100 фунтов на квадратный дюйм повышения давления температура газового потока увеличивается на 7-8 градусов. Большинство компрессорных станций имеют систему воздушного охлаждения для отвода избыточного тепла (охладитель «после»). Тепло, выделяемое при работе отдельных компрессорных агрегатов, рассеивается через герметичную систему охлаждения, аналогичную автомобильному радиатору.

В областях с влажным газом или в областях, где производится сжиженный природный газ (ШФЛУ), изменения давления и температуры вызывают выпадение некоторых жидкостей.Выпадающие жидкости улавливаются в цистернах и вывозятся грузовиками с места. Уловленные жидкости называются природным бензином или капельным газом, который часто используется в качестве смеси автомобильного бензина.

Большинство компрессорных станций работают за счет части природного газа, протекающего через станцию, хотя в некоторых районах страны все или некоторые агрегаты могут иметь электрическое питание, главным образом, по соображениям охраны окружающей среды или безопасности. Компрессоры, работающие на газе, могут приводиться в действие как обычными поршневыми двигателями, так и газотурбинными установками.Между этими конкурирующими технологиями компрессорных двигателей существуют конструктивные и эксплуатационные различия, а также уникальные выбросы в атмосферу и уровень шума.

На станции может быть один или несколько отдельных компрессорных агрегатов, которые могут находиться на открытом воздухе или, что чаще, размещаться в здании для облегчения технического обслуживания и управления звуком. Новые юниты часто размещаются по одному в каждом здании, но в одном большом здании может быть несколько юнитов. Компрессорные здания обычно включают изолированные стены, экранированные выхлопные системы и передовые технологии вентиляции для гашения звука.Вновь построенные компрессорные здания могут включать эти элементы в тех случаях, когда местные, государственные или федеральные нормы требуют снижения шума (Рисунок 2).

Рисунок 2. Внутри компрессорного корпуса. Предоставлено командой Marcellus Education

Площадки компрессорных станций для линий сбора часто больше, чем компрессоры линий электропередач, из-за того, что в комплекс входит несколько трубопроводов, а в некоторых случаях требуется дополнительное оборудование для фильтрации и удаления жидкостей из газового потока ( Рисунок 3).Другие компоненты компрессорного комплекса включают резервные генераторы, газоизмерительное оборудование, системы фильтрации газа, а также системы контроля и управления безопасностью. Также может быть оборудование для одоризации для добавления меркаптана, который придает природному газу характерный сернистый запах.

Рисунок 3. Площадка компрессорной станции. Предоставлено Spectra Energy

1. Трубопровод станции 2. Фильтры-сепараторы / скрубберы 3. Компрессорные агрегаты 4. Система охлаждения газа 5. Система смазочного масла 6.Глушители (глушители выхлопных газов) 7. Система топливного газа 8. Резервные генераторы

Разрешительная и нормативная база

Компрессорные станции разрешены и регулируются на федеральном уровне или уровне штата в зависимости от типа трубопровода, обслуживаемого компрессором. В этой публикации будут обсуждаться два основных типа трубопроводных / компрессорных систем: системы сбора и межгосударственные системы передачи. Следует отметить, что цель, а не размер трубы, определяет, является ли трубопровод линией сбора или межгосударственной линией.

Компрессорные станции в системе сбора

Линии сбора обычно представляют собой трубопроводы меньшего диаметра (обычно в диапазоне от 6 до 20 дюймов), которые перемещают природный газ от устья скважины к установке по переработке природного газа или соединяются с большим магистральным трубопроводом. Линии сбора регулируются на государственном уровне, а компрессорные станции, входящие в систему сбора, также регулируются государством. В Пенсильвании Департамент охраны окружающей среды (PA DEP) отвечает за выдачу экологических разрешений и регулирование при планировании и строительстве компрессоров системы сбора.Подразделение газовой безопасности Комиссии по коммунальным предприятиям Пенсильвании (PA PUC) отвечает за надзор за безопасностью во время строительства и эксплуатации определенных объектов Класса 2, Класса 3 и Класса 4. Регламент PA PUC включает спецификации материалов и конструкции, проверки на месте, а также обзор процедур технического обслуживания и безопасности компании.

Природный газ в системе сбора может поступать на компрессорную станцию ​​при различных давлениях в зависимости от давления в скважинах, питающих систему, и расстояния, на которое газ проходит от устья скважины до компрессора.Независимо от входящего давления, газ должен быть отрегулирован или сжат до давления передачи (обычно от 800 до 1200 фунтов на квадратный дюйм), прежде чем он сможет попасть в межгосударственную систему передачи. Поскольку требования к сжатию могут быть значительными в системе сбора, эти компрессорные системы обычно представляют собой большие установки, состоящие из 6–12 компрессоров в нескольких зданиях. Многие из этих компрессорных станций системы сбора увеличиваются в размерах по мере того, как в районе бурят больше скважин, что увеличивает потребность в сжатии.Постоянные требования к земле для компрессора системы сбора обычно составляют от 5 до 15 акров, но они могут превышать это значение, учитывая уклон земли и другие факторы.

Компрессорные станции межгосударственной системы газоснабжения

Магистральные трубопроводы обычно представляют собой трубопроводы большого диаметра (20-48 дюймов) на большие расстояния, по которым природный газ транспортируется из районов добычи в районы рынка. Эти межгосударственные трубопроводы транспортируют природный газ через государственные границы — в некоторых случаях через всю страну.Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC) имеет полномочия по размещению, строительству и эксплуатации межгосударственных трубопроводов и компрессоров. Процесс проверки FERC включает экологическую экспертизу, оценку альтернативных участков и взаимодействие с землевладельцами и общественностью.

После ввода в действие межгосударственных компрессорных станций, регулируемых на федеральном уровне, безопасность станции регулируется, контролируется и обеспечивается Министерством транспорта США (DOT). В рамках DOT Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA) отвечает за соблюдение надлежащих стандартов проектирования, строительства, эксплуатации, технического обслуживания, испытаний и инспекций.

Межгосударственные линии электропередачи регулируются на федеральном уровне, а компрессорные станции, являющиеся частью межгосударственной системы электропередачи, также регулируются на федеральном уровне. Межгосударственные компрессорные предприятия должны, как правило, соответствовать местным и государственным нормам; однако в случае конфликта преимущественную силу будут иметь более строгие правила.

Природный газ в межгосударственном трубопроводе обычно уже находится под давлением от 800 до 1200 фунтов на квадратный дюйм. Чтобы газ продолжал оптимально течь, его необходимо периодически сжимать и проталкивать по трубопроводу.Трение и перепады высот замедляют газ и снижают давление, поэтому компрессорные станции обычно размещаются на расстоянии от 40 до 70 миль вдоль трубопровода, чтобы обеспечить повышение давления. Поскольку они обеспечивают только повышение давления, компрессоры межгосударственной системы передачи, как правило, имеют меньшие размеры по сравнению с компрессорами системы сбора. Типичный объект может состоять из двух компрессорных агрегатов (один из которых работает, а другой служит резервным) в одном здании.Типичные постоянные требования к земле для межгосударственного компрессора составляют от 4 до 5 акров.

Соображения безопасности

Компрессорные станции включают в себя различные системы и методы безопасности для защиты населения и сотрудников станции в случае возникновения чрезвычайной ситуации. Например, каждая станция имеет систему аварийного отключения (ESD), подключенную к системе управления, которая может обнаруживать аномальные условия, такие как непредвиденное падение давления или утечка природного газа (Рисунок 4). Эти аварийные системы автоматически останавливают компрессорные агрегаты, изолируют и удаляют воздух из газовых трубопроводов компрессорной станции (иногда это называется продувкой).Правила требуют, чтобы компрессорные станции периодически проверяли и выполняли техническое обслуживание системы аварийного отключения для обеспечения надежности. Землевладельцам, соседям и службам быстрого реагирования рекомендуется ознакомиться с системами безопасности, процедурами испытаний и протоколами аварийного реагирования для компрессорных станций в их районе.

Рисунок 4. Клапан аварийного отключения на входном трубопроводе. Предоставлено командой Marcellus Education

Одоризация

Природный газ — это бесцветный газ без запаха, поэтому одорант, обычно меркаптан, добавляется в газовый поток в качестве дополнительного механизма безопасности.Одоризация природного газа в межгосударственных системах передачи и сборах регулируется в соответствии с разделом 49, часть 192 Федерального кодекса правил, который требует одоризации линий электропередачи в густонаселенных районах (местоположения классов 3 и 4). В отношении зон с серьезными последствиями применяются дополнительные уровни регулирования для обеспечения общественной безопасности. «Расположение класса» — термин, используемый в правилах для обозначения плотности населения вокруг трубопровода. Расположение класса определяется количеством жилых единиц в пределах 220 ярдов на скользящей миле от трубопровода.Классы 3 и 4 — это места с 46 или более зданиями или здания, занятые 20 или более людьми, по крайней мере, 5 дней в неделю в течение 10 недель (школы, общественные центры и т. Д.). Транспортные трубопроводы в местах класса 1 и 2 — в сельской местности с менее чем 46 зданиями на милю скольжения — освобождены от правил одоризации. С практической точки зрения, газ, одорированный в помещениях класса 3 или 4 «выше по потоку», будет сохранять некоторый уровень одоранта в газовом потоке, когда он проходит через зоны классов 1 и 2.

5 разрешение

Таблица 1. Регулировка компрессорной станции. Следующая матрица представляет собой общий обзор регулируемых параметров компрессорной станции и задействованных агентств.

	Компрессоры системы сбора (PA)		Компрессоры межгосударственной системы (федеральные)
	Агентство	Постановление	Агентство	Постановление
EPA и PA DEP	Закон о чистом воздухе
Уровень шума	Нет *	* Муниципалитеты могут иметь местные постановления по шуму, которые будут применяться к компрессорным станциям в пределах муниципалитета		Шум не должен превышать день — средний ночной уровень 55 децибел в любой ранее существовавшей чувствительной к шуму зоне (NSA), такой как школы, больницы или жилые дома
Эрозия и отложения	PA DEP	Глава 102: Правила контроля за эрозией и загрязнением отложений	FERC	FERC работает в сотрудничестве с окружными заповедниками для реализации Правила гос.	Компании обязаны соблюдать правило FERC 18CFR 380.12 (k) (4) (v) (B), чтобы убедиться в отсутствии увеличения ощутимой вибрации при работе
Эксплуатация, техническое обслуживание и безопасность	PA PUC	Технические характеристики материалов и конструкции, проверки на месте, обзор процедур технического обслуживания и безопасности	US DOT PHMSA	Спецификации материалов и конструкции, инспекции на месте, проверка процедур технического обслуживания и безопасности
Общественный вклад	PA DEP	45-дневный период для комментариев по предлагаемым общим разрешениям	FERC PA DEP	Общественность может предоставить информацию о предлагаемой компрессорной станции на нескольких этапах процесса проверки FERC 25 Па.Код 127.621 25 Па. Код 127.44

Соображения сообщества и землевладельцев

Хотя некоторые договоры аренды нефти и газа и сервитута трубопроводов могут разрешать строительство компрессорных станций на арендованной территории, большинство соглашений о компрессорных станциях заключаются как договор отдельный договор с помещиком. Когда речь идет об аренде полезных ископаемых, праве отчуждения или других соглашениях, обычно рекомендуется сохранять соглашение как можно более узким и не разрешать размещение наземных сооружений, таких как компрессорные станции, в рамках соглашения.Таким образом, землевладелец может получить дополнительную стоимость от аренды компрессора и сосредоточиться на согласовании условий, которые являются уникальными для аренды или продажи компрессора (или вообще избежать этого). Например, расположение объекта, шумоподавление, ограничения движения и освещения могут быть более важными соображениями на объекте компрессора, чем другие соглашения. Если компрессорная станция уже включена в договор аренды полезных ископаемых или трубопровод, землевладелец может пожелать попросить оператора о соглашении о землепользовании, чтобы предоставить руководящие принципы и ограничения для строительства компрессорной станции; однако обычно легче договориться об этом до подписания договора аренды полезных ископаемых.Обратитесь к публикациям Penn State Extension «Руководство для землевладельцев по аренде земли в Пенсильвании» и «Переговоры о правах прохода на трубопровод в Пенсильвании» для получения дополнительной информации об аренде полезных ископаемых и соображениях права отчуждения.

Сдать участок в аренду или продать?

Операторы компрессоров могут иметь предпочтение владеть собственностью, а не арендовать площадь, на которой построена компрессорная станция. Землевладельцы должны учитывать последствия продажи или сдачи в аренду своей собственности для компрессорной станции.Продажа участка может облегчить некоторые опасения землевладельцев, такие как ответственность, налоги на имущество, нарушение владения и рекультивация участка. Оплата продажи сайта обычно происходит авансом и полностью без возможности дополнительных текущих платежей.

Аренда собственности может предоставить землевладельцу больший контроль над выбором места и проектированием компрессорной станции. Землевладельцу могут потребоваться буферы для уменьшения шума и нарушения зрения. Лизинг может дать землевладельцам больше рычагов воздействия на этапах строительства и эксплуатации компрессорной станции — сдаваемая в аренду промежуточная компания может быстрее ответить землевладельцу, у которого она арендует.В любом случае землевладельцам важно учитывать соглашение и то, как оно может повлиять на их прибыль и образ жизни. При принятии решения о сдаче в аренду или продаже также следует учитывать последствия налога на прибыль и налога на имущество.

Оценка

Сколько стоит площадка под компрессорную станцию? Ответ может значительно варьироваться в зависимости от местоположения и порогового значения для конкретного землевладельца, который может согласовать условия продажи или аренды. Если условия не соблюдены, готов ли землевладелец пойти на компромисс? Землевладельцы должны подумать, не повлияет ли проект на их землю, образ жизни и / или сельскохозяйственные операции.Некоторые вопросы, которые следует учитывать при согласовании цены, могут включать:

1. Требуемое количество земли
2. Количество нарушенных земель (временное и постоянное)
3. Реальная стоимость земли
4. Влияние на использование и стоимость ваша оставшаяся площадь
5. Возможное вмешательство в сельскохозяйственную деятельность
6. Стоимость недавних договоров аренды и продажи компрессорной площадки в вашем районе

Помните, что нет установленной суммы в долларах, которую должен принять землевладелец, но стоимость недавних договоров аренды и продажи площадок обеспечивает общее представление о том, сколько отрасль готова платить за аналогичные соглашения в вашем регионе.

Программа «Чистый и зеленый»

«Чистый и зеленый» — это льготная оценка налога на имущество, которая способствует сохранению фермерских хозяйств, лесов и открытых земель в Пенсильвании. Закон о чистоте и защите окружающей среды позволяет выделить часть собственности, предназначенную для нефтегазовых операций, без штрафных санкций, которые могут повлиять на всю собственность. Часть затронутого имущества будет подлежать отмене налогов (до 7 лет и сбор в размере 6 процентов простых процентов) и будет оцениваться по полной рыночной стоимости в будущем.Землевладельцы, участвующие в программе Clean and Green или любой другой программе по сохранению или консервации, должны рассмотреть вопрос о том, чтобы юрисконсульт рассмотрел и изменил соглашение, указав, что арендодатель или покупатель берет на себя уплату любых налогов или штрафов, начисленных в результате соглашения.

Особенности площадки

Площадки компрессорных станций сильно различались по количеству акров, нарушенных на этапе строительства, и земли, постоянно используемой во время эксплуатации. (Рисунок 5). Это может быть от 3 акров до более 20 акров на участок; средняя площадь компрессорной площадки системы сбора, построенной за последние несколько лет, может составлять от 12 до 15 акров, но землеройные работы, складирование грунта и подъездные дороги увеличивают общую площадь нарушенных земель.Землевладельцы могут пожелать указать лимит площади нарушенных акров и количество земли, разрешенной для постоянного использования. Участки для временного использования или строительства должны быть четко определены с точки зрения использования и количества времени, на которое они годны (например, термин «временный» не имеет определения в соглашении до тех пор, пока землевладелец не установит такие параметры, как как 6 месяцев или 1 год).

Рисунок 5. Компрессорная станция. Предоставлено Информационно-исследовательским центром Марселлуса

Уровень шума

Компрессоры могут генерировать значительный шум в зависимости от типа компрессора, используемых технологий шумоподавления, уклона земли вокруг компрессора и других факторов.Владельцы земли могут учитывать шум, поскольку он влияет на них и их соседей при заключении соглашения о компрессорной станции. Операторы компрессорных станций часто включают некоторый уровень снижения шума в проект своего участка, но землевладелец может захотеть включить минимальные стандарты в свое соглашение об аренде или продаже.

В настоящее время FERC требует, чтобы уровень шума не превышал 55 децибел днем ​​/ ночью средний уровень звука (дБА Ldn) в ближайшей чувствительной к шуму зоне (NSA). К зонам, чувствительным к шуму, относятся жилые дома, места отправления культа и другие места.Это требование касается только компрессорных станций, которые регулируются FERC, которые будут включать межгосударственную трубопроводную систему в Пенсильвании, но не включают компрессоры, которые связаны с линиями сбора. Некоторые муниципалитеты (округа, поселки, районы) имеют свои собственные постановления, ограничивающие шум. Если есть постановление, подумайте о том, чтобы попросить у ваших муниципальных чиновников копию постановления.

В Пенсильвании нет никаких преимущественных государственных нормативов, регулирующих уровень шума от компрессорных станций.Если предлагаемый объект не находится под юрисдикцией FERC и у муниципалитета нет постановления по шуму, землевладельцы должны рассмотреть возможность добавления минимальных стандартов в свое соглашение об аренде / продаже. Землевладельцы могут также рассмотреть возможность будущей жилой застройки в районе предлагаемой компрессорной площадки. Одно из соображений состоит в том, чтобы установить ограничение шума на краю места компрессора (например, не более 60 дБА Ldn от края места компрессора), а не на ближайшую чувствительную к шуму зону.

9079 библиотека744 778-1807 90rop7 9079 -106 9077 4 907 907 Rock Concert

Таблица 2. Сравнительные примеры уровней звука. (См. Потеря слуха, вызванная шумом в сельском хозяйстве)

Уровни шума в дБ (А)	Общие	Сельское хозяйство
0	Порог слышимости (самый слабый звук)
50-60	Нормальный разговор
55-70	Посудомоечная машина
74-112		Трактор
79-89	Косилка верховая
80-105		Комбайн
81-102		Зерносушилка
83-116		Опрыскиватель для сада
85-115		Свинья визжит
88-94		Садовый трактор
93-97		Зерновой помол
110	Воздуходувка
110-130	907 907
Реактивный самолет у трапа

Источники: Потеря слуха у сельскохозяйственных рабочих , Национальный совет безопасности, Итаска, Иллинойс; Лига слабослышащих, Нью-Йорк, штат Нью-Йорк.

Качество воздуха

Большинство компрессорных станций природного газа работают от двигателей внутреннего сгорания, которые сбрасывают выбросы выхлопных газов в атмосферу. В 2013 году ПО ДЭП ввело более строгие нормы выбросов для компрессорных станций посредством пересмотренного ГП-5. PA DEP разработала комплексную программу сокращения выбросов в атмосферу для операций по сжатию и переработке природного газа.

PA DEP разработало форму сертификации соответствия и образец рабочего листа, чтобы помочь регулируемой отрасли с подачей сертификатов соответствия, подлежащих оплате до 1 марта каждого года.Агентство по охране окружающей среды США также регулирует выбросы в атмосферу компрессорных станций в соответствии с положениями Закона о чистом воздухе.

Компрессорные станции могут быть потенциальным источником выбросов метана. В 2012 году EPA подсчитало, что до 45 процентов выбросов метана в секторе транспортировки и хранения природного газа приходятся на традиционные поршневые компрессоры (по оценкам EPA, на сектор транспортировки и хранения приходится 27 процентов общих выбросов метана от нефтегазовых компаний). промышленность).Чтобы ограничить выбросы метана в нефтегазовой отрасли, EPA разработало программу Natural Gas STAR, которая представляет собой гибкое добровольное партнерство, призванное побудить нефтяные и газовые компании внедрять рентабельные технологии и методы сокращения выбросов метана. Многие компании отрасли присоединились к программе Gas STAR и в настоящее время внедряют методы и технологии по снижению выбросов метана. EPA недавно объявило о программе Gas STAR Gold для признания предприятий, которые реализуют полный набор протоколов для сокращения выбросов метана.Программу Gas STAR Gold планируется запустить в 2015 году.

В дополнение к требованиям государственных разрешений на качество воздуха компрессорные станции FERC проходят проверку в соответствии с Законом о национальной экологической политике (NEPA). Экологический документ FERC будет касаться как строительных, так и эксплуатационных выбросов в атмосферу от компрессорной станции, а также воздействия на почву, восстановление территории и визуальное воздействие.

Свет и движение

Свет и движение на компрессорных предприятиях и вокруг них могут быть значительными во время строительства и эксплуатации.Движение — это в некоторой степени неизбежная проблема, потому что оборудование, материалы и рабочие будут ездить на объект каждый день. Землевладелец может договориться об ограничении движения тяжелых грузовиков и перемещения оборудования на участок и обратно в определенные часы (например, в ночное время).

Небесное свечение или световое загрязнение — это повышение яркости ночного неба, вызванное искусственным светом, рассеянным мелкими частицами в воздухе, такими как капли воды и пыль. Методы уменьшения светового загрязнения включают направленное освещение и использование экранированных осветительных приборов, чтобы меньше света попадало в места, где он не нужен или не нужен.Направленное освещение и экранированные светильники — это моменты, которые могут быть решены в договоре аренды / продажи участка.

Снижение воздействия на почву и восстановление площадки

Существенное нарушение и уплотнение почвы часто происходит во время строительства на временной рабочей территории, окружающей компрессорную площадку. Это может привести к снижению урожайности сельскохозяйственных культур и снижению роста деревьев на лесных почвах на несколько лет. Следует принять меры для сведения к минимуму уплотнения почвы на протяжении всего процесса строительства и уменьшения уплотнения во время восстановления.Такие шаги включают использование строительной техники только с низким давлением на грунт и прекращение работ, когда грунт влажный и наиболее восприимчивый к силам уплотнения. После замены грунтового материала и выравнивания сервитута вся территория должна быть глубоко взорвана на глубину 16 дюймов, чтобы разрыхлить обнаженный грунт. Затем складированный верхний слой почвы следует заменить поверх сервитута, снова приняв меры, чтобы избежать уплотнения. Затем замененный верхний слой почвы следует разрыхлить путем глубокого рыхления на глубину до 16 дюймов, а на сельскохозяйственных почвах все камни, поднятые на поверхность, должны быть собраны и удалены.Восстановление полной продуктивности сельскохозяйственных почв иногда можно ускорить за счет внесения компоста или навоза в верхний слой почвы.

Визуальное воздействие на ландшафт

Компрессорные узлы часто могут оказывать длительное визуальное воздействие на ландшафт после того, как они построены. Существует несколько стратегий, которые можно использовать для смягчения этих визуальных воздействий и объединения компрессорной станции и соответствующей инфраструктуры природного газа в ландшафт. Соображения о визуальном воздействии могут быть включены в договор аренды / продажи участка, как если бы можно было оговорить стоимость, уровень шума или любые другие соображения.

Проектирование зданий

Компрессорные здания в исторических районах и других визуально важных областях были построены с конструктивными особенностями, имитирующими окружающую архитектуру. В сельской местности компрессорное здание, которое выглядит как сарай или другое сельскохозяйственное сооружение, будет менее навязчивым, чем компрессор традиционной конструкции.

Расположение объекта

Некоторые места, естественно, хорошо видны, например сооружения, построенные на холме или гребне. Размещение компрессорной станции в менее заметном месте или вне зоны прямой видимости соседей будет менее навязчивым.

Скрининг

Насыпь грунта, сплошное ограждение и / или посадка вечнозеленых деревьев и кустарников в стратегической зоне вокруг объекта поможет еще больше скрыть и защитить компрессорную площадку от глаз. Эти методы также могут помочь снизить уровень шума на объекте.

Соображения, касающиеся муниципального образования и зонирования

Хотя способность муниципалитетов применять местные постановления о зонировании к компрессорным предприятиям может быть ограничена и может варьироваться в зависимости от государственной юрисдикции, есть некоторые аспекты проектирования и строительства зданий, в которые муниципалитет может вносить свой вклад (либо через местные правила зонирования или соглашения о сотрудничестве с оператором).

Конструктивные особенности, такие как ливневые стоки с нового объекта, конструкция здания, освещение, звуковые выбросы и отступление от существующих зданий, являются примерами соображений, которые могут быть решены на местном уровне — опять же, через местные нормы или совместные действия. соглашения. Муниципальные чиновники также могут рассмотреть возможность координации и / или участия в тренингах по реагированию на чрезвычайные ситуации для компрессоров природного газа и других объектов инфраструктуры, расположенных в пределах муниципалитета.

Право осуждения или выдающееся владение

Большая часть этой публикации посвящена вопросам, характерным для Пенсильвании. Хотя многие из вопросов и соображений, представленных в публикации, являются универсальными, между государствами существуют важные различия в отношении права на осуждение или выдающейся области. В Пенсильвании решение о предоставлении компрессора системы сбора остается за землевладельцем. Некоторые штаты (например, Огайо) действуют в соответствии со статутом «общего перевозчика», который может допускать изъятие земли для прокладки линий сбора и соответствующей инфраструктуры «по мере необходимости и для общественного пользования.»В некоторых случаях компрессорные станции могут подпадать под это определение (определяемое от штата к штату) и, следовательно, иметь возможность осуществлять выдающийся выбор земли для использования для строительства и эксплуатации компрессорной станции.

С другой стороны, операторы строительство компрессорных станций в рамках межгосударственной сети передачи природного газа имеет право на осуждение после получения «Сертификата удобства и общественной необходимости» после завершения процесса рассмотрения FERC.Это не означает, что землевладелец не должен принимать активное участие в переговорах о компенсации и условиях, когда речь идет о возможности осуждения. Во многих случаях взаимное соглашение между землевладельцем и оператором может быть достигнуто, не проходя через выдающиеся процедуры регистрации домена. Независимо от типа объекта, землевладельцы и другие лица, имеющие дело с соглашениями о компрессорных станциях, должны перед подписанием какого-либо соглашения обратиться за юридической консультацией к опытному юристу по нефти и газу в своих штатах.

Роль расширения

Penn State Extension предоставляет образовательные ресурсы для землевладельцев и других заинтересованных сторон по вопросам разработки сланцевого газа. Офисы расширения округа могут организовать учебный семинар, обсудить договор аренды или направить вас к специалистам по нормативным или юридическим вопросам. Хотя консультанты по распространению знаний не могут предоставить юридические консультации, они могут предоставить дополнительную информацию об аренде и соображениях преимущественного права проезда. Для получения дополнительной информации о сланцах Marcellus, разработке природного газа, аренде и полосе отчуждения трубопроводов посетите веб-сайт Penn State Extension Natural Gas.

Ресурсы

Публикация

Федеральная комиссия по регулированию энергетики, «Межгосударственный газовый объект на моей земле? Что мне нужно знать?» Вашингтон, округ Колумбия: Типография правительства США, 2009.

Веб-сайты

Департамент охраны окружающей среды Пенсильвании (PA DEP) Бюро качества воздуха

Подготовлено Дэйвом Мессерсмитом, преподавателем дополнительного образования, при участии Дэна Брокетта, преподавателя дополнительного образования, и Кэрол Лавленд, сотрудника образовательной программы.

Границы | Метод оценки устойчивости сети трубопроводов природного газа на основе анализа топологической структуры

Введение

По мере того, как общая протяженность сети трубопроводов природного газа продолжает увеличиваться, топология сети трубопроводов природного газа будет становиться все более и более сложной, а затем постепенно проявляется тенденция усложнения системы (Ayala, Leong, 2013; Su et al., 2018; Lustenberger et al., 2019). Сложная топологическая структура сети трубопроводов природного газа может привести к внутренним структурным дефектам в сети трубопроводов природного газа, что оказывает серьезное влияние на безопасную эксплуатацию сети трубопроводов природного газа (Beyza et al., 2019; Чен и др., 2019; Кавальери, 2020).

В настоящее время соответствующие исследования в основном сосредоточены на обеспечении безопасной и надежной работы сети трубопроводов природного газа, которая стала исследовательской точкой (Локтионов, 2018; Su et al., 2018; Almoghathawi et al., 2019; Chen et al. , 2019; Chi et al., 2020; Hu et al., 2021). Однако подробный анализ текущих исследований показывает, что мало исследований рассматривали сложность газопроводной сети и ее потенциальные воздействия.Таким образом, исследования сложности и надежности сети трубопроводов природного газа не являются глубокими. Аварии, произошедшие на протяжении многих лет, также высветили хрупкую сторону современной крупномасштабной сетевой системы трубопроводной сети природного газа, и это объективно показывает, что исследование сложности и надежности трубопроводной сети природного газа является императивом (Su et al., 2018; Муникоти и др., 2021).

Сложность — неотъемлемое свойство крупномасштабной сетевой топологии.Знание этого свойства не только помогает лучше понять управляемость сетевой системы, но также помогает понять динамическое поведение, которое происходит в сети, такое как каскадные эффекты, надежность и т. Д. Оценка устойчивости заключается в оценке способности системы к сохранить присущие ему функции в случае структурных изменений. В смежных областях исследований, таких как электроэнергетика, стремление к устойчивости находится на подъеме. Исследования устойчивости в основном сосредоточены на изменениях в возможностях, вызванных изменениями в структуре системы, и имеют научные заключения о хрупкости сетевой системы трубопроводов природного газа, которые могут использоваться как часть исследований надежности (Carvalho et al., 2014; Wang et al., 2017; He et al., 2018; Сакко и др., 2019; Лю и др., 2020; Рамос и Батиста, 2020).

Как сочетание статистической физики и теории графов, теория сложных сетей является важным методом изучения сложных систем, которые фокусируются на топологической структуре, образованной взаимодействием всех элементов в системе, и динамическом поведении, которое происходит в системе. Представление о том, что структура определяет функцию, является основой для понимания исследований сложных систем.В начале 21 века развитие теории сложных сетей достигло своего золотого века. В последние годы его эффективное применение в области социологии, биологии и т. Д. Обеспечивает теорию и техническую поддержку для изучения сложности и надежности сети трубопроводов природного газа (Ayala and Leong, 2013; Rădulescu and Nedelcu, 2017; Su et al. ., 2017, 2018, 2019; Lustenberger et al., 2019; Beyza et al., 2020).

Есть несколько исследовательских материалов, связанных с надежностью в области газопроводной сети.Таким образом, в процессе исследования данной статьи были упомянуты несколько ссылок в области газопроводных сетей, а также для справки использовались идеи и методы исследований устойчивости в других областях.

В области трубопроводной сети природного газа (Munikoti et al., 2021) предложил структуру моделирования, основанную на теории гетерогенных графов функций (HFGT), для интегрированной инфраструктуры, такой как сеть трубопроводов природного газа, и проанализировал надежность сети.Этот метод количественно оценивает влияние полных / частичных и случайных / целевых нарушений на систему в целом, моделирует различные сценарии нарушений и использует несколько индикаторов устойчивости для всесторонней оценки устойчивости системы. Результаты исследования показывают, что защита системной информации и снижение интенсивности нарушений — это возможные меры для повышения устойчивости интегрированной инфраструктуры. Ввиду неопределенности ветровой энергии, электрической нагрузки и газовой нагрузки (Wang et al., 2019) предложила двухэтапную надежную модель диспетчеризации на сутки вперед для Интегрированной системы электроэнергии и природного газа (IEGS). Результаты моделирования показывают, что уровень неопределенности и бюджет неопределенности напрямую влияют на наихудший случай, выбранный в испытательной системе. Двухэтапная надежная модель планирования на сутки вперед может быть расширена для других сценариев неопределенных приложений, таких как отключение линий электропередачи и трубопроводов.

Текущие теории стали эффективным инструментом анализа для оценки устойчивости газопроводной сети.Каждый объект исследования предлагал свою собственную модель или метод анализа устойчивости (уязвимости) сети газопровода, но текущих исследований недостаточно: 1) в этих исследованиях редко учитывается источник уязвимости сети и ее производительность при изменении структуры сети; 2) в этих исследованиях редко учитываются сложные системные характеристики газопроводной сети.

Напротив, в области электрических сетей и транспортных сетей материалов по исследованию устойчивости относительно много.Круситти (Crucitti et al., 2004) взял итальянскую электросеть в качестве объекта исследования и разработал систему оценки устойчивости электросети. Результаты показывают, что итальянская электросеть очень уязвима перед целенаправленными нарушениями, а ее надежность является слабой; Альберт (Albert et al., 2004) проанализировал надежность энергосистемы Северной Америки. Результаты оценки устойчивости показывают, что электрические сети Северной Америки обладают меньшей устойчивостью при столкновении с целевыми нарушениями. Основными этапами исследования устойчивости являются следующие: построение сетевой модели, установление показателей оценки устойчивости, моделирование нарушений для изменения структуры сети и анализ результатов индикаторов оценки, и все вышеперечисленные шаги должны учитывать рабочие характеристики сети. сама сеть.Из-за сходства между сетью трубопроводов природного газа, энергосистемой и транспортной сетью целесообразно изучить надежность сети трубопроводов природного газа, системной функцией которой является способность поставки природного газа, но метод оценки устойчивости сети трубопроводов природного газа должен быть в сочетании с эксплуатационными характеристиками газопроводной сети.

Это исследование представляет собой исследование применения возникающей сложной сетевой науки для анализа устойчивости газопроводной сети.Эта статья опирается на методологический опыт анализа устойчивости сети в других областях исследований и предлагает метод оценки устойчивости сети трубопроводов природного газа в сочетании с эксплуатационными характеристиками сети трубопроводов природного газа. Метод оценки устойчивости может использоваться для различения ключевых компонентов системы и понимания реакции сети трубопроводов природного газа на структурные изменения, чтобы обеспечить теоретическую справку для безопасной и стабильной работы сети трубопроводов природного газа.

Методы и материалы

Изменения в сетевой структуре повлияют на работу сети и ее динамическое поведение. Поэтому большое теоретическое значение имеет изучение способности сети поддерживать свою функцию при нарушении структуры. В этой главе предлагается метод оценки устойчивости газопроводной сети. Этот метод направлен на анализ способности трубопроводной сети противостоять чрезмерным изменениям в ее пропускной способности по газоснабжению после изменения структуры трубопроводной сети.

Определение устойчивости сети трубопроводов природного газа

В качестве крупномасштабной сложной системы надежность сети трубопроводов природного газа должна определяться с учетом ее собственных характеристик. Устойчивость газопроводной сети относится к способности системы трубопроводной сети поддерживать свою функцию газоснабжения без чрезмерных изменений, когда топологическая структура изменяется из-за изменений во внутренней или внешней среде. В концепции устойчивости сети трубопроводов природного газа факторы, вызывающие изменение пропускной способности газоснабжения, должны определяться в сочетании с эксплуатационными характеристиками сети трубопроводов природного газа:

1) Аварии на трубопроводе

Относятся к авариям на трубопроводе к общему термину для всех происшествий, при которых происходит утечка природного газа и выход из строя трубопровода.Согласно соответствующим статистическим данным, основными причинами выхода трубопровода из строя являются внешнее вмешательство, дефекты конструкции или материала, ошибки обслуживания трубопровода и коррозия трубопровода.

После тщательного анализа причин аварий на трубопроводе, в этом документе причины делятся на две категории: случайные причины, которые представлены стихийными бедствиями и старением трубопроводов, и преднамеренные причины, которые представлены умышленным повреждением третьей стороной. В соответствии с двумя вышеупомянутыми типами причин в данном исследовании аварии на трубопроводах делятся на аварийные аварии на трубопроводах и целенаправленные аварии на трубопроводах.Когда определенный трубопровод в трубопроводной сети выходит из строя из-за случайной аварии на трубопроводе или преднамеренной аварии на трубопроводе, можно считать, что трубопровод не имеет пропускной способности по транспортировке газа, что означает, что трубопровод выходит из трубопроводной сети и вызывает структурные изменения, тем самым влияя на подача трубопроводной сети.

2) Отказы компонентов

Помимо трубопроводов природного газа, сеть магистральных газопроводов также состоит из первой станции, газокомпрессорной станции и других частей.Сами по себе эти компоненты имеют определенную частоту отказов. При изменении внешней или внутренней среды эти компоненты могут выйти из строя, что в определенной степени повлияет на способность подачи газа.

Структура метода

Структура исследования устойчивости сети трубопроводов природного газа в этой статье показана на рисунке 1. Первым шагом для оценки устойчивости сети трубопроводов природного газа является определение определения устойчивости сети трубопроводов природного газа. Второй шаг — обобщить модели исследования устойчивости в смежных областях.Третий шаг — установить систему индексов для идентификации ключевых компонентов модели трубопроводной сети и установить сложную модель сети для трубопроводной сети. Четвертый шаг — определить индексы и сценарии оценки устойчивости. Пятый шаг — предложить систему и алгоритм оценки устойчивости. И последний шаг — сделать выводы на основе тематических исследований.

РИСУНОК 1 . Основы исследования метода оценки устойчивости газопроводной сети.

Метод моделирования сложной сетевой модели газопроводной сети

Первым шагом метода оценки устойчивости является комплексное сетевое моделирование топологии сети. Метод моделирования в этой части кратко описан в этом разделе.

Каждый элемент в трубопроводной сети отображается на сложную модель сети согласно соответствующей взаимосвязи в таблице 1. Изменения структуры сети, вызванные каждым элементом, различны. Например, отказ передающей станции эквивалентен выходу узла из сети, что приводит к изменению структуры и уменьшению функции, а отказ участка трубопровода эквивалентен выходу края из сети, что приводит к структурным изменениям. и производительность услуг снижается.

ТАБЛИЦА 1 . Связь между сложной сетью и таблицей трубопроводной сети.

Другие принципы и шаги упрощения следующие:

① Учитывается только топология сети, а рабочие гидравлические и тепловые условия каждого участка трубопровода в сети в настоящее время не рассматриваются.

② Постройте неориентированный график с весом 1, предполагая, что длина каждого участка трубопровода одинакова, диаметр трубопровода одинаковый, расчетное давление одинаковое, относительная шероховатость участка трубопровода такая же, а неориентированный граф находится на сетевом уровне.

③ Не обращайте внимания на внутреннюю структуру камеры клапана, компрессорной станции и т. Д. И относитесь к ним как к части участка трубопровода.

④ Для данного участка трубопроводной сети по очереди проследить информацию о трубопроводной сети, преобразовать каждый элемент в соответствующую часть сложной сети в соответствии с вышеуказанными принципами, а затем пронумеровать узлы и ребра в соответствии с определенными правилами и сохранить их. в соответствующей таблице данных.

После описанных выше упрощений и шагов реальная сеть трубопроводов природного газа может быть преобразована в сложную сеть с узлами N и K ребрами.Для представления сети можно использовать большую разреженную матрицу, а также выполнить ряд вычислений и статистических данных.

Метод идентификации ключевого узла и ключевого края на основе топологической структуры трубопроводной сети

Критичность каждого элемента в газопроводной сети зависит не только от свойств каждого элемента, таких как длина трубопровода, диаметр трубопровода и другие параметры, но и также относится к задаче газоснабжения, под которую «закреплен» каждый элемент во время эксплуатации трубопроводной сети.Это исследование предполагает, что атрибуты и задачи каждого компонента почти одинаковы. Исходя из этого предположения, важность каждого компонента связана с его атрибутами топологической структуры.

Метод идентификации ключевых узлов

Существует множество индикаторов для оценки важности узлов, которые можно объединить в три категории: категория степени, категория центра и категория промежуточности. Индикаторы степени отражают важность компонента на уровне подключения, центральные индикаторы отражают влияние компонента во всей сети, а индикаторы промежуточности отражают степень вклада каждого компонента в эффективность сети.Индикаторы, построенные в этом документе, являются улучшением или комбинацией одной или нескольких из трех вышеперечисленных категорий, и они следующие:

1) Центральное значение локальной близости

В этом документе значение локальной близости центра определяется как сумма его собственное значение центра близости и значение центра близости соседних узлов, как показано в формуле. 2.1:

localCci = Cci + ∑jCcj (2.1)

где Cci представляет центральное значение близости узла nodei, j представляет собой соседний узел nodei, а Ccj представляет центральное значение близости узла nodej.

2) Местность между локальными узлами

На основе промежуточности между узлами, промежуточность между локальными узлами определяется как ее собственная промежуточность между узлами плюс промежуточность между соседними узлами, как показано в уравнении. 2.2:

, где Bi представляет собой расстояние между узлами nodei, j представляет собой соседний узел nodei, а Bj представляет собой расстояние между узлами nodej.

3) Степень локального узла

Степень локального узла определяется как степень его собственного узла плюс степень узла соседних узлов, как показано в уравнении.2.3:

, где ki представляет степень узла узла i, j представляет собой соседний узел узла i, а kj представляет степень узла узла j.

4) Индекс всесторонней оценки

В этом документе предлагается всесторонний индикатор оценки для рассмотрения важности узлов, как показано в уравнении. 2.4:

synindex (vi) = localki⋅localCci⋅localBi (2.4)

, где localki — это степень локального узла узла i, localCci — это центральность локальной близости узла i, а localBi — это расстояние между локальным узлом узла i. .

Приведенные выше индикаторы не только учитывают важность самих узлов, но также учитывают важность соседних узлов. Однако указанные выше показатели не учитывают эксплуатационные характеристики газопроводной сети. Далее будут внесены улучшения в каждый индикатор.

Сеть трубопроводов природного газа характеризуется направленным потоком, а узлы имеют функциональные различия, которые можно разделить на узлы источников газа и узлы спроса на газ.Основой расчета исходной центральности близости и промежуточности узлов являются все возможные пары узлов в сети. Однако, из-за характеристик направленного потока, при вычислении центральности близости и узловой точки сети трубопроводов природного газа можно учитывать только ее. Для некоторых пар узлов не все пары узлов могут быть включены в расчет, поэтому это исследование изменяет центральное значение близости и промежуточности узлов.

Измененное центральное значение близости показано в уравнении.2.5:

CcP (vi) = N − 1∑j = 1, j ≠ ii∈M, j∈TNdij (2.5)

, где CcP — модифицированное центральное значение близости, набор узлов источника газа M и набор узлов потребности в газе T , N — порядок сети, а dij — длина кратчайшего пути между определенным узлом источника газа и определенным узлом потребности в газе.

Измененная промежуточность узлов показана в формуле. 2.6:

BiP = ∑1≤j где BiP — измененная промежуточность узлов, набор узлов источника газа M и узел потребности в газе set T , N — порядок сети, njl — номер кратчайшего пути между определенным узлом источника газа и определенным узлом потребности в газе, njl (i) — номер кратчайшего пути, который проходит vi между узел источника и определенный узел спроса на газ.

Таким образом, улучшенное центральное значение локальной близости показано в формуле. 2.7:

localCciP = CciP + ∑jCciP (2.7)

где CciP — центральное значение улучшенной близости репрезентативного узла i , j — соседний узел узла i , а CciP — центральное значение улучшенная близость узла j .

Улучшенная промежуточность локальных узлов показана в формуле. 2.8:

localBiP = BiP + ∑jBjP (2.8)

где BiP представляет улучшенное расстояние между узлами i , j представляет соседний узел узла i , а BiP представляет улучшенное расстояние между узлами узла j .

Улучшенный комплексный индекс важности узла показан в формуле. 2.9:

synindexp (vi) = localki⋅localCcip⋅localBip (2.9)

Улучшенный индекс оценки ключевых узлов учитывает важность самого узла и важность соседних узлов, а также объединяет рабочие характеристики газопровода. сеть.

Метод идентификации ключевых кромок

В настоящее время индикаторы для оценки ключевых кромок в различных полях относительно однородны.Общий показатель суждения — это число промежуточности. В соответствии с эксплуатационными характеристиками сети трубопроводов природного газа, ее улучшение может лучше проанализировать важность подключения сети трубопроводов природного газа.

Что касается метода улучшения индекса оценки ключевых узлов, изменения в индексе оценки ключевых ребер выглядят следующим образом:

BijP = ∑1≤l , где BijP — измененная граничная интервала, M — набор узлов источника газа, T — набор узлов потребности в газе, N — количество узлов в сети, Nlm — это номер кратчайшего пути между nodevl и узлом vm, а Nlm (eij) — это номер кратчайшего пути, который проходит через eij между узлом vl и узлом vm.

Метод оценки устойчивости газопроводной сети

Индекс оценки

Существует множество индикаторов для оценки изменений в сетевых функциях. В данном исследовании в сочетании с эксплуатационными характеристиками трубопроводной сети природного газа используются следующие показатели:

1) Относительный коэффициент эффективности трубопроводной сети

Эффективность трубопроводной сети означает ее собственную эффективность передачи при условии, что трубопроводная сеть соответствует требованиям. требования к газоснабжению в определенном диапазоне.Эффективность трубопроводной сети в этой статье определяется следующим образом:

E = 1M × T∑i∈M, j∈T1dij (2.11)

, где M — количество узлов в наборе узлов источника газа, T — количество узлов в наборе узлов потребности в газе, dij — длина кратчайшего пути между узлом i и узлом j .

Относительный коэффициент эффективности трубопроводной сети, используемый в этом исследовании, отражает степень изменения эффективности передачи трубопроводной сети, и его выражение показано в уравнении.2.12:

, где Ecre представляет коэффициент относительной эффективности трубопроводной сети, E — эффективность трубопроводной сети оставшейся трубопроводной сети, E ₀ — эффективность трубопроводной сети исходной трубопроводной сети. Когда сеть не разрушена, коэффициент относительной эффективности сети равен 1, а когда сеть полностью разрушена, коэффициент относительной эффективности сети равен 0.

2) Наибольший коэффициент подграфа сети трубопроводов

Выход из строя определенного компонента сети трубопроводов природного газа эквивалентен временному отключению компонента из сети, что вызывает изменение структуры сети и даже заменяет подключенную сеть на отключенную.В данном исследовании максимальное соотношение подграфов трубопроводной сети используется для отражения степени изменения диапазона газоснабжения трубопроводной сети, которое определяется следующим образом:

, где Nc представляет собой максимальное соотношение подграфов трубопроводной сети, N — количество узлов в максимальном подграфе трубопроводной сети, а N0 — количество узлов в исходной сети.

Сценарии возмущений

Метод оценки устойчивости газопроводной сети выбирает два сценария возмущений, включая случайные возмущения и целевые возмущения.Случайные нарушения в основном соответствуют случайному повреждению трубопровода, вызванному старением трубопровода и стихийными бедствиями, в то время как целевые нарушения в основном соответствуют запланированному повреждению или останову трубопровода, вызванному террористическими нарушениями и строительством трубопровода. Изменения, отраженные в структуре сети после любого нарушения в трубопроводной сети, должны быть улучшены с учетом эксплуатационных характеристик сети трубопроводов природного газа.

В модели трубопроводной сети, рассматриваемой в данном исследовании, участки трубопровода, клапанные камеры, компрессорные станции и т. Д.являются компонентами кромки, поэтому возмущение на кромке эквивалентно реальной аварии на трубопроводе или исходному отказу компрессора.

Когда происходит авария на трубопроводе, трубопровод необходимо осмотреть и отремонтировать. Участок трубопровода не имеет возможности подачи газа, что эквивалентно полному удалению участка трубопровода из сети, как показано на Рисунке 2.

РИСУНОК 2 . Принципиальная схема возмущения края.

Когда компрессор и другие компоненты выходят из строя, вся сторона подключения будет действовать как хранилище газа.Со структурной точки зрения структура сети не изменилась, но мощность газоснабжения изменилась. Это исследование считает, что любой отказ может быть эквивалентен определенному изменению структуры сети, а изменение структуры ведет к снижению ее пропускной способности по газу. Следовательно, в этом случае это исследование не удаляет подключенную кромку, на которой происходит сбой компрессора, а изменяет вес этого ребра с 1 до 100, как показано на рисунке 3. Фактически, кромка сети, которая удаляется из-за отказ эквивалентен изменению веса ребра от единицы до ∞.

РИСУНОК 3 . Принципиальная схема возмущения края.

Разработка алгоритма метода оценки устойчивости для сети трубопроводов природного газа

В приведенных выше разделах подробно описаны исследовательские идеи метода оценки устойчивости и разработан алгоритм исследования устойчивости в соответствии с исследовательскими идеями.

1) Режимы нарушений

① Аварии на трубопроводе: удалите соответствующее соединение из сети.

② Неисправности компрессора и других компонентов: сторона не удаляется, а вес изменяется от 1 до 100.

2) Сценарии возмущений

① Случайные возмущения: случайным образом выберите ребра из сети для удаления или измените вес на 100.

② Целевые возмущения: целенаправленно выберите ребро для удаления или измените его вес на 100.

3) Общая блок-схема алгоритма и блок-схемы моделирования

Общая блок-схема алгоритма показана на рисунке 4. Первым шагом является создание сложной сетевой модели трубопроводной сети. Второй шаг — вычислить размер сети и количество соединенных ребер.Третий шаг — оценить критические узлы и критические пути сети. Четвертый шаг — выбрать режим возмущения. Пятый шаг — выбрать сценарий возмущения. Шестой шаг — запустить симуляцию. Седьмой шаг — рассчитать изменения в сети. Восьмой шаг — проверить, меньше ли оно заданного количества узлов. Девятый шаг — построить соответствующую кривую изменения оценочного индекса. Последний шаг — оценить надежность трубопроводной сети.

РИСУНОК 4 . Общая блок-схема алгоритма.

Блок-схема алгоритма моделирования одного режима возмущений в общей блок-схеме показана на рисунке 5. Первым шагом является использование промежуточности границ для ранжирования важности соединения краев. Второй шаг — выбрать сценарий возмущения. Третий шаг — удалить ребра из сети в соответствии с режимом возмущения. Четвертый шаг — проверить, подключена ли сеть. Пятый шаг — вычислить коэффициент полезного действия сети.А если сеть отключена, рассчитайте максимальное соотношение подграфов. Шестой шаг — проверить, не меньше ли количество удаленных узлов установленного значения. Седьмой шаг — построение кривой изменения коэффициента полезного действия сети.

РИСУНОК 5 . Блок-схема алгоритма моделирования возмущений.

Блок-схема алгоритма моделирования режима двух возмущений в общей блок-схеме показана на рисунке 6. Первым шагом является использование промежуточности границ для ранжирования важности соединения краев.Второй шаг — выбрать сценарий возмущения. Третий шаг — установить вес края в соответствии с режимом возмущения. Четвертый шаг — вычислить коэффициент полезного действия сети. Пятый шаг — проверить, не меньше ли количество удаленных узлов установленного значения. Последний шаг — построить кривую изменения коэффициента полезного действия сети.

РИСУНОК 6 . Блок-схема алгоритма моделирования двух моделей возмущений.

Результаты и обсуждения

В этом разделе используется метод оценки устойчивости сети трубопроводов природного газа, предложенный в этой статье, для оценки устойчивости фактической сети трубопроводов природного газа и определения ключевых компонентов в сети в соответствии с методом идентификации ключевых компонентов.

Комплексное сетевое моделирование трубопроводной сети природного газа

В соответствии с правилами моделирования, принципами упрощения и этапами моделирования в методе оценки фактическая сеть трубопроводов природного газа преобразуется в сложную сеть, как показано на Рисунке 7.

РИСУНОК 7 . Схема сложной сетевой модели газопроводной сети.

В этой статье оценка устойчивости трубопроводной сети фокусируется на взаимосвязи соединений на уровне топологической структуры, поэтому предполагается, что длина каждого участка трубопровода одинакова, диаметр трубопровода одинаковый, расчетное давление одинаковое. , а относительная шероховатость участка трубопровода такая же.Сеть представляет собой неориентированный граф с весом 1.

Всего в сети 44 узла и 59 ребер. Все узлы делятся на две категории. Информация о классификации узлов для всех узлов узла источника газа и узла потребления газа (шлюзовой станции) показана в Таблице 2.

ТАБЛИЦА 2 . Таблица классификации узлов.

Идентификация ключевых узлов

Влияние узла

Улучшенное центральное значение локальной близости используется как часть оценки критичности каждого узла.Центральное значение локальной близости может хорошо отражать влияние узла. Информация о центральном значении локальной близости каждого узла показана на фиг. 8. Центральное значение локальной близости узла 12, узла 31 и узла 29, очевидно, больше, чем у других узлов.

РИСУНОК 8 . Статистическая диаграмма значения центральности локальной близости каждого узла.

В соответствии с относительным размером центрального значения локальной близости каждого узла, влияние каждого узла сортируется.В таблице 3 перечислены 10 лучших узлов с центральным значением локальной близости.

ТАБЛИЦА 3 . Таблица сортировки степени влияния узла.

Степень вклада узлов в эффективность сети

Улучшенная промежуточность локальных узлов используется как часть критической степени узла оценки. Промежуточное расположение локальных узлов отражает степень вклада узлов в эффективность сети. Значение расстояния между локальными узлами для каждого узла показано на рисунке 9.Очевидно, что вклад узла 38, узла 41 и узла 42 в эффективность сети выше, чем у других узлов.

РИСУНОК 9 . Статистическая диаграмма локального значения центральности промежуточности каждого узла.

В соответствии с относительным размером локальной промежуточности каждого узла ранжируется степень вклада каждого узла в эффективность. В таблице 4 перечислены 10 лучших узлов.

ТАБЛИЦА 4 . Таблица сортировки вклада в эффективность узла.

Важность расположения узла

Степень локального узла используется как часть оценки критичности узлов.Степень узла отражает важность положения узла в сети. Информация о степени локального узла каждого узла показана на рисунке 10. Степень локального узла узла 29, узла 12 и узла 11 значительно выше, чем у других узлов.

РИСУНОК 10 . Статистическая диаграмма локальной степени каждого узла.

В соответствии с относительным размером степени локального узла каждого узла, степень важности положения каждого узла сортируется. В таблице 5 перечислены 10 основных узлов с точки зрения степени важности.

ТАБЛИЦА 5 . Таблица сортировки важности позиции узла.

Комплексные индикаторы для оценки ключевых узлов

Одновременно учитываются важность положения узла, влияние узла в сети и вклад узла в эффективность сети. Используя комплексный индекс, предложенный в этой статье, сортируя по значению комплексного индекса, в таблице 6 перечислены первые 14 важных узлов.

ТАБЛИЦА 6 .Таблица сортировки по важности узла.

Из таблицы 6 видно, что узел 31, узел 29 и узел 38 являются тремя наиболее важными узлами и нуждаются в защите.

Идентификация критического пути

Улучшенное число промежуточных границ используется для измерения относительной важности каждого края. Чем больше промежуточность кромки, тем она критичнее. По значению каждого ребра сортируются ребра в трубопроводной сети. Результаты сортировки показаны в Таблице 7 (из-за большого количества ребер в этой статье перечислены только 20 верхних ребер).

ТАБЛИЦА 7 . Таблица сортировки краев по важности.

Оценка устойчивости трубопроводной сети

В зависимости от эксплуатационных характеристик газопроводной сети, различные возмущения по-разному влияют на структуру трубопроводной сети.

Анализ устойчивости трубопроводной сети к случайным возмущениям

Во-первых, анализируется устойчивость трубопроводной сети природного газа к авариям на трубопроводе, вызванным стихийными бедствиями.Авария на трубопроводе, вызванная стихийным бедствием в трубопроводной сети, эквивалентна случайному возмущению в модели трубопроводной сети. В этом случае любой участок трубопровода, на котором произошла авария, не сможет транспортировать газ, а это означает, что любая нарушенная сторона полностью выйдет из сети.

На рисунках 11 и 12 представлены графики, показывающие изменение индекса оценки устойчивости трубопроводной сети по мере увеличения степени повреждения сети. В режиме случайного возмущения по мере увеличения количества удаленных ребер коэффициент полезного действия трубопроводной сети продолжает уменьшаться.Когда количество удаленных соединений меньше 10, скорость уменьшения коэффициента эффективности трубопроводной сети ниже, а когда количество удаленных соединений составляет от 10 до 20, скорость уменьшения коэффициента эффективности трубопроводной сети значительно увеличивается. Когда масштаб повреждений невелик, трубопроводная сеть может сохранить свою работоспособность. Другими словами, трубопроводная сеть имеет пороговое явление, которое имеет высокую устойчивость. Когда количество удаленных ребер достигает половины от общего количества сетевых подключений, эффективность сети падает до 0.2. По мере увеличения количества удаленных соединений масштаб сети изменяется шаг за шагом, но когда количество удаленных узлов достигает 25, максимальный порядок подграфов сети значительно изменяется. На данный момент сеть разделена на несколько подграфов.

РИСУНОК 11 . Диаграмма коэффициента полезного действия трубопроводной сети.

РИСУНОК 12 . Диаграмма максимального коэффициента подграфа трубопроводной сети.

Во-вторых, проанализируйте устойчивость сети трубопроводов природного газа перед лицом отказов компонентов.Отказ компонента в трубопроводной сети эквивалентен случайному нарушению модели трубопроводной сети. В этом случае любой участок трубопровода, на котором произошла авария, имеет емкость для хранения газа. Нарушенные края не были удалены из сети, а только повлияли на функцию транспортировки газа в сети.

Фиг. 13 — график, показывающий изменение индекса оценки устойчивости трубопроводной сети по мере увеличения степени повреждения сети. В режиме случайного возмущения по мере увеличения количества удаленных ребер скорость уменьшения коэффициента полезного действия трубопроводной сети снижается.В трубопроводной сети существует пороговое явление, то есть она имеет высокую устойчивость. Когда количество удаленных ребер достигает половины от общего числа подключенных ребер в сети, эффективность сети падает до 0,4, и определенная пропускная способность по газу все еще может поддерживаться. Поскольку структура сети остается неизменной, самый большой подграф сети не изменяется.

РИСУНОК 13 . Диаграмма коэффициента полезного действия трубопроводной сети.

Оценка устойчивости трубопроводной сети при целевых нарушениях

Ниже приводится анализ устойчивости газопроводной сети перед лицом террористических нарушений.Когда сеть трубопроводов нарушена террористическим вмешательством, это эквивалентно целевому возмущению в модели сети трубопроводов. В основе целевого возмущения лежит цель. В этом случае это равносильно тому, что любая сторона «целевого вмешательства» полностью уйдет из сети. В режиме целевого возмущения в данной статье рассматривается только ситуация полного выхода из сети.

На рисунках 14 и 15 представлены графики, показывающие изменения индекса оценки устойчивости трубопроводной сети по мере увеличения степени повреждения сети.В режиме целевого возмущения трубопроводная сеть не обнаруживает порогового явления. Когда количество удаленных ребер сети меньше 3, коэффициент эффективности трубопроводной сети резко падает, и максимальный коэффициент подграфа имеет очевидный шаг. Поскольку количество удаленных ребер продолжает расти, коэффициент эффективности трубопроводной сети демонстрирует относительно стабильную скорость снижения. Когда количество удаленных ребер достигает половины от общего числа связанных ребер в сети, коэффициент эффективности трубопроводной сети приближается к 0.2. По мере увеличения количества удаленных соединений масштаб сети изменяется шаг за шагом, но когда количество удаленных узлов достигает 15, максимальный порядок подграфов сети, очевидно, изменяется, и сеть в это время была разделена на несколько подграфов.

РИСУНОК 14 . Диаграмма коэффициента полезного действия трубопроводной сети.

РИСУНОК 15 . Диаграмма максимального коэффициента подграфа трубопроводной сети.

Анализ результатов оценки устойчивости газопроводной сети

Во-первых, сравните и проанализируйте надежность трубопроводной сети при авариях на трубопроводе, вызванных стихийными бедствиями, и устойчивость трубопроводной сети при столкновении с отказами компонентов, как показано на Рисунок 16.

РИСУНОК 16 . Диаграмма устойчивости сети к случайным помехам, вызванным разными причинами.

Аварии на трубопроводе или отказы компонентов, вызванные стихийными бедствиями в трубопроводной сети, эквивалентны случайным нарушениям в трубопроводной сети. Когда количество нарушенных узлов меньше 7, пропускная способность трубопроводной сети по газу подвергается меньшему влиянию, что указывает на то, что трубопроводная сеть имеет пороговое явление при случайных возмущениях, и трубопроводная сеть имеет лучшую надежность.Когда количество нарушенных узлов составляет от 7 до 10, надежность трубопроводной сети аналогична. Когда количество нарушенных узлов больше 10, воздействие на трубопроводную сеть значительно отличается. Воздействие аварий на трубопроводах, вызванных стихийными бедствиями, на трубопроводную сеть претерпело ступенчатое изменение, и скорость снижения эффективности трубопроводной сети постепенно увеличилась. Когда количество нарушенных узлов достигает половины от общего числа узлов, эффективность трубопроводной сети теряется примерно на 80%.Воздействие отказа компонентов на трубопроводную сеть относительно стабильно, и скорость снижения эффективности трубопроводной сети постепенно снижается. Когда количество нарушенных узлов достигает половины от общего числа узлов, эффективность трубопроводной сети теряется примерно на 60%.

Существуют сходства и различия между результатами оценки устойчивости трубопроводной сети природного газа, столкнувшейся с авариями на трубопроводе, вызванными стихийными бедствиями, и результатами оценки устойчивости трубопроводной сети природного газа, столкнувшейся с отказами компонентов.То же самое в том, что трубопроводная сеть может показать высокую надежность. Разница в том, что когда количество нарушенных узлов превышает определенное значение, влияние аварий трубопроводов, вызванных стихийными бедствиями, на газоснабжающую способность трубопроводной сети будет постепенно расширяться, в то время как отказы компонентов более мягко сказываются на газоснабжении. пропускная способность трубопроводной сети. Следовательно, в целом надежность трубопроводной сети при авариях на трубопроводе, вызванных стихийными бедствиями, ниже, чем устойчивость трубопроводной сети при отказе компонентов.

Во-вторых, надежная работа трубопроводной сети при случайных возмущениях и устойчивость трубопроводной сети при целевых возмущениях сравниваются и анализируются, как показано на Рисунке 17.

РИСУНОК 17 . Диаграмма устойчивости сети при случайном и целевом возмущении.

Трубопроводная сеть по-разному реагирует на случайные возмущения и целевые возмущения. Когда трубопроводная сеть сталкивается с целевым возмущением, порогового эффекта нет.Когда количество нарушенных узлов меньше 3, газоснабжающая способность трубопроводной сети быстро падает. Когда количество нарушенных узлов превышает 3, пропускная способность газопроводной сети резко падает, теряя около 10% своей пропускной способности. По мере того, как количество узлов возмущений продолжает расти, пропускная способность газопроводной сети продолжает снижаться. По сравнению с реакцией трубопроводной сети на целевое возмущение, трубопроводная сеть имеет пороговый эффект при столкновении со случайным возмущением и является более устойчивой.Когда количество удаленных узлов меньше 10, пропускная способность газоснабжения трубопроводной сети медленно снижается, и 70% исходной пропускной способности газоснабжения все еще может поддерживаться. Следовательно, устойчивость трубопроводной сети к случайным возмущениям выше, чем устойчивость трубопроводной сети к целевым возмущениям.

Заключение

По мере того, как масштабы трубопроводной сети продолжают расширяться, трубопроводная сеть природного газа постепенно приобретает характеристики сложной сети.В настоящее время исследования, направленные на обеспечение безопасной и надежной работы сети трубопроводов природного газа, стали горячей точкой исследований, но очень немногие исследования рассматривали сложность сети трубопроводов природного газа и ее возможные воздействия. Чтобы понять сложность сети трубопроводов природного газа и ее поведение при структурных изменениях, в данной статье исследуется надежность сложной сети трубопроводов природного газа на основе теории сложных сетей.

На основе теории сложных сетей и в сочетании с эксплуатационными характеристиками сети трубопроводов природного газа, в данной статье предлагается метод оценки устойчивости сети трубопроводов природного газа.Метод включает в себя метод определения ключевых компонентов трубопроводной сети природного газа, с помощью которого можно идентифицировать ключевые компоненты в трубопроводной сети, чтобы лучше понять уязвимость трубопроводной сети и принять эффективные меры для предотвращения аварий до их возникновения. .

На основе описанного выше метода в данной статье оценивается надежность газопроводной сети. Результаты оценки показывают, что сеть трубопроводов природного газа может продемонстрировать высокую устойчивость при случайных нарушениях, представленных авариями на трубопроводе или отказами компонентов, вызванными стихийными бедствиями, а также при целевых нарушениях, представленных террористическими нарушениями, работа сети трубопроводов природного газа является уязвимой.Сеть трубопроводов природного газа ведет себя по-разному при различных случайных нарушениях. Сеть трубопроводов работает более устойчиво при случайных нарушениях, представленных отказами компонентов, чем при случайных нарушениях, представленных авариями на трубопроводе, вызванными стихийными бедствиями.

В данном исследовании гидравлические и тепловые условия трубопроводной сети природного газа не рассматривались, и было выполнено только предварительное исследование устойчивости сети трубопроводов природного газа.Для того, чтобы исследования устойчивости газопроводной сети для лучшего обслуживания инженерных сетей, необходимо изучить сочетание гидравлического и термического анализа трубопроводной сети.

Заявление о доступности данных

Исходные материалы, представленные в исследовании, включены в статью / дополнительные материалы, дальнейшие запросы можно направить соответствующему автору.

Вклад авторов

Авторы внесли свой вклад в статью в следующих направлениях: методы и материалы, HS, JZ; результаты, XL; обсуждение, XL и NY.

Финансирование

Эта работа поддержана Национальным фондом естественных наук Китая (номер гранта 51

6) и исследовательским фондом, предоставленным Китайским нефтяным университетом в Пекине (номера грантов 2462018YJRC038, 2462020YXZZ045).

Конфликт интересов

Автор NY работает в компании по маркетингу природного газа, PetroChina Co. Ltd.

Остальные авторы заявляют, что исследование проводилось в отсутствие каких-либо коммерческих или финансовых отношений, которые могли бы быть истолкованы как потенциальные конфликт интересов.

Примечание издателя

Все претензии, выраженные в этой статье, принадлежат исключительно авторам и не обязательно относятся к их аффилированным организациям или к претензиям издателя, редакторов и рецензентов. Любой продукт, который может быть оценен в этой статье, или заявление, которое может быть сделано его производителем, не подлежат гарантии или одобрению со стороны издателя.

Литература

Альмогатави Ю., Баркер К. и Альберт Л. А. (2019). Модель восстановления на основе устойчивости для взаимозависимых инфраструктурных сетей. Надежность Eng. Syst. Saf. 185, 12–23. doi: 10.1016 / j.ress.2018.12.006

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Айяла Х., Л. Ф. и Леонг, К. Ю. (2013). Надежный аналог линейного давления для анализа сетей транспортировки природного газа. J. Nat. Gas Sci. Англ. 14, 174–184. doi: 10.1016 / j.jngse.2013.06.008

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Бейза, Дж., Гарсия-Парисио, Э., и Юста, Дж. М. (2019). Ранжирование критических активов во взаимозависимых сетях передачи энергии. Electric Power Syst. Res. 172, 242–252. doi: 10.1016 / j.epsr.2019.03.014

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Бейза, Дж., Руис-Паредес, Х. Ф., Гарсия-Парисио, Э. и Юста, Дж. М. (2020). Оценка критичности взаимозависимых энергетических и газовых систем с использованием сложных сетей и методов распределения нагрузки. Physica A: Stat. Мех. его заявл. 540, 123169. doi: 10.1016 / j.physa.2019.123169

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Carvalho, R., Бузна, Л., Боно, Ф., Мазера, М., Эроусмит, Д. К., и Хелбинг, Д. (2014). Устойчивость сетей природного газа во время конфликтов, кризисов и сбоев. PLoS One 9, e

. doi: 10.1371 / journal.pone.00

PubMed Аннотация | CrossRef Полный текст | Google Scholar

Cavalieri, F. (2020). Оценка сейсмического риска сетей природного газа с расчетом стационарного расхода. Внутр. J. Crit. Инфраструктура прот. 28, 100339. doi: 10.1016 / j.ijcip.2020.100339

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Chen, W., Лу, X., и Guo, C. (2019). Модель робастной формулировки для задач восстановления многопериодных отказов в интегрированных энергетических системах. Энергии 12, 1–23. doi: 10.3390 / en12193673

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Chi, L., Su, H., Zio, E., Zhang, J., Li, X., Zhang, L., et al. (2020). Комплексный детерминированный и вероятностный анализ безопасности интегрированных энергетических систем с двунаправленным преобразованием. Энергия 212, 118685. DOI: 10.1016 / j.energy.2020.118685

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Crucitti, P., Latora, V., and Marchiori, M. (2004). Топологический анализ итальянской электросети. Physica A: Stat. Мех. его заявл. 338, 92–97. doi: 10.1016 / j.physa.2004.02.029

CrossRef Полный текст | Google Scholar

He, C., Dai, C., Wu, L., and Liu, T. (2018). Надежная стратегия укрепления сети для повышения устойчивости интегрированных систем распределения электроэнергии и природного газа к стихийным бедствиям. IEEE Trans. Power Syst. 33, 5787–5798. doi: 10.1109 / TPWRS.2018.2820383

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Ху, Дж., Хан, Ф., и Чжан, Л. (2021). Оценка динамической устойчивости морской системы разгрузки СПГ. Надежность Eng. Syst. Saf. 208, 107368. doi: 10.1016 / j.ress.2020.107368

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Лю К., Биглер Л. Т., Чжан Б. и Чен К. (2020). Динамическая оптимизация трубопроводных сетей природного газа с неопределенностью спроса и состава. Chem. Англ. Sci. 215, 115449. doi: 10.1016 / j.ces.2019.115449

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Локтионов В.И. (2018). Оценка энергетической устойчивости в период перехода к устойчивой энергетике. Внутр. Многоконференцсвязь Ind. Eng. Мод. Technol. Fareastcon , 2018. doi: 10.1109 / FarEastCon.2018.8602622

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Lustenberger, P., Schumacher, F., Spada, M., Burgherr, P., and Stojadinovic, B. (2019).Оценка эффективности европейской газовой сети для выбранных сценариев перебоев в поставках с использованием информации из открытых источников. Энергии 12, 1–30. doi: 10.3390 / en12244685

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Munikoti, S., Lai, K., and Natarajan, B. (2021). Оценка устойчивости модели взаимозависимых городских инженерных сетей на основе теории гетерофункциональных графов. Надежность Eng. Syst. Saf. 212, 107627. doi: 10.1016 / j.ress.2021.107627

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Рамос, Э.С., Батиста Л. С. (2020). Расширение газопроводной сети в условиях неопределенности изменения нагрузки на основе многокритериального анализа. Заявл. Soft Comput. 96, 106697. doi: 10.1016 / j.asoc.2020.106697

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Rădulescu, R., and Nedelcu, C. (2017). Поиск оптимального маршрута в сети природного газа Румынии. Proc. Int. Конф. Автобус. Отлично. 11, 131–137. doi: 10.1515 / picbe-2017-0014

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Sacco, T., Сравните, М., Зио, Э., и Сансавини, Г. (2019). Анализ портфельных решений по техническому обслуживанию газовых сетей с учетом рисков. J. Loss Prev. Обрабатывающие отрасли 60, 269–281. doi: 10.1016 / j.jlp.2019.04.002

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Su, H., Zio, E., Zhang, J., Chi, L., Li, X., and Zhang, Z. (2019). Систематический метод управления спросом на основе данных для интеллектуальных систем газоснабжения. Energ. Беседы. Manag. 185, 368–383. DOI: 10.1016 / j.enconman.2019.01.114

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Su, H., Zio, E., Zhang, J., and Li, X. (2018). Поточный метод определения критических трубопроводов в сложных системах газоснабжения. Saf. Надежный. — Safe Soc. Чанг. Мир — Учеб. 28-й Int. Евро. Saf. Надежный. Конф. ESREL , 2051–2057. –2058. doi: 10.1201 / 9781351174664-258

CrossRef Полный текст | Google Scholar

Su, M., Zhang, M., Lu, W., Chang, X., Chen, B., Liu, G., et al. (2017). Оценка надежности энергоснабжения на основе ENA: Сравнение китайских систем поставок сырой нефти и природного газа. Обновить. Sust. Energ. Ред. 72, 888–899. doi: 10.1016 / j.rser.