Давление газа высокое среднее низкое: Классификация газа. Газ среднего давления, низкого, высокого 1 и 2 категории

Страница не найдена

Северо-Запад

143405, г. Красногорск, ул.Заводская, д.26

+7 (498) 569-03-04

Array

Все контакты филиала

Юго-Восток

140411 г. Коломна, пр. Кирова, д. 9

+7 (496) 615-67-04

Array

Все контакты филиала

Север

141002, г. Мытищи, ул. Белобородова, д.6

+7 (498) 687-47-04

Array

Все контакты филиала

Восток

142412, г. Ногинск, ул. Ревсобраний, д.1

+7 (496) 516-80-04

Array

Все контакты филиала

Запад

143000, г. Одинцово, Транспортный пр-д., д.5

+7 (498) 690-43-04

Array

Все контакты филиала

Юг

142110, г. Подольск, ул.Кирова, д.31-а

+7 (496) 769-76-04

Array

Все контакты филиала

Не ваш филиал?

Газорегуляторные пункты (ГРП) | ГК Газовик

Газорегуляторный пункт (ГРП) представляет собой комплекс оборудования, служащий для понижения давления газа до требуемого и поддержания его на заданном уровне с целью непрерывной подачи потребителям, а также для очистки газа от механических примесей.

Существует несколько классификаций газорегуляторных пунктов (ГРП) в зависимости от типа размещения, давления на выходе, технологической схемы. Рассмотрим подробно каждый из видов.

ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ (ГРП) ВЫСОКОГО, СРЕДНЕГО И НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

В основе этой классификации — значение давления газа на выходе газорегуляторного пункта. Давление от 1,2 МПа до 0,3 МПа считается высоким, от 0,3 МПа до 5 кПа — средним, ниже 5 кПа — низким.

Производятся также ГРП с двумя выходами, на одном из которых поддерживается среднее, а на другом — низкое давление газа. Такие газорегуляторные пункты используются в случаях, когда требуется обеспечить газоснабжение разных типов потребителей.

ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ (ГРП) ОДНОСТУПЕНЧАТЫЕ И МНОГОСТУПЕНЧАТЫЕ

Одноступенчатые ГРП понижают давление газа до требуемого в один прием, с помощью одного регулятора давления. Но не всегда это оказывается возможным. Например, чтобы понизить давление с 1,2 МПа до 2 кПа для подачи газа индивидуальным потребителям, требуется, по крайней мере, двухступенчатая схема редуцирования. Она работает следующим образом.

Сначала газ высокого давления подается на регулятор первой ступени. Здесь его давление понижается до среднего. После этого он поступает в специальный расширенный участок трубопровода, где колебания давления выравниваются. Далее регулятор второй ступени понижает давление газа со среднего до требуемого.

Благодаря многоступенчатой схеме редуцирования исключается риск попадания газа с высоким давлением в газопровод низкого давления.

ГРП С ОДНОЙ И НЕСКОЛЬКИМИ ЛИНИЯМИ РЕДУЦИРОВАНИЯ

ГРП с одной линией редуцирования (одно- или многоступенчатой) — наиболее простая технологическая схема. Она используется, например, в системах газоснабжения бытовых потребителей.

В газораспределительных пунктах, обслуживающих крупную сеть объектов, часто применяется технологическая схема с двумя или более линиями редуцирования. Она обеспечивает высокую производительность и надежность газоснабжения.

В ГРП такого типа (они также называются многониточными) две или более линии редуцирования функционируют параллельно. При этом выходы всех линий объединены в общий коллектор.

Однониточные и многониточные газорегуляторные пункты могут оснащаться резервной линией редуцирования. Она не работает параллельно с основной, а подключается в тех случаях, когда подача газа по основной линии прекращается (например, по причине аварии). Благодаря этому ГРП с резервной линией редуцирования обеспечивают бесперебойное газоснабжение потребителей.

КЛАССИФИКАЦИЯ ГРП ПО ТИПУ РАЗМЕЩЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

В зависимости от типа размещения технологического оборудования различаются:

— газорегуляторные пункты шкафные (ГРПШ), в которых оборудование располагается в металлическом несгораемом шкафу;

— пункты газорегуляторные блочные (ПГБ), в которых оборудование размещается в блочном здании;

— газорегуляторные установки (ГРУ), предусматривающие монтаж на сварной раме с установкой внутри помещения, где находится газоиспользующее оборудование;

— стационарные газорегуляторные пункты (ГРП), представляющие собой комплекс оборудования, расположенный в специально предназначенном для этого капитальном здании.

 

ПРИНЦИП РАБОТЫ ГРП

Минимальный состав оборудования газорегуляторного пункта включает регулятор давления, газовый фильтр, предохранительный запорный клапан, предохранительный сбросной клапан. Также ГРП оснащаются манометрами, термометрами, приборами учета.

Принцип работы газорегуляторного пункта можно описать следующим образом.

Газ, поступающий в ГРП по входному трубопроводу, проходит через фильтр, где очищается от содержащихся в нем механических примесей. Затем, минуя предохранительный запорный клапан, он подается в регулятор давления. Здесь давление газа понижается до заданного и поддерживается на постоянном уровне вне зависимости от потребления. В том случае, если выходное давление оказывается выше установленного (например, по причине неисправности регулятора), предохранительный сбросной клапан сбрасывает излишки газа в атмосферу. При дальнейшем повышении давления срабатывает предохранительный запорный клапан, и подача газа прекращается.

ГРП без резервной линии редуцирования могут комплектоваться байпасом — обводной линией, регулирование давления газа на которой осуществляется вручную. Байпасная линия используется временно в период ремонта или обслуживания газорегуляторного пункта.

Приборы для контроля давления устанавливаются на входе и выходе ГРП.

При необходимости учета расхода газа газорегуляторные пункты оснащаются счетчиками и измерительными комплексами.

Современные газорегуляторные пункты оборудуются также системами телеметрии, позволяющими осуществлять автоматический контроль давления, температуры и других параметров работы ГРП.

Правильно подобрать газорегуляторный пункт вам помогут специалисты компании «Газовик». По вопросам поставки, а также при необходимости технической консультации звоните нам по номеру 8-800-333-90-77.

Датчик давления газа

Для измерения, мониторинга, архивации, журналирования давления в газовых сетях

Газовые сети низкого, высокого и среднего давления

Газопроводы низкого давления (до 5кПа) служат для снабжения газом бытовых потребителей, предприятий общественного питания, небольших отопительных котельных. Газопроводы среднего давления (5кПа – 0,3МПа) и газопроводы высокого давления (0,3 – 1,2 МПа) служат для подвода газа к городским распределительным сетям низкого и среднего давления через газораспределительные пункты (ГРП), а также для подачи газа через ГРП и газорегуляторные установки (ГРУ) к промышленным и коммунальным предприятиям. Существуют газовые сети высокого давления I категории (0,6 МПа – 1,2 МПа) и II категории (0,3-0,6 МПа).

ТОО АКЭТО предлагает из наличия и по заказу в любых объемах датчики давления газа: на низкое, среднее и высокое давление газа, для использования в газораспределительных и газорегуляторных шкафах, щитах и пунктах (ГРП, ГРПШ, ГРЩ) систем автоматического регулирования газоснабжающих предприятий и газовых сетей, в котельной автоматике, исполнение «искробезопасная цепь» 1ExiaIICT6Gb, перегрузочная способность – не менее 200% ВПИ, предельное давление перегрузки не менее 400 % от ВПИ, степень защиты корпуса и электроразъема преобразователя IP65, помехоустойчивость класса А по ГОСТ Р МЭК 61326-1-2014, диапазон рабочих температур окружающего воздуха от минус 20 до плюс 80 °С, межповерочный интервал 5 лет, среднее время наработки на отказ не менее 500 000 ч, средний срок службы 12 лет, датчики выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р МЭК 60079 к взрывозащищенному электрооборудованию группы II и представляют собой преобразователи давления с измерительной мембраной из нержавеющей стали AISI 316L, сенсором на основе технологии КНК и кабельным вводом стандарта EN175301-803 (DIN43650 А) :

Датчик давления для газопроводов низкого давления

ПД100И-ДИ0,01-171-0,5-ЕXI – датчик давления для газопроводов низкого давления (до 5кПа). Изготовитель ОВЕН. Модель: преобразователь давления ПД100И. Диапазон измеряемого давления от 0 до 10 кПа. Выходной сигнал от 4 до 20 мА. Присоединение к процессу G1/2 манометрической формы. Класс точности 0,5. Искробезопасное исполнение 1ExiaIICT6Gb.

Датчик давления для газопроводов среднего давления

ПД100И-ДИ0,4-171-0,5-ЕXI – датчик давления для газопроводов среднего давления (5 кПа – 0,3 МПа). Изготовитель ОВЕН. Модель: преобразователь давления ПД100И. Диапазон измеряемого давления от 0 до 0,4 МПа. Выходной сигнал от 4 до 20 мА. Присоединение к процессу G1/2 манометрической формы. Класс точности 0,5. Искробезопасное исполнение 1ExiaIICT6Gb.

Цена:

39 557 KZT за шт.

Датчик давления для газопроводов высокого давления

ПД100И-ДИ1,6-171-0,5-EXI – датчик давления для газопроводов высокого давления I категории (0,6 МПа – 1,2 МПа). Изготовитель ОВЕН. Диапазон измеряемого давления от 0 до 1,6 МПа. Выходной сигнал от 4 до 20 мА. Присоединение к процессу G1/2 манометрической формы. Класс точности 0,5. Искробезопасное исполнение 1ExiaIICT6Gb.

ПД100И-ДИ0,6-171-0,5-EXI – датчик давления для газопроводов высокого давления II категории (0,3-0,6 МПа). Изготовитель ОВЕН. Диапазон измеряемого давления от 0 до 0,6 МПа. Выходной сигнал от 4 до 20 мА. Присоединение к процессу G1/2 манометрической формы. Класс точности 0,5. Искробезопасное исполнение 1ExiaIICT6Gb.

---

По заказу возможно изготовление датчиков давления с классом точности 0,25 % ВПИ. Присоединительной резьбой M20×1,5 манометрической формы либо G1/4. А также на диапазоны давлений от 10 кПа до 4,0 МПа. Возможно изготовления датчиков давления газа в взрывонепроницаемой оболочке с ЖК-индикацией. Комплектация датчиков давления: вварными бобышками, игольчатыми кранами, блоками питания, барьерами искробезопасности, gsm модемами либо 3G/4G роутерами для беспроводной передачи данных, модулями аналогового ввода, программируемыми контроллерами (технология контроля).

---

Связаться с нами

Заявки принимаются по телефону и электронной почте. Связаться с нами.

Узнай больше. Датчик давления газа ПД100И цена купить.

Давление газа в газопроводе дома – каким оно должно быть? + Видео

Газификация частного сектора – сегодня норма жизни, хотя каких-то десять лет назад об этом многие могли только мечтать. Однако использование газа большим кругом потребителей вызывает ряд проблем, о которых следует знать заранее. Эти знания пригодятся вам при выборе жилья или покупке дорогостоящих газовых котлов и прочего оборудования, потребляющего голубое топливо.

Газовые вены – как циркулирует газ по системе?

Прежде, чем газ загорится голубым пламенем на вашей кухонной плите, он проходит сотни и тысячи километров по газопроводам. Самой главной артерией газотранспортной системы является газовая магистраль. Давление в таких магистралях очень большое – 11,8 МПа, и совершенно не подходит для частного потребления.

Голубое пламя газа на кухонной плите

Однако уже в газораспределительных станциях (ГРС) происходит снижение давления до 1,2 МПа. Кроме того, на станциях происходит дополнительная очистка газа, ему придается специфический запах, который ощутим человеческим обонянием. Без одоризации – так называется этот процесс – мы бы не ощущали наличие газа в воздухе при его утечке, поскольку сам по себе метан не имеет ни цвета, ни запаха. Для придания запаха зачастую используют этантиол – даже если в воздухе будет находиться одна часть этого вещества на несколько десятков миллионов частей воздуха, мы почувствуем его наличие.

Газораспределительная станция

Из газораспределительных станций путь газа пролегает к газорегуляторным пунктам (ГРП). Эти пункты фактически и являются точкой распределения голубого топлива между потребителями. На ГРП автоматическое оборудование контролирует давление и распознает потребность в его повышении или понижении. Также на газорегуляторных пунктах происходит еще один этап фильтрации газа, а специальные приборы регистрируют степень его загрязнения до и после очистки.

Низкое или среднее – какое давление лучше?

Раньше большинство жилых домов снабжались газопроводом низкого давления (0.003 МПа), поскольку магистраль со средним давлением (0.3 МПа) требует более масштабных монтажных работ и закупки специального оборудования, которое снижает давление непосредственно на входе газа в трубы внутри дома.

Однако с ростом количества потребителей в газопроводе низкого давления топлива может попросту не хватать на всех – особенно это становится заметно зимой, когда большинство включает на полную мощность газовые котлы. В системе со средним давлением такая проблема практически исключена. Следует учитывать и высокие требования современных газовых котлов. При недостаточном давлении многие агрегаты в лучшем случае выдают меньшую мощность, чем указал производитель, а в худшем случае – отключаются до момента появления нужного давления в системе.

Современные газовые котлы

Приобретать дорогостоящие котлы потребителям низкого давления – все равно, что выбрасывать деньги на ветер, поскольку такая покупка себя совершенно не оправдает. Решать проблему с перебоями газа приходится самим потребителям. Как вариант, можно приобрести комбинированный твердотопливный котел, который можно загружать твердым топливом во время отсутствия или слишком низкого давления газа. На кухне же можно пользоваться баллоном со сжиженным газом, установив одну конфорку под такой тип топлива.

При повышенном давлении ситуация ничуть не лучше – если в домах не установлены распределительные аппараты, повышается риск возникновения аварийных ситуаций. Поскольку газ с низким давлением считается более безопасным, его использование предписано в общественных учреждениях, таких как школы, детсады, больницы, а также заводы и предприятия различного типа, где газ используют в целях отопления. Также газовые магистрали с низкими показателями прокладывают в небольшие населенные пункты.

Газовая магистраль в небольшом населенном пункте

В крупных городах с высоким социальным статусом прокладывают газопровод с высоким давлением. Решение об этом принимают, исходя не только из количества потребителей, но и из их финансовой возможности оплатить приобретение более дорогостоящего и мощного оборудования. По большому счету, потребители не выбирают, каким газопроводом пользоваться, разве что только при выборе места жительства.

Отличие газопроводов по типу прокладки

Газовая магистраль может быть проложена разными способами. Чаще всего сегодня используют кольцевой способ прокладки и тупиковый. В случае с тупиковой сетью газ поступает к пользователю только с одной стороны, тогда как в кольцевой магистрали газ поступает с двух сторон и движется дальше по типу замкнутого кольца.

Прокладка газопровода кольцевым способом

В тупиковой системе существует большой недостаток – когда газовые службы проводят ремонтные или профилактические работы, они вынуждены отключать от газа огромное количество потребителей. Если вы проживаете именно в такой зоне, то при выборе газового котла следует учесть наличие автоматического отключения оборудования при отсутствии давления, иначе агрегат будет работать вхолостую.

Ремонтные работы газовой службы

В кольцевой системе такого недостатка нет – газ поступает с двух сторон. Благодаря этому давление равномерно распределяется между всеми потребителями, тогда как в тупиковой системе чем дальше будет находиться дом от ГРП, тем меньше давление будет в трубе. Опять же, этот фактор следует учесть при покупке дома – чем дальше дом находится от газорегуляторного пункта, тем сильнее нивелируется качество газоснабжения.

Причины отключения газа – ремонт или профилактика?

Поломки в системе газоснабжения – явление довольно редкое. Чаще всего отключение газа происходит по той причине, что кому-то из потребителей понадобились услуги газовой службы по замене или переустановке газового оборудования. Только специалист может осуществлять подобные процедуры, и желательно, чтобы это был мастер с большим опытом подобных работ. Газовую трубу обесточивают в том случае, если необходима ее обрезка.

Обесточивание трубы

В частном секторе сделать это намного проще, чем в многоэтажном доме. Если частник может попросту закрыть кран, то житель многоэтажки сначала должен получить специальное разрешение от соответствующей инстанции.

Закрытие крана

Советоваться со специалистами следует и в случае необходимости установить или поменять тот или иной аппарат, который будет подключен к газовой магистрали. Как уже было отмечено выше, разное оборудование предназначено для разных состояний самого газа в сети. Именно по причине неосведомленности потребителей им приходится впоследствии переделывать целые проекты. Поэтому всегда сначала подбирайте оборудование, и только потом приступайте к составлению проекта. Пренебрегать давлением газа в системе нельзя ни в коем случае, иначе это может обернуться весьма плачевными ситуациями.

Оцените статью: Поделитесь с друзьями!

Устройство сетей газоснабжения

Наружные газовые сети предназна­чены для газоснабжения жилых, общественных, произ­водственных зданий и сооружений в городах, населен­ных пунктах и промышленных предприятиях.

Принципиальная схема транспортирования газа от места его добычи до газораспределительных станций ГРС, которые являются конечными сооружениями маги­стральных газопроводов, расположенных за пределами городов, населенных пунктов, промышленных предприя­тий, аэродромов, железнодорожных станций, портов и пристаней, и начальными сооружениями систем газо­снабжения городов, поселков или крупных промышлен­ных предприятий, состоит из следующего: газ из скважины поступает в сепаратор, где очищается от твердых и жидких примесей, и по промыс­ловым газопроводам ПГ направляется в промысловые газораспределительные станции ПГРС, в которых вновь очищается и осушается.

Природные газы не имеют за­паха, а в смеси с воздухом (при определенных количе­ственных соотношениях газа и воздуха) взрывоопасны. Кроме того, горючие газы ядовиты. Для того чтобы по­требитель мог своевременно выявить утечку газа, в него в ПГРС вводят одоранты — вещества с резко выражен­ным неприятным запахом.

После обработки (очистки, осушки, одоризации) при­ходный газ транспортируется по стальным магистраль­ным трубопроводам МГ большого диаметра к городу или промышленному предприятию.

Движение газа от скважины по трубам осуществляется под действием пластового давления, однако но мере пе­ремещения давление газа в трубопроводах уменьшается за счет расхода потенциальной энергии давления на пре­одоление линейных и местных сопротивлений трубопро­вода. Чтобы обеспечить дальнейшее транспортирование газа, строят компрессорные станции: головную, а далее, примерно через каждые 150 км, промежуточные — ПКС.

К магистральному газопроводу МГ по пути подклю­чаются промежуточные потребители ПП: города, посел­ки, промышленные объекты.

После газораспределительной станции (ГРС) газ по­ступает в городскую сеть газоснабжения, которая име­ет различные категории давления газа.

Для систем газоснабжения городов, поселков и сель­ских населенных пунктов установлены следующие кате­гории давления газа в газопроводах (в кгс/см2): низкое — до 0,05 (0,005 МПа), среднее — более 0,05 до 3 (0,005— 0,3 МПа), высокое — более 3 до 12 (0,3—1,2 МПа). Для газоснабжения жилых, общественных зданий и комму­нально-бытовых потребителей используют газ низкого давления, а для газоснабжения многих промышленных предприятий — газ среднего и высокого давления.

В зависимости от максимального рабочего давления газа газопроводы подразделяются на газопроводы низ­кого, среднего и высокого давления.

Городская наружная сеть газопроводов состоит из го­родских магистральных газопроводов, идущих от ГРС (или других источников, обеспечивающих подачу газа потребителям) до головных газорегуляторных пунк­тов ГРП, распределительных, включающих газо­проводы от ГРП (или газовых заводов) до вводов в зда­ния, и вводов в здания. В зависимости от расположения распределительных газопроводов они на­зываются уличными, внутриквартальными, дворовыми, межцеховыми, межпоселковыми.

Газоснабжение большого города охваты­вает все категории давления газа. Город опоясывает кольцо газопровода  высокого давления, ближе к цент­ру расположено второе кольцо газопровода  среднего давления, третье кольцо — газопровод  низкого давле­ния. Кольца соединяются газопроводами, на которых расположены газорегуляторные пункты ГРП и газорегуляторные установки ГРУ с автоматически действую­щими регуляторами давления. Регуляторы снижают давление газа с высокого до среднего и со среднего до низкого.

Для газоснабжения городов и других населенных пунктов используют следующие системы распределения газа (по давлению):

1)    одноступенчатую с подачей газа потребителям только по газопроводам одного давления;

2)    двухступенчатую с подачей газа потребителям по га­зопроводам двух давлений: среднего и низкого; высокого (до 6 кгс/см2) и низкого; вы­сокого (до 6 кгс/см2) и сред­него;

3)    трехступенчатую с пода­чей газа потребителям по газопроводам трех давле­ний: высокого (до 6 кгс/см2), среднего и низкого;

4)    многоступенчатую, при которой газ распределяется по газопроводам четырех давлений: высокого (до 12 кгс/см2), высокого (до 6 кгс/см2), среднего и низ­кого.

В зависимости от постро­ения распределительные га­зопроводы могут быть коль­цевые, тупиковые и смешан­ные (кольцевые и тупиковые).

Для строительства газопроводов используют преиму­щественно стальные трубы (бесшовные, сварные прямо-шовные и спирально-шовные), а также неметаллические: асбестоцементные, пластмассовые (полиэтиленовые) трубы.

Стальные газопроводы соединяют на сварке. Задвиж­ки, краны и другую арматуру присоединяют к газопро­водам на фланцах.

В местах установки кранов, пробок и муфт на конденсаторных сборниках и гидрозатворах при подземной про­кладке и при присоединении контрольно-измерительных приборов допускается резьбовое соединение.

Газопроводы строят подземные и надземные. Подзем­ная прокладка наружных газопроводов независимо от назначения и давления предусматривается по улицам и дорогам городов и других населенных пунктов. Надзем­ная прокладка газопровода допускается на территории промышленных и коммунально-бытовых предприятии, а также внутри жилых кварталов и дворов.

Минимальная глубина заложения газопроводов в местах с усовершенствованным покрытием (асфальто­бетонным, бетонным и др.) составляет не мерее 0,8 м, а на участках без усовершенствованного покрытия — не менее 0,9 м. Глубина заложения газопроводов может быть уменьшена до 0,6 м, если над газопроводом нет движения транспорта.

Расстояние по вертикали в свету при пересечении под­земного газопровода с водопроводом, канализацией, во­достоком, телефонной канализацией и т. п. должно со­ставлять 0,15 м, при пересечении с каналом теплосети — 0,2 м, при пересечении с электрокабелем, телефонным бронированным кабелем — 0,5 м и с маслонаполненным электрокабелем напряжением 110—220 кВ — 1 м. Если на электрокабеле или бронированном телефонном кабеле установлены футляры в месте пересечения их с газопро­водом, то расстояния между газопроводами и указанными подземными коммуникациями могут быть уменьшены до 0,15—0,25 м.

Если по местным условиям прокладки (или при тех­нической необходимости) на отдельных участках трассы требуется уменьшить расстояния от газопроводов до дру­гих инженерных сооружений и коммуникаций, то предус­матриваются дополнительные мероприятия по повыше­нию надежности эксплуатации газопровода и безопасно­сти зданий и подземных коммуникаций (установка фут­ляров на газопровод, 100%-ная проверка сварных стыков физическими методами контроля и пр.).

Сооружения и арматура на газопроводах. Газорегуляторные пункты ГРП, газорегуляторные установки ГРУ и газораспределительные ГРС предназначены для сниже­ния давления газа в системах газоснабжения и поддер­жания его на заданных уровнях с помощью регуляторов давления. В ГРП, ГРУ и ГРС кроме регуляторов давле­ния монтируют и другое оборудование.

Газорегуляторные пункты сооружают на территории городов, населенных пунктов, промышленных, комму­нальных и других предприятий. Размещают ГРП в от­дельно стоящих зданиях, пристройках к зданиям, на не­сгораемом покрытии промышленного здания или в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене газифи­цируемого здания или на отдельно стоящей несгораемой опоре.

Газорегуляторные установки размещают в газифици­руемых зданиях, в которых находятся агрегаты, потреб­ляющие газ. Газ от ГРУ к потребителям, расположенным в других отдельно стоящих зданиях, не подается.

Газораспределительные станции отличаются от ГРП и ГРУ тем, что оборудование ГРС рассчитано на макси­мально возможное давление в магистральном газопрово­де. ГРС более мощные сооружения, чем ГРП и ГРУ, с большой пропускной способностью газа. Кроме того, в ГРС газ очищается в фильтрах, одорируется, а в неко­торых ГРС и подогревается. На ГРС устанавливают рас­ходомеры, измеряющие количество протекающего газа.

Колодцы сооружают на подземных газопроводах в местах установки задвижек и компенсаторов. Строят колод­цы из бетона, железобетона и кирпича. Форма колодцев в плане круглая или прямоугольная. Конструкция колод­цев может быть сборная или монолитная, но в любом случае колодцы должны быть водонепроницаемы. Чтобы обеспечить водонепроницаемость колодцев в грунтах, используют гидроизоляцию. Для этого наружные стены оклеивают борулином или оштукатуривают водонепроницаемым цементом на высо­ту 0,5 м выше предельного уровня грунтовых вод.

Сборные элементы колодцев соединяют на цементном растворе с затиркой швов. При строительстве кирпичных колодцев швы кладки с внутренней стороны расшивают и затирают цементным раствором.

До укладки газопровода в траншею устраивают дни­ща колодцев, а после укладки труб и монтажа арматуры сооружают стены и перекрытия колодцев. Если в днище колодца предусмотрен приямок для сбора воды, уклон к нему должен быть не менее 0,03. Пазухи колодцев после засыпки песчаным грунтом поливают водой и послойно уплотняют.

Конденсатосборщики, предназначенные для сбора и последующего удаления из газопровода конден­сата, а также для удаления влаги, попавшей в него при строительстве, при промывках и пр., устанавливают в нижних точках газопровода (низкого, среднего и высоко­го давления). Вода из газопроводов попадает в конденса­тосборники самотеком. Периодически вода удаляется че­рез специальные трубки, которые используются также для продувки газопроводов и выпуска газа при ремонте сетей газоснабжения. Размеры и конструкции конденсатосборников зависят от давления газа и количества кон­денсирующейся влаги.

Конденсатосборники поставляют на объект покрыты­ми антикоррозионной изоляцией. Конденсатосборник должен иметь номер, наваренный на корпус, и сопровож­даться паспортом, в котором подтверждается его соот­ветствие нормалям и требованиям технических условии на его изготовление и испытание.

К трубке конденсатосборника, устанавливаемого в местах распространения блуждающих токов, приварива­ют электрод для измерения разности потенциалов между землей и трубопроводом. В грунте вблизи конденсацион­ной трубки устанавливается электрод заземления.

Задвижки диаметром 50 мм и более используют в ка­честве запорной арматуры на газопроводах всех давле­ний. С помощью задвижек регулируют также подачу газа. Задвижки применяют чугунные и стальные. На га­зопроводах давлением 3 кгс/см2 устанавливают парал­лельные задвижки, на газопроводах других давлений — клиновые.

Задвижки на газопроводах больших диаметров обору­дуют редуктором с червячной передачей, пневматиче­ским, гидравлическим или электрическим приводом. Для выравнивания давления по обе стороны задвижки монти­руют обводной трубопровод, что облегчает подъем за­твора.

При монтаже задвижки в колодце необходимо учиты­вать, что к ней должен быть свободный доступ.

Бронзовые, чугунные, стальные краны условным диа­метром от 15 до 700 мм используют на подземных и над­земных газопроводах в качестве отключающих устройств. Краны могут быть муфтовые и фланцевые. Краны приме­няют, как правило, со смазочным материалом, что обес­печивает их герметичность, устойчивость против корро­зии, а также снижает износ уплотнительных поверхностей и облегчает поворачивание пробки.

Гидравлические затворы применяют в ка­честве отключающих устройств на газовых сетях низкого давления. Чтобы отключить газ на вводе в здание, в гид­равлический затвор подают воду через трубку. Заполнив нижнюю часть гидрозатвора, вода прерывает поступление газа через гидрозатвор и потре­битель отключается. Для по­следующего пуска газа воду из гидрозатвора удаляют про­дувкой.

На заводе-изготовителе гид­розатворы испытывают на прочность и плотность, что от­мечается в его паспорте. По­верхность его, вклю­чая трубку для залива воды, покрывают гидроизоляцией.

Устанавливают гидрозатвор на плотный грунт или песчаную подготовку строго вертикально по отвесу. Трубку гидрозатво­ра, как и электрод заземления, выводят под ковер. Гидро­затворы снабжены устройства­ми для измерения разности потенциалов между газопроводом и землей.

Компенсаторы служат для снятия напряжений в га­зопроводе при его линейных измерениях — удлинении или укорочении в результате температурных колебаний грунта или изменения температуры газа, проходящего по газопроводу. Конструкции компенсаторов различны. Лин­зовый компенсатор, который может быть однофланцевым или двухфланцевым, соединяется с газопрово­дом на сварке или на фланцах.

Охранная зона газопроводов

Доброго времени суток, уважаемый читатель! В сегодняшней статье хочу познакомить Вас с охранной зоной газопровода. Но не просто дать цифры в метрах, а еще и дать возможность самостоятельно определить – попадает место планируемых работ в охранную зону или нет.

Итак, теперь все по порядку:

Для чего нужна охранная зона газопровода?

Все мы прекрасно понимаем, что по газопроводам проходит газ (извините за каламбур) и труба может оказаться порой в самых неожиданных местах. Тем не менее, как показывает сложившаяся практика, при производстве земляных работ, например, у себя на придомовом участке, попросив соседа, желающего подхалтурить на рабочем экскаваторе, помочь выкопать по-быстрому траншею под водопровод, канализацию, телефонный или электрический кабель – мы часто не задумываемся, что под землей может проходить газопровод, и что его можно повредить. При чем можно как поцарапать – повредить изоляцию у стального газопровода (что чревато прогниванием в будущем, загазованностью грунта, потом подвалов соседних домов и…), так и сразу порвать – полиэтиленовый газопровод среднего или низкого давления. Для того, чтобы исключить такие случаи в Правилах промышленной безопасности в области газоснабжения было введено такое понятие, как охранная зона газопровода.

Что же такое – охранная зона газопровода?

Если газопровод проходит под землей – охранной зоной его является участок земли, находящийся между двумя параллельными линиями, проходящими по обе стороны от оси газопровода (параллельно), как показано на рисунке.

 

Охранная зона газопровода

По своей величине этот участок земли – охранная зона – для каждой категории газопроводов (про деление газопроводов на категории уже говорилось тут) различается и приводится в таблице ниже:

 

Как мы видим, из таблицы – чем под большим давлением находится газопровод, тем больше его охранная зона, что вполне логично.

Также, если Вы надумали производить какие-либо работы в местах подводных переходов газопроводов через водные преграды – Вам следует знать, что охранная зона будет равна 50 метрам в каждую сторону от оси трубы, независимо от категории газопровода (кроме магистральных).

 

Пример указателя-привязки газопровода на стене ГРП

С размером охранной зоны определились, встает очередной вопрос:

Как определить место прохождения и тип газопровода?

Тут, в принципе, особо сложного тоже ничего нет. Дело в том, что на местности для трассы прохождения газопровода существуют специальные указатели, так называемые привязки. Привязки представляют собой прямоугольную информативную знак-табличку размером 140×200 мм, на которой указана вся информация о проходящем газопроводе в зашифрованном виде(к этому еще вернемся). Бывают желтого и зеленого цвета. Такие указатели могут устанавливаться как на стенах зданий, так и на отдельно стоящих столбиках – специально для этого предназначенных. Их можно найти порой в самых неожиданных местах (см. фото указатель на стене ГРП). Указатели, в населенных пунктах можно найти на расстоянии прямой видимости не более 100 метров друг от друга (500 метров – вне населенных пунктов) – это для прямых участков газопровода.

Дополнительно их можно найти в местах поворота газопровода, перехода через автомобильные и железные дороги, реки, в местах ответвлений, а также в местах пересечения газопровода с границами владельцев земельных участков и крепятся привязки на высоте 1,5 -2 метра от уровня земли (если на стене или ж/б опоре). Повернуты эти таблички всегда лицевой стороной к газопроводу. Вне населенных пунктов такие привязки-указатели нанесены на опорах, стоящих в 1 метре справа от оси трубы (если смотреть по ходу движения газа).

Так, будем считать, что привязку к газопроводу мы нашли, теперь будем разбираться – как расшифровать табличку-указатель прохождения газопровода? Таблички, как было указано выше бывают желтого и зеленого цвета. В принципе – там интуитивно все понятно, но я все же объясню – для этого обратимся к картинке.

Цвет таблички (фон) обозначает материал газопровода: желтая – полиэтилен, зеленая – сталь. Теперь надписи.

 

Желтая таблица (полиэтиленовые газопроводы):

 Первая (верхняя) строка – обозначает давление в газопроводе и материал:

например ПЭ 0,3 обозначает, что полиэтиленовая труба под давлением 0,3 МПа (варианты: для 0,6 МПа – вместо 0,3 будет написано 0,6 – если же в трубе низкое давление, то вместо 0,3 – будет маркировка н. д.)

Вторая строка обозначает транспортируемую среду и диаметр трубы. Например: газ 150 обозначает, что в по трубе наружным диаметром 150 мм транспортируется ГАЗ. Тут могут быть варианты только с диаметром (32, 50, 90, 110 и др.).

Третья строка (если есть) – условное обозначение сооружения на подземном газопроводе. Например: УП 30 -информирует месте угла поворота газопровода на 30 градусов.

Четвертая строка – для нас самое важное – стрелочки и цифры Например: стрелка одна указывает вправо, под ней цифра 3, другая указывает вниз, под ней цифра 7, эта привязка нам скажет, что указанный выше газопровод (или угол поворота газопровода) находится на 3 метра вправо и на 7 метров вперед от оси таблицы до оси сооружения (как на стрелках, в общем).

Зеленая таблица (стальные газопроводы):

 

 

Расшифровка указателей газопровода

Первая строка: слева – категория газопровода (варианты: I К – 1 категория, II К – 2 категория, СД – среднее давления, НД – низкое давление) – более подробно про деление газопроводов можно узнать тут. Справа – диаметр трубы в милиметрах. Например: IК 80 – подскажет, что по стальному трубопроводу диаметром 80 мм. транспортируется газ под давлением 1 категории. Да, для газопроводов высокого давления наносится красная окантовка по краю таблички.

Вторая строка – условное обозначение угла поворота или сооружения на подземном трубопроводе.

В нижней части, как и на желтой таблице, указаны расстояния от оси привязки до оси объекта на газопроводе или угла поворота. Пример можно посмотреть выше, повторяться не буду.

В заключение статьи хочу сказать, что не всякий прораб, проводящий земляные работы, в охранной зоне газопровода разбирается в указателях-привязках газопровода, что часто приводит к неприятным последствиям – таким как повреждение трубы, которое может вызвать перебои в газоснабжении целых районов города. В любом случае, при производстве земляных работ в охранной зоне газопровода нужно получить письменное разрешение на право производсва земляных работ от газоснабжающей организации Вашего района. Даже если Вы не знаете номера телефона – наберите просто номер аварийной газовой службы – там подскажут куда обратиться.

Знайте типы, прежде чем копать

Природный газ проходит от устья скважины к конечным потребителям по серии трубопроводов. Эти трубопроводы, включая выкидные трубопроводы, линии сбора, линии передачи, распределительные линии и линии обслуживания, транспортируют газ с переменным давлением. Чем выше давление газа в трубопроводе, тем более опасной может быть авария с этим трубопроводом.

Трубопроводы обычно прокладываются под землей, и маркеры трубопроводов не всегда располагаются непосредственно над трубопроводами.

Трубопроводы

Выкидные трубопроводы соединяются с одним устьем добывающего месторождения. По напорным трубопроводам природный газ перемещается от устья скважины к близлежащим резервуарам для хранения, компрессорным станциям передачи или дожимным станциям перерабатывающих предприятий. Отводные трубопроводы представляют собой относительно узкие трубы, по которым неодорированный сырой газ проходит под давлением примерно 250 фунтов на квадратный дюйм (фунт / кв. Дюйм).

Как правило, они зарыты на глубину 4 фута под землей и могут подвергаться коррозии, особенно если они переносят влажный газ.Они также подвержены утечке метана. По данным EPA, «утечка метана из выкидных трубопроводов является одним из крупнейших источников выбросов в газовой промышленности».

Линии сбора

Линии сбора собирают газ из нескольких трубопроводов и перемещают его в централизованные точки, такие как перерабатывающие предприятия, резервуары или морские доки. Линии сбора представляют собой стальные трубы среднего диаметра (обычно менее 18 дюймов в диаметре), по которым проходит неочищенный неочищенный газ под давлением примерно 715 фунтов на квадратный дюйм.

Как правило, трубопроводы заглубляются на глубину 4 фута под землей и содержат коррозионные вещества, которые могут повлиять на целостность трубопровода в течение нескольких лет.

Магистральные трубопроводы

По трубопроводам природный газ транспортируется на большие расстояния, а иногда и через государственные границы, обычно к компрессорам и от них, или в распределительный центр или хранилище. Линии электропередачи представляют собой большие стальные трубы (обычно от 2 до 42 дюймов в диаметре; чаще всего более 10 дюймов в диаметре), регулируемые на федеральном уровне.Они переносят неодорированный газ под давлением примерно от 200 до 1200 фунтов на квадратный дюйм.

Трубопроводы передачи могут выйти из строя из-за разрыва швов, коррозии, разрушения материалов и дефектной сварки.

Распределительные трубопроводы

Распределительные трубопроводы, также известные как «магистральные», являются средней ступенью между линиями передачи высокого давления и линиями обслуживания низкого давления. Распределительные трубопроводы работают при промежуточном давлении. В этом типе трубопроводов используются трубы малого и среднего размера (от 2 до 24 дюймов в диаметре), которые регулируются на федеральном уровне и по которым проходит одорированный газ при различных уровнях давления, начиная с нуля.От 3 до 200 фунтов на квадратный дюйм.

Распределительные трубопроводы обычно работают ниже своей пропускной способности и изготавливаются из различных материалов, включая сталь, чугун, пластик и иногда медь.

Сервисные трубопроводы

Сервисные трубопроводы подключаются к счетчику, который поставляет природный газ отдельным потребителям. Подводящие трубопроводы представляют собой узкие трубы (обычно менее 2 дюймов в диаметре), по которым проходит одорированный газ при низком давлении, например 6 фунтов на квадратный дюйм. Подводящие трубопроводы обычно изготавливаются из пластика, стали или меди.

Звонок 811

В каждом штате США есть телефонный центр 811, который предоставляет различный объем информации о расположении инженерных сетей, включая газопроводы. Если вы планируете какой-либо проект, связанный с раскопками в вашей собственности, настоятельно рекомендуется использовать эту услугу или иным образом определить расположение газопроводов и других инженерных сетей на вашей территории. Коммунальные предприятия обычно маркируют вашу собственность в течение нескольких дней после вашего звонка, поэтому убедитесь, что вы звоните задолго до того, когда планируете копать.

Даже небольшие проекты, такие как установка столбов для забора, могут привести к проблемам, если домовладельцы продолжат работу, не зная, что может быть под местом, где они копают. Узнавайте о методах сноса, пока вы занимаетесь этим.

Новое строительство жилых домов Программа 2 PSIG

Системы трубопроводов природного газа в жилых односемейных и многосемейных домах обычно работают при стандартном давлении подачи, 1/3 фунта на квадратный дюйм. Наша программа с манометром 2 фунта на квадратный дюйм (2 фунта на квадратный дюйм) обеспечивает давление подачи выше стандартного, помогая уменьшить размер и стоимость системы трубопроводов природного газа в новых жилых домах, где расстояние от счетчика до первого прибор отличный.

Преимущества

Проще говоря, 2 фунта на квадратный дюйм означает меньшие затраты.

Наша программа 2 PSIG поможет вам с минимальными затратами поставить оборудование на природном газе и подключения, которые предпочитают жители и застройщики, которые, как известно, обеспечивают жильцам комфорт, удержание и более низкие счета за коммунальные услуги. Как правило, эксплуатационные расходы жилых домов, оборудованных системами нагрева воды на природном газе, комфортного отопления, приготовления пищи и сушки одежды, намного ниже, чем у электрических альтернатив.

Обеспечивая более высокое рабочее давление, можно уменьшить как размер, так и стоимость системы трубопроводов природного газа.По мере того, как жилые дома становятся все больше и сложнее с дополнительными приборами, работающими на природном газе, традиционный метод обеспечения необходимого объема природного газа достигается за счет увеличения размера трубы. Использование 2 фунтов на квадратный дюйм позволит уменьшить размер трубы, что приведет к экономии материальных и трудовых затрат и повышению эффективности, поскольку трубы меньшего размера проще в обращении и установке.

Программа 2 PSIG доступна для домов на одну семью, а также проектов многоквартирных домов, таунхаусов и кондоминиумов на нашей территории обслуживания, которые соответствуют всем требованиям программы.

Как принять участие

• Подать онлайн-заявку на жилищное строительство (запрос на газоснабжение жилых домов)
• Свяжитесь с вашим представителем по планированию SoCalGas, прежде чем указывать какую-либо систему 2 PSIG.
• Загрузите, просмотрите, заполните и отправьте форму запроса 2 PSIG и соглашение вашему представителю по планированию SoCalGas
  • Примечание. Требования к программе указаны в Соглашении 2 PSIG
  .
• Изучите требования к установке с вашим представителем по планированию SoCalGas и подрядчиком по сантехнике.

Основы распределения 2 PSIG

Дело не в «давлении». . . это «перепад давления», который перемещает природный газ внутри трубы. Системы трубопроводов в жилых домах традиционно работают при 8-дюймовом водяном столбе (WC) или 1/3 PSIG. Повышение давления до 2 фунтов на квадратный дюйм дает несколько преимуществ при строительстве жилых домов, где расстояние от счетчика до первого прибора велико.

Размер трубы определяется количеством энергии, которое может быть потеряно (также называемым перепадом давления) для перемещения природного газа, при этом остается давление, достаточное для удовлетворения минимальных требований органов управления устройством (обычно от 4 до 6 дюймов). .ТУАЛЕТ). По мере увеличения давления увеличивается и допустимый перепад давления, который можно учесть. Чем больше перепад давления, тем большее количество природного газа можно «протолкнуть» через трубу для данного размера. Для данного количества природного газа размер трубы может быть уменьшен по мере увеличения допустимого падения давления. Как показано на рисунке ниже, для количества природного газа (934 кубических футов в час или кубических футов в час), которое может быть перемещено по трубе длиной 100 футов – 3/4 дюйма (работающей при давлении 2 фунта на квадратный дюйм), потребуется диаметр 2 дюйма. труба, когда та же система работает на 8-дюймовом унитазе.

Как это работает

Система с 2 фунтами на квадратный дюйм на самом деле представляет собой две разные системы, объединенные в одну. Хотя каждый сегмент системы проектируется отдельно, общая цель состоит в том, чтобы минимизировать размеры труб и снизить стоимость установки. Сегмент 2 фунта на квадратный дюйм используется для подачи природного газа от счетчика к каждой жилой единице. В многоквартирных домах и больших индивидуальных домах на одну семью расстояние от счетчика до первого прибора намного больше, чем в типичных односемейных домах.

Во многих случаях длина этого участка трубы может составлять от 100 до 200 футов. Использование давления 2 фунта на квадратный дюйм обычно приводит к получению трубы диаметром 1/2 или 3/4 дюйма для этого участка по сравнению с трубой диаметром 1 или 1/4 дюйма, обычно используемой в системах низкого давления. Попав внутрь жилого помещения, линейный регулятор снижает давление природного газа до традиционного 8-дюймового туалета. Линейный регулятор необходим, потому что бытовые приборы рассчитаны на сжигание природного газа только при низком давлении.

Конфигурация внутренних трубопроводов природного газа

Существует множество способов настройки внутренней сети трубопроводов природного газа в зависимости от планировки здания, количества приборов в жилом помещении (ах) и расположения счетчика (ов) природного газа.Программа 2 PSIG основана на требованиях программы SoCalGas, в которой каждый жилой дом должен обслуживаться собственным счетчиком природного газа. Каждое жилое здание в некоторой степени уникально, когда дело доходит до проектирования блока счетчиков, необходимого для удовлетворения этого требования, а также других требований, перечисленных в Соглашении 2 PSIG.

Расположение здания относительно магистрали природного газа на улице и линии собственности будет влиять на расположение счетчика (ов). Расположение и конструкция счетчика (ов), в свою очередь, повлияет на конструкцию системы трубопроводов природного газа внутри здания.Следующие ниже примеры представляют собой лишь некоторые из различных возможностей для многоквартирных домов. Система трубопроводов может включать любой утвержденный материал трубопровода и / или комбинацию материалов

Малоэтажная установка с коллектором и ответвлениями

Малоэтажная установка с параллельными ответвлениями

Основной размер трубы

Во избежание путаницы размеры трубопроводных систем природного газа 2 фунта на квадратный дюйм могут быть подобраны с использованием традиционного метода наибольшей длины в соответствии с UPC (Единые правила водопровода), но с небольшими изменениями.Система 2 PSIG разбита на две независимые секции, размер каждой секции определяется отдельно.

1) Раздел 2 PSIG

От счетчика к регулятору давления в линии

• Рассчитайте нагрузку по природному газу (сложив номинальные значения на паспортной табличке) для всех подключенных устройств.
• Измерить длину трубы от счетчика до регулятора давления в линии, расположенного внутри жилого помещения.
• Если имеется несколько линейных регуляторов давления, измерьте расстояние от счетчика до регулятора, наиболее удаленного от счетчика.
• Максимально допустимое падение давления для секции 2 фунта на квадратный дюйм составляет 1 фунт на квадратный дюйм.
• Ссылаясь на таблицу A для систем 2PSI с перепадом давления 1PSI, найдите это расстояние в верхнем ряду или следующее большее расстояние, если точное расстояние не указано.
• Проследите этот столбец до тех пор, пока не будет найдена нагрузка по природному газу или до следующей большей мощности, если точное значение не указано.
• Вернитесь к левой колонке таблицы и выберите соответствующий размер трубы.
• Если в системе несколько регуляторов, каждый сегмент линии должен быть рассчитан на его фактическую нагрузку по природному газу, но с использованием максимальной длины, определенной ранее.

Расположение параллельных ответвлений (секция 2 фунта / кв. Дюйм)

Расположение коллектора и ответвления (секция 2 фунта / кв. Дюйм)

2) Секция низкого давления

Все трубопроводы после регулятора давления в линии

• Измерьте расстояние от регулятора давления в линии до устройства, наиболее удаленного от регулятора.
• Используйте это расстояние для определения размеров всех участков аппарата низкого давления.
• См. Таблицу B для 8 дюймов. В системах с унитазом с перепадом давления в унитазе 1/2 дюйма найдите это расстояние в верхнем ряду или на следующем большем расстоянии, если точное расстояние не указано.
• Проследите этот столбец до тех пор, пока не будет найдена нагрузка прибора по природному газу или нагрузка для этого участка трубы; найдите следующую большую емкость, если точное значение не указано.
• Найдите в таблице левый столбец и выберите соответствующий размер трубы.
• Повторите этот процесс для каждого подключенного устройства или участка трубопровода.

Расположение параллельных ответвлений (участок низкого давления)

Устройство коллектора и ответвления (участок низкого давления)

Приложение

Таблица A. Данные о размерах труб

Максимальная пропускная способность труб различного диаметра и длины в кубических футах природного газа в час при начальном давлении 2,0 фунта на квадратный дюйм и удельном весе природного газа 0,06.

Скачать Adobe PDF, 132 КБ

Таблица B. Данные о размерах труб

Максимальная пропускная способность труб различного диаметра и длины в кубических футах природного газа в час для начального давления 7 дюймов водяного столба с перепадом давления 0,5 дюйма водяного столба и природного газа с удельным весом 0,6

Скачать Adobe PDF, 121

Информация по правильному выбору газовых линий для использования с безбаквальными водонагревателями – Справочная служба Eccotemp

Eccotemp Systems, LLC.Бесконтактное водяное отопление

ФАКТЫ О ГАЗОПРОВОДАХ

Информация по правильному выбору газовых линий для использования с водонагревателями без резервуаров

Для любого газового прибора важно, чтобы система подачи газа имела надлежащий размер, чтобы выдерживать нагрузку системы в БТЕ. Бесконтактные водонагреватели могут быть отличным решением для обеспечения горячей водой; тем не менее, большинство водонагревателей без резервуара имеют мощность от 140 000 до 200 000 и более БТЕ, что делает водонагреватель без резервуара одним из самых крупных отдельных приборов в типичной газовой системе.Необходимо убедиться, что система может обрабатывать мощность безбаквального водонагревателя вместе со всеми другими газовыми приборами в системе. В этом руководстве будут рассмотрены основы и факты определения размеров газовых труб для систем природного газа низкого давления (до 2 фунтов на квадратный дюйм) с использованием жестких железных труб.

Факты о газотрубной системе

Будет ли безрезервуарный водонагреватель работать на ½-дюймовой газовой магистрали?

Да и Нет. Типичная бытовая газовая система – это система низкого давления, что означает, что в дом подается газ с давлением около 7 дюймов.Туалет. (дюймы водяного столба). Размер трубопровода должен быть достаточным, чтобы падение давления составляло полдюйма водяного столба или меньше, когда все газовые приборы включены. Это может быть ограничивающим фактором при попытке использовать существующие трубопроводы и модернизации от типичного водонагревателя резервуарного типа до водонагревателя без резервуара. Как правило, необходимо модернизировать газопровод для поддержки безбаквального водонагревателя из-за необходимого объема топлива. В таблицах 2 и 3 представлена ​​производительность по размеру и длине трубы на основе максимально допустимых падений давления.Во всех случаях для газового прибора мощностью около 200 000 БТЕ потребуется как минимум ¾-дюймовая линия подачи газа.

В определенных условиях может использоваться газовая линия диаметром ½ дюйма. В Национальном кодексе топливного газа 2012 года (NFPA54. ANSI Z223.1) 3,0 дюйма водяного столба Добавлен график падения давления для определенных условий. Эта диаграмма позволяет установить газовый прибор на 200 000 БТЕ на ½-дюймовую газовую линию длиной до 40 футов. Однако должны быть соблюдены следующие условия: Минимальное статическое давление газа должно составлять 8 дюймов водяного столба. или выше; Расчетное падение давления (статическое давление минус 3.Падение давления 0 дюймов), должно быть больше, чем максимальное минимальное давление газа, требуемое для любого из газовых приборов в системе. См. Таблицу 4, где указаны размеры и пропускная способность труб с 3-дюймовым водяным столбом. падение давления. Чтобы выбрать трубу правильного диаметра, сначала определите давление подачи природного газа в систему.

Будет ли существующий регулятор и счетчик поддерживать безбаковый водонагреватель?

Газовые системы новой конструкции, как правило, представляют собой гибридную систему давления, в которой входное давление составляет около 2 фунтов на квадратный дюйм, и каждое устройство или группа устройств обслуживаются одним регулятором.Во многих старых районах и зданиях система поставляется с одной газовой системой низкого давления (около 7 дюймов водяного столба) от поставщика. В любом случае производительность регулятора (ов) и счетчика необходимо будет проверить, чтобы убедиться, что система может подавать достаточно газа для поддержки добавления в систему безбаквального водонагревателя. В системах низкого давления давление должно быть больше, чем наивысшее минимальное требование для газовых приборов, плюс соответствующий перепад давления.

Газопровод какого размера мне понадобится для моего безбаквального водонагревателя?

Размер газовой линии будет зависеть от номинальной мощности в BTU водонагревателя, других газовых приборов и места их установки на каждом ответвлении от счетчика и регулятора.Существует два метода определения требуемого размера трубы: метод наибольшей длины или метод длины ответвления. См. «Определение размеров газовой системы» для получения дополнительной информации.

Как мне узнать, какой у меня регулятор или измеритель размера?

Каждый метр имеет производительность в кубических футах в час (CFH). Найдите этот регулятор числа и умножьте его на 1024 (BTUH / CFH), чтобы получить приблизительную мощность для природного газа. Емкость счетчика и регулятора должна быть больше, чем общая сумма максимального номинала в БТЕ всех бытовых приборов в доме.Если мощность системы слишком мала, газовые приборы не будут получать объем газа, необходимый для правильной работы.

Что означают все эти разные давления газа?

Давление газа можно измерить двумя способами: в фунтах на квадратный дюйм (psi) или в дюймах водяного столба (дюймы водяного столба). Сторона высокого давления в гибридных газовых системах, работающих под давлением, обычно измеряется в фунтах на квадратный дюйм. Это давление составляет около 2 фунтов на квадратный дюйм. Дюймы водяного столба обычно используются для измерения газовых систем низкого давления, которые питают большинство приборов.Например, 27,7 дюйма вод. в 1 фунт / кв. дюйм.

Что такое дюймы водяного столба?

дюймов водяного столба – это мера того, сколько силы требуется, чтобы подтолкнуть столб воды вверх на несколько дюймов. Обычно он используется для измерения газовых систем низкого давления.

Как вы измеряете давление газа?

Вам понадобится прибор, называемый манометром. Этот инструмент позволяет измерять давление газа в системе. Доступны манометры, которые измеряют определенный диапазон давления в дюймах водяного столба или фунтах на квадратный дюйм.Цифровой манометр может измерять более широкий диапазон давлений. См. Инструкции производителя по правильному использованию манометра.

Где вы можете узнать рейтинг моих бытовых приборов в БТЕ?

На каждом приборе должна быть табличка с техническими данными. На этой табличке будут указаны номинальные значения БТЕ устройства и необходимое давление газа для правильной работы. Информацию о размещении паспортной таблички на каждом газовом приборе см. В инструкциях производителя.

Может ли газовый клапан отрицательного давления решить проблему недостаточного размера газовой системы?

Хотя газовый клапан отрицательного давления в приборе может работать при очень низком давлении газа, он может оказывать неблагоприятное воздействие на газовую систему меньшего размера.Этот тип устройства может фактически украсть газ из других устройств, таких как печь, и, возможно, вызвать неприятные перебои в работе. Размеры трубопроводов и системы должны выдерживать объем газа, а не только давление.

Как малоразмерная газовая система повлияет на бытовую технику?

Газовая система недостаточного размера может привести к ухудшению работы приборов. Это может привести к образованию сажи в горелках, выключению контрольных ламп и горелок или к образованию конденсата в теплообменнике печи или водонагревателя.Конденсат вызовет коррозию и, в конечном итоге, неисправность в приборах, не предназначенных специально для этого. Загрязнение может засорить горелки или дымоходы, что может привести к выходу прибора из строя или образованию вредных выхлопных газов, таких как угарный газ.

Размер газового соединения в соответствии с моделью Eccotemp:

• Портативные устройства (L5, EL5, CEL5, L7, EL7, L10, CEL10) – 1/2 “
• Средний (FVi12, i12) – 1/2 “
• Wholehome (20H / HI, 45H / HI, EL22 / 22i) – 3/4 дюйма
• Электрический (iE-11, iE-18, iE-27) – 3/4 “

Газовые регуляторы

– Размеры регуляторов газа – Оборудование для природного газа

При выборе регулятора газа вы должны сначала знать следующие четыре параметра

Давление на входе
(иногда называется P in) Это важно для выбора надлежащее номинальное давление клапана, а также необходимость для определения допустимого перепада давления на клапане.Здесь, в Соединенных Штатах, давление обычно выражается в дюймах водяного столба (“wc) для приложений низкого давления и фунтов на квадратный дюйм (PSI) для приложений с более высоким давлением. (Примечание: 1 фунт / кв. Дюйм равняется 28 дюймов вод. Ст.)

Давление на выходе
(иногда называется P out) Это необходимо для выбора правильного пружинный диапазон регулятора вместе с другой частью в головоломка для определения допустимого перепада давления.В чем меньше допустимый перепад давления, тем больше клапан должно стать, и наоборот. Приложение с большой каплей поперек регулятора будет иметь регулятор гораздо меньшего размера.

Расход
Это вместе с допустимым падением давления (P out минус P в) и определяет фактический размер корпуса регулятора и отверстие клапана. Расход обычно выражается в CFH или CFM (кубические футы в час или минуту соответственно) для газообразных приложений и GPH или GPM (галлонов в час или минуту соответственно) для жидких приложений.Когда имеешь дело с горением или водопроводом и отопление, также очень часто говорят в BTUH, что британских тепловых единиц в час, или MBH, что составляет тысячи БТЕ в час. Любой из них может связать ваш поток с удельный расход газа.

Приложение
Важно определить приложение со всеми его особые ожидания. Материалы строительства в высоком Подача пара под давлением будет значительно отличаться, если по сравнению с применением природного газа низкого давления.Также, если вы устанавливаете регулятор в стене рядом с офис начальника, шум может быть соображением. Это в помещении или на открытом воздухе? Подобные вопросы стоит рассмотреть в определение ваших потребностей.

Важная часть – предоставить вашему поставщику или инженер, который будет определять размер регулятора с выше критериев. Любой, кто сообщает вам, что эта информация НЕ нужно – это дезинформировано и заблуждается.

Пожалуйста, свяжитесь с вашим Местный дистрибьютор Bryan Donkin или позвоните 866-4 MY REGS для дополнительной поддержки при выборе размеров и выбор регулятора.

Регуляторы газа – Регуляторы среднего давления – Оборудование для природного газа

Регуляторы среднего давления серии 240 и 240PL Макс.вход : 150 фунтов на квадратный дюйм Диапазон выхода : от 4 дюймов до 3 фунтов на кв. Дюйм (изб.) Размеры корпуса : ¾ “, 1”, 1-1 / 4 дюйма и 1-1 / 2 дюйма Cross Ref : Sensus 134-80, 143-Б Фишер С-100, С-400 Американский 1813-C Описание : серия 240 – регулятор высокого давления, идеально подходящий для бытовые установки.Обычно он используется в коммерческих и легкой промышленности. С этой серией поставляется множество опций, аксессуаров и сопутствующих специальностей продукты. В результате этот регулятор очень гибкий. и предлагает решение для большинства приложений. Широкий ассортимент соединений корпуса доступны с этой серией. Загрузить 240 Техническая брошюра В начало серии 260 Макс.вход : 150 фунтов на квадратный дюйм Диапазон выхода : от 4 дюймов до 5 фунтов / кв. Дюйм изб. Размеры корпуса : ½ “, ¾” и 1 “ Cross Ref : Sensus 043-B Фишер С-250 Американский 1200 Actaris 133-31 Описание : серия 260 – регулятор высокого давления, идеально подходящий для бытовые установки.Часто используется в коммерческих и легкой промышленности. Эта серия уникальна особенности по сравнению с продуктами конкурентов. С этим серия поставляется с множеством опций, аксессуаров и сопутствующих специальностей продукты. В результате этот регулятор очень гибкий. и предлагает решение для большинства приложений. серии 274 Макс.вход : 150 фунтов на квадратный дюйм Диапазон выхода : от 6 дюймов до 6 фунтов на квадратный дюйм Размеры корпуса : : 1-1 / 4 дюйма, 1– ½ дюйма и 2 “ Cross Ref : Sensus 243-12 Фишер С-200 Американский 1800, 2000 Actaris 233-31 Описание : серия 274 – идеальный регулятор высокого давления и большой мощности. разработан для коммерческого, промышленного применения наряду с с коммунальными установками.В этой серии много вариантов, аксессуары и сопутствующие специальные продукты, которые предлагают комплексное решение для большинства приложений. Загрузить брошюру по продаже 274 Загрузить конфигуратор 274 В начало

Инженерные испытания вытеснения газа путем сочетания закачки низкого и среднего давления с жидким CO2 в угольном пласте с высокой газовой и низкой проницаемостью

Добыча высокогазовых угольных пластов в Китае характеризуется такими характеристиками, как разработка глубоких, высоких запасов и низкой проницаемости низкая эффективность дренажа, что серьезно ограничивает эффективное предотвращение и контроль катастроф шахтного газа.На основе характеристик низкой вязкости и проницаемости, давления фазового перехода и сильной потенциальной энергии адсорбции жидкого CO ₂ была разработана технологическая система вытеснения жидкого CO ₂ для угольных пластов с высокой газовой и низкой проницаемостью, и проведены промысловые испытания комбинированной закачки низкого (0,5 ~ 2,5 МПа) и среднего (2,5 ~ 15,0 МПа) давления. В этом испытании был выбран режим закачки с последующим дренированием, и эффект дренажа газа исследовался в течение 30 дней.Результаты испытаний показывают, что эффективный радиус воздействия CO ₂ в этом испытании составляет 20 м, а радиус просачивания жидкости составляет от 5 до 7 м. После закачки жидкого CO ₂ в угольный пласт средняя концентрация дренируемого газа и чистота дренажа всех дренажных отверстий увеличились в 3,2 и 3,4 раза, соответственно, и эффект промотирования газа был значительным. Взяв в качестве расчетной единицы испытательную зону вытесняющего газа жидкого CO ₂ с низким и средним давлением, из комплексного анализа преимуществ по сравнению с исходным режимом дренажа, процесс закачки жидкого CO ₂ с комбинированным давлением может сэкономить 34.7% инженерных затрат и сокращение нормативного времени дренажа газа на 45,9%. Таким образом, применение этой технологии имеет важную техническую поддержку и справочное значение для эффективного управления газом в шахтах того же типа.

1. Введение

«Высокая емкость и низкая проницаемость» – общий атрибут большинства угольных пластов в глубоких шахтах Китая. То есть по мере увеличения глубины разработки угольного пласта содержание газа в угольном пласте увеличивается, а проницаемость становится низкой, что ограничивает эффективную добычу газа из угольного пласта и эффективное предотвращение образования шахтного газа [1].Газовую катастрофу можно назвать не только самой разрушительной катастрофой, влияющей на безопасность шахтного производства, но и серьезной угрозой безопасности производственных рабочих, одной из главных катастроф [2]. Чрезмерные выбросы CH ₄ наносят неисчислимый ущерб окружающей среде, а парниковый эффект CH ₄ в 25 раз больше, чем CO ₂ [3]. С точки зрения использования энергии и защиты окружающей среды газ – это разновидность эффективной и чистой энергии; улавливание и использование этого газа может снизить выбросы парниковых газов [4].Метан из угольных пластов (МУП) широко распространен в Китае. Учитывая важность защиты окружающей среды в Китае, технология извлечения метана из угольных пластов (ECBM) стала основным направлением предотвращения и контроля газа.

Технология извлечения метана из угольных пластов – одна из ключевых технологий, которую необходимо срочно рассмотреть в процессе разработки метана угольных пластов как в Китае, так и за его пределами. Основываясь на механизме образования, хранения и миграции CH ₄ , увеличение добычи угольных пластов CH ₄ в основном начинается с двух аспектов: первый – способствовать десорбции метана угольных пластов, так что CH ₄ адсорбируется на внутренняя поверхность пор угольной матрицы может быть максимально изменена из адсорбированного состояния в свободное состояние, а диффузия CBM из матрицы и микропор в трещины увеличивается [5].Во-вторых, расширение канала миграции газа, чтобы CBM просачивался в скважину по большему количеству каналов трещин [6, 7]. Для повышения эффективности борьбы со стихийными бедствиями и повторного использования угольных пластов при разработке глубоких скважин были разработаны различные технологии повышения проницаемости угольных пластов и дренажа газа, в основном включая разработку защитного слоя, гидроразрыв пласта, гидроразрыв пласта, гидроразрыв пласта с применением высокоэнергетической детонационной волны. , ударно-волновой разрыв и взрывание жидким CO ₂ [8–10].Из анализа эффекта инженерного применения вышеупомянутые технические процессы, очевидно, могут улучшить проницаемость угольного пласта и достичь цели, способствующей дренажу газа. Однако из-за ограничений технологии в процессе инженерного применения возникают всевозможные технические дефекты и негативные последствия. Поэтому очень актуальны исследования и разработка новой инновационной технологии добычи газа из высокогазопроницаемых и низкопроницаемых угольных пластов.

Жидкий CO ₂ – жидкость со свойствами низкой вязкости, легкой проницаемости, улучшения фазового перехода и высокого адсорбционного потенциала. Закачка жидкого CO ₂ в угольный пласт улучшает добычу газа за счет увеличения трещин и вытеснения, с несравнимыми преимуществами при строительстве коллектора и повышении уровня добычи угля. С одной стороны, уголь имеет более высокую адсорбционную способность по CO ₂ . Адсорбция CO ₂ углем примерно в 2-10 раз больше, чем у CH ₄ , а введение CO ₂ снижает парциальное давление CH ₄ и способствует десорбции CH ₄ [11 ].С другой стороны, после конкурентной адсорбции CO ₂ и CH ₄ , CBM заменяется. Кроме того, закачка жидкого CO ₂ в угольный пласт вызовет повышение давления с фазовым переходом, что увеличит взаимное обратное просачивание и скорость диффузии CO ₂ и CH ₄ в угольном пласте, а затем будет способствовать выбросу CH ₄ побег из угольного пласта [12]. Что касается инженерных приложений, США, Канада, Польша, Япония и т. Д.все провели инженерные испытания закачки CO ₂ , дымового газа, воздуха, азота и т.д. для извлечения ECBM, и были достигнуты значительные результаты [13–19]. Однако, поскольку выходная фаза жидкого CO ₂ нестабильна, характеристики старения сложны и динамичны. Было проведено относительно мало фундаментальных исследований технологий извлечения ECBM с использованием жидкого CO ₂ , и соответствующие исследования в основном были сосредоточены на содействии дренированию газа угольных пластов газообразным и сверхкритическим CO ₂ [20, 21].

Основываясь на особых свойствах жидкого CO ₂ , в данной статье разрабатывается технология крекинга угольных пластов и вытеснения газа жидким CO ₂ , подходящая для угольных пластов с высокой и низкой проницаемостью. Исследовательская группа провела инженерные испытания на рабочем забое 401102 угольной шахты Менгкун компании Binchang Mining Group, Shaanxi Coal Mining Group. Осуществимость технологического процесса была отлажена на месте, ключевые параметры полевых испытаний были исследованы, а комплексные преимущества технологического процесса были подтверждены последующими эффектами отвода газа.

2. Принцип жидкого CO

₂ Повышение проницаемости и вытеснение CBM

2.1. Влияние жидкого CO

₂ на повышение проницаемости

Уголь – пористая среда; большой объем пор неэффективен, несмотря на то, что они взаимосвязаны в пористой среде. Микрокапиллярные поры, не пропускающие жидкость, и поры, окруженные микрокапиллярными порами, считаются неэффективным поровым пространством для инфильтрации. Жидкий СО ₂ используется как низкотемпературная жидкость (с низкой температурой -19.5 ° С). Исходная температура фактического угольного пласта на площадке выше 30 ° C. Когда жидкий CO ₂ закачивается в угольный пласт, при контакте с угольной массой происходит конвективный теплоперенос и теплопередача с фазовым превращением, вызывая повышение температуры. Внутри каркаса угольной матрицы создается температурный градиент, создающий термическое напряжение. Во время закачки жидкого CO ₂ происходит теплообмен с угольной массой, когда CO ₂ проникает в поры и трещины, вызывая криогенный эффект повреждения от замерзания [22], вызывая усадку каркаса угольной матрицы и повреждая структура пор и трещин угольной массы.Во время теплообмена между жидким CO ₂ и углем, жидкий CO ₂ претерпевает фазовое превращение и повышение как температуры, так и давления по мере набухания угольной матрицы [23], вызывая сжимающее или растягивающее напряжение в сети пор внутри угольная масса, которая заставляет угольные поры перестраиваться, а трещины расширяться и удлиняться. В результате большая часть неэффективного порового пространства, которое не позволяет течь жидкости, становится взаимосвязанной. Следовательно, неэффективное поровое пространство в угольной матрице трансформируется в эффективное поровое пространство, улучшая эффективную пористость пористой среды.Площадь поверхности пор угля увеличивается до определенной степени, улучшая проницаемость [24] (как показано в уравнении (1)) [25]. Канал миграции газа может быть расширен, позволяя газу угольного пласта течь к добывающей скважине через большее количество трещин, таким образом достигая повышенной проницаемости для жидкого CO ₂ [26]. где – расход (м ² · Па ^-1 · с ^-1 ), – коэффициент проницаемости, – общий градиент давления в направлении снижения давления (Па · м ^-1 ) .

2.2. Эффект вытеснения жидкого CO

₂

Процесс вытеснения газа посредством закачки жидкого CO ₂ в угольные пласты с высоким содержанием газа показан на Рисунке 1 [27]. Жидкий CO ₂ закачивается в скважину и диффундирует по трещинам угольного пласта вокруг скважины [28]. Под действием криогенного повреждения CO ₂ и теплового напряжения, возникающего в результате теплообмена между CO ₂ и угольным пластом, происходит набухание угольной матрицы [29].Поры угля реструктурируются, а трещины удлиняются, увеличивая эффективную пористость и проницаемость угля [30], вызывая проникновение жидкого CO ₂ в уголь. При попадании в определенную зону жидкий CO ₂ поглощает тепло от угля и постепенно переходит в газообразное состояние. Газообразный CO ₂ продолжает проникать под давлением и разницей в концентрации. Многочисленные исследования показали, что 80–90% газа находится в адсорбированном состоянии при идентичных условиях [31] и что адсорбционная способность CO ₂ в угольной матрице выше, чем у CH ₄ , что приводит к конкурентоспособным адсорбция между ними [32].Впоследствии парциальное давление CO ₂ , поступающего в адсорбционный центр угольной матрицы, увеличивается из-за транспортной силы и напряжения трансформации жидкого CO ₂ , тем самым понижая парциальное давление CH ₄ , -десорбционное равновесие компонентов газа внутри угольной матрицы нарушается. Адсорбционные центры CH ₄ заняты молекулами CO ₂ с более высокой адсорбционной емкостью, что приводит к десорбции и вытеснению молекул CH ₄ [33, 34].По мере увеличения объема закачки CO ₂ молекулы CH ₄ вытесняются из угольной массы посредством конкурентной адсорбции CO ₂ , переходя из адсорбированного состояния в свободное состояние (как показано в уравнении ( 2)). Одновременно, когда канал миграции газа расширяется, разница в концентрации формируется компонентами газовой смеси на двух концах канала миграции газа, вытесняя молекулы CH ₄ в соответствующий канал миграции [35] , как показано в уравнении (3).В конце концов, двойное воздействие давления и разницы в концентрации заставляет большое количество молекул CH ₄ просачиваться и диффундировать через пустоты угля к скважине для добычи [36]. где – газовый компонент (CO ₂ или CH ₄ ), – концентрация компонента (кг · м ^-3 ), – коэффициент диффузии компонента (м ² · с ^-1 ) , и – оператор Гамильтона. где – адсорбционная способность компонента (кг · м ^-3 ), и – соответственно максимальная адсорбционная способность CO ₂ и CH ₄ , когда они адсорбируются отдельно в угольном пласте (кг · м ^-3 ), и – константы адсорбционного равновесия CO ₂ и CH ₄ , соответственно (MP ^-1 ), и – парциальное давление адсорбции CO ₂ и CH ₄ , соответственно ( МПа).

3. Технологическая система для вытеснения метана с помощью жидкого CO

₂ в угольном пласте с высокой газовой и низкой проницаемостью

Этот тест на месте был выбран в камере мехатроники рабочего забоя 401102 в основной части 4 # угольный пласт компании Mengcun Mining Co., Ltd. в горнодобывающем районе Биньчан, Шэньси (как показано на Рисунке 2). Пласт 4 # относится к низкометаморфическим битуминозным углям, и внутренние трещины развиты недостаточно хорошо. Средняя мощность угля 13,0 м, средний угол наклона угольного пласта 3 °.Результаты анализа угольной промышленности и определения качества угля представлены в таблице 1.

Образец угля Промышленный анализ (%) Состав угля (%) (%) ) Уголь с антипригарным покрытием 3,73 35.53 6,92 51,21 2,46 54,36 43,55 20,8 0,63

содержание влаги составляет летучие вещества угля; зольность угля; фиксированный углерод угля; – коэффициент твердости угля; витринит угля; инерционность угольной группы; – внешняя группа угольного тела; – максимальное отражение витринита угольного тела.

Прогнозируемое значение абсолютного выброса газа в шахте составляет 110,5 м ³ / мин, а прогнозируемое значение относительного выброса газа составляет 8,1 м ³ / т. Угольный пласт 4 # представляет собой типичный угольный пласт с высокой газообразовательностью, низкой проницаемостью и способностью к разрыву. Когда добыча газа осуществляется плотным бурением, существуют такие проблемы, как высокая стоимость, длительное время добычи и плохой эффект извлечения. На угольной шахте Mengcun последовательно применялись технологии гидроразрыва пласта, резки пластов и другие технологии, направленные на снижение вероятности разрыва угольного пласта и повышение эффективности добычи газа.Благодаря вышеупомянутому анализу технических эффектов он может уменьшить влияние угольного пласта и улучшить проницаемость угольного пласта. Однако из-за водонепроницаемого эффекта сети пор и трещин большой площади в угольном пласте [37] эффект извлечения газа снижается.

Таким образом, на основе сравнения технологий и всестороннего анализа преимуществ, рудник решил разработать технологию вытеснения жидкого CO ₂ . Целью является повышение эффективности добычи газа из угольных пластов за счет внедрения технических процессов и снижение затрат на ликвидацию последствий стихийных бедствий, связанных с шахтным газом.

3.1. Тест Процесс Система

Процесс схема жидких СО Система впрыска ₂ давления показана на рисунке 3. Это в основном состоят из жидкого CO 2 танкера, криогенное давление насоса, инструмент сбора данных (DAI), датчик давления (PT), устойчивый к давлению транспортный трубопровод, запорный клапан, предохранительные клапаны и другие компоненты. Криогенный напорный насос в основном используется для нагнетания жидкого CO ₂ с номинальной мощностью 22 кВт, расходом 2000 л / ч и максимальным рабочим давлением 15 МПа, который может перекачивать и перекачивать жидкий CO ₂ .Прибор для сбора данных может реализовать несколько наборов данных для сбора и мониторинга, в основном для сбора данных о давлении на выходе насоса, давлении в отверстии и т. Д. Среда для мониторинга измерителя перепада давления цистерны (вихревой расходомер) является жидкостью, которая в основном используется для контроля потока скорость в процессе нагнетания под давлением и подсчитайте количество нагнетания накопленного давления. Датчик давления имеет диапазон 0–30 МПа и в основном отслеживает изменение давления в отверстии в процессе впрыска.Транспортирующий трубопровод представляет собой резиновый шланг высокого давления с сопротивлением давлению 0–40 МПа, обладающий характеристиками устойчивости к высокому давлению и низким температурам. Запорный клапан и предохранительный клапан в основном используются для обратного потока, сброса и продувки трубопровода в конце нагнетания давления [8].

3.2. Схема бурения рабочего забоя

Полевые испытания проводились во вновь выкопанной электромеханической камере 401102. Угольный пласт на полигоне хорошо распределен, дренаж газа не проводится.Всего было построено 15 пластовых скважин, 2 из которых были скважинами для закачки жидкого CO ₂ (1 # и 2 #), а 13 – наблюдательные скважины (1 # –13 #). Схема бурения рабочего забоя показана на рисунке 4, а подробные параметры схемы бурения показаны в таблице 2.

Название сверления Глубина отверстия (м) Азимут (°) Наклон (°) Апертура (мм) Длина уплотнения (м) Инжекционное отверстие 140 90 0.5 ° –1 ° 113 40 Смотровое отверстие 140 90 0,5 ° –1 ° 113 12 Исходное дренажное отверстие 140 0 ° –1 ° 113 12

4. Результаты промышленных испытаний и обсуждение

4.1. Анализ динамических параметров CH

₄ Вытеснение жидким CO ₂ в угольном пласте с высокой газовой и низкой проницаемостью

Система закачки жидкого CO ₂ под низким давлением использует прямую закачку жидкого CO _{2 танкер} , а максимальное давление цистерны с жидким CO ₂ составляет 2.5 МПа. Насос низкотемпературного давления предназначен для перекачки жидкого CO ₂ с расходом 2000 л / ч и максимальным рабочим давлением 15 МПа. Датчик давления и прибор для сбора данных использовались для отслеживания изменения давления в отверстии и проверки стабильности системы. Между тем, поверочная трубка CO ₂ (диапазон 20%) использовалась для определения радиуса влияния просачивания CO ₂ .

Впрыск под низким давлением в основном использовался для проверки надежности и стабильности системы впрыска.Жидкий CO ₂ превращается в газообразный CO ₂ , чтобы нарушить градиент концентрации газа в установившемся состоянии угля. Впрыск среднего давления был в основном основан на низкотемпературном повреждении от замерзания и мгновенном изменении фазы жидкого CO ₂ , что для увеличения радиуса миграции CO ₂ и увеличения диапазона влияния вытесняющего газа CO ₂ в угольный пласт. Когда впрыскивали жидкий CO ₂ , градиент давления и градиент концентрации вместе приводили к миграции молекул CO ₂ и конкурировали с газом в угле за адсорбцию и десорбцию, чтобы обеспечить эффективную экстракцию газа.

4.1.1. Изменение давления во время закачки жидкого CO

₂ в пластовую скважину

(1) Изменение давления закачки жидкого CO 2 при низком давлении угольного пласта . Резервуар с жидким CO ₂ использовался для проведения двух впрысков низкого давления в отверстие для нагнетания 1 # (1 # 1 _L , 1 # 2 _L ) и отверстие для нагнетания 2 (2 # 1 _L , 2 # 2 _L ) соответственно. Параметры нагнетания показаны в Таблице 3. Наблюдалось изменение давления в отверстии во время нагнетания, как показано на Рисунках 5 (a) и 5 ​​(b).Использование жидкого CO ₂ увеличивает проницаемость и функцию вытеснения, подталкивая миграцию и десорбцию газа, а также через апертуру эффекта извлечения газа в течение 30 дней наблюдения. В то же время в исходной области выберите для сравнения дренажную скважину сырого газа и в основном наблюдали за концентрацией газа при добыче, извлечением количества чистого газа и всесторонней проверкой эффекта вытеснения жидкого CO ₂ CBM.

Название бурения Объем закачки (м 3 ) Скорость потока (м 3 / мин) Скорость подъема давления (МПа 903 / мин32) 903 Максимальное давление (МПа) Время выдержки (мин) Скорость разгерметизации (МПа / мин) Минимальное давление (МПа) 1 # 1 L 2.0 0,028 0,020 0,70 105 0,010 0,17 1 # 2 L 1,8 0,038 0,03 903 903 903 903 903 2 # 1 L 1,8 0,040 0,048 0,95 58 0,040 0 2 # 2 40 L 9060 0,030 0,041 1,30 12 0,022 0,11

Это видно из кривых давления №№ и 2 нагнетательных процессов в . Максимальное давление каждой скважины во время второй закачки больше, чем максимальное давление первой, а скорость роста давления выше, чем первой. На начальной стадии закачки под давлением жидкий CO ₂ имел хорошую проницаемость и быструю проницаемость в угле.Во время второй закачки угольная матрица расширилась, и поровое давление в угольном теле увеличилось [38, 39]. В это время проницаемость была относительно низкой, а давление постепенно увеличивалось и сохраняло равновесие.

Рисунок 5 (b) представляет собой увеличенную диаграмму нисходящей тенденции каждой кривой давления. Согласно анализу, скорость падения давления при второй закачке ниже, чем при первой закачке. Кривая давления 2 # -1 снижается быстрее и, наконец, достигает 0 из-за утечки из наблюдательной скважины # 9 вокруг нагнетательной скважины 2 #.Когда жидкий CO ₂ закачивается в угольный пласт, он переходит из жидкого состояния в газообразное. Молекулы газа будут адсорбироваться на поверхности угля, что приведет к уменьшению поверхностного натяжения угля и расширению угольной матрицы. В то же время под действием напряжения покрывающей породы увеличение адсорбционного давления CO ₂ и эффективного напряжения увеличивает коэффициент внутреннего расширения угля [40]. В этом случае CO ₂ медленно проникает и диффундирует под действием разницы внутреннего давления и разности концентраций угольного пласта, и конкурентная адсорбция с CH ₄ происходит в угольной матрице [41].

(2) Изменение давления закачки жидкого CO2 при среднем давлении угольного пласта . Стабильность системы была подтверждена испытанием системы впрыска жидкого CO ₂ низкого давления. Инжекционное отверстие и смотровое отверстие были проверены, а зона утечки герметизирована. На основе системы впрыска низкого давления в системе впрыска жидкого CO ₂ среднего давления используется насос низкого давления для нагнетания давления. Отверстие для впрыска 1 # (1 # 1 _M , 1 # 2 _M ) и отверстие 2 # (2 # 1 _M , 2 # 2 _M ), соответственно, находятся под давлением.Максимальное рабочее давление насоса под давлением низкотемпературного составляет 15 МПа, а поток 2000 л / ч. Датчик давления и прибор для сбора данных использовались для отслеживания изменения давления в отверстии и проверки стабильности системы. Между тем, поверочная трубка CO ₂ (диапазон 20%) использовалась для определения радиуса влияния просачивания CO ₂ [42]. Параметры закачки показаны в Таблице 4. Наблюдалось изменение давления в отверстии во время закачки (как показано на Рисунках 6 (a) и 6 (b)).

.018–0,025 0,00340 903 903 903 903 903 903 2,73 2 #0 Название бурения Объем закачки (м 3 ) Скорость потока (м 3 / мин) Скорость подъема давления (МПа 903 / мин32) 903 Максимальное давление (МПа) Выдержка (время / мин) Скорость разгерметизации (МПа / мин) Минимальное давление (МПа) 1 # 1 M 2,0 0,048 3,16 25 0,038 0,48 1 # 2 M 2,0 0,020–0,025 2 # 1 M 2,0 0,015–0,020 0,040 5,30 30 0,027 1,34 0,015–0,025 0,067 5,90 25 0,010 3,50

Как видно из рисунка 6 (а) стадии на кривой изменения давления при впрыске среднего давления. После того, как начальное давление повысится до определенного значения, давление будет оставаться стабильным в течение определенного периода времени и продолжать расти с увеличением давления и расхода.Причина, по которой давление 1 # 1 падает до 0,48 МПа, заключается в том, что явление утечки наблюдается вокруг смотрового отверстия 1 #.

Тенденция изменения скорости наддува при впрыске среднего давления аналогична таковой при закачке под низким давлением. Максимальное давление при второй закачке в каждую скважину было больше, чем при первой закачке; при этом скорость нарастания давления выше, чем при первой закачке. Рисунок 6 (b) представляет собой увеличенную диаграмму нисходящего тренда каждой кривой давления.Скорость падения второй закачки при закачке среднего давления ниже, чем при первой закачке.

Поровое давление увеличивается, а эффект проскальзывания постепенно уменьшается с увеличением давления закачки во время закачки среднего давления. Молекулы газа, адсорбированные на поверхности угольной матрицы, увеличиваются, а угольная матрица расширяется дальше. В этом случае CO ₂ в угольном пласте под действием внутреннего давления и разности концентраций медленной диффузии конкурирует с CH ₄ в угольной матрице внутри.Испытания впрыска при низком и среднем давлении подтвердили стабильность системы. В то же время качество герметизации ствола скважины является ключевым фактором при испытании. Для поддержания давления необходимо обеспечить достаточное количество жидкого сырья CO ₂ .

4.1.2. Эффективный радиус воздействия жидкого CO

₂ Вытеснение

В соответствии с давлением в нагнетательном отверстии 2 # и температурной кривой 5 м и 7 м (как показано на Рисунке 7), давление и температуры на 210 мин были взяты за эталонные.Значения давления и температуры, соответствующие расстояниям 5 м и 7 м, составляют (4,06 МПа, -20,70 ° C) и (4,06 МПа, 13,90 ° C) соответственно. CO ₂ является жидкостью на расстоянии 5 м от нагнетательного отверстия, тогда как CO ₂ находится в газообразном состоянии на расстоянии 7 м от нагнетательного отверстия, поэтому можно сделать вывод, что радиус просачивания жидкости CO ₂ составляет от 5 м. до 7 мес.

В процессе закачки жидкого CO ₂ в угольный пласт миграционная сила, возникающая в процессе фазового перехода в газообразный CO ₂ .Содействовали просачиванию жидкого CO ₂ вдоль крупномасштабной сквозной трещины и диффузии газообразного CO ₂ в открытые поры. Это процесс взаимодействия твердое тело-жидкость-газ, температура, напряжение, концентрация и другие результаты многополевого взаимодействия. Следовательно, для определения диапазона эффективного влияния вытеснения жидкого CO ₂ в угольном пласте, диапазон эффективного влияния CO ₂ в угольном пласте определяли по концентрации CO ₂ в угольном пласте.После периода удержания давления концентрацию CO ₂ в каждом смотровом отверстии по обе стороны от отверстия для нагнетания контролировали с помощью промышленной калибровочной трубки CO ₂ (с максимальным диапазоном измерения 20,0%, при измерении 20%). % означает, что концентрация CO ₂ вышла за пределы диапазона измерения). Изменение концентрации CO ₂ в наблюдательных скважинах на разных расстояниях показано на рисунках 8. Концентрация CO ₂ на разных расстояниях после первой закачки среднего давления в скважины 1 # и 2 # показана на рисунке 8 (a), и после второй закачки в отверстия 1 # и 2 # показано на Рисунке 8 (b).

Согласно анализу данных газоотвода, максимальная исходная концентрация CO ₂ в угольном пласте составляет 2,78%. Как показано на Рисунке 8 (a), при закачке под низким давлением накопленное количество закачиваемого жидкого CO ₂ составляет 3,8 м ³ в нагнетательном отверстии 1 #, а концентрация CO ₂ составляла 2,4%. на 25 м от 1 #, что немного ниже максимального исходного содержания CO ₂ в угольном пласте на 2,78%. Концентрация CO ₂ составляла 1.64% на расстоянии 25 м от No. 2 менее 2,78% от максимальной исходной концентрации CO ₂ в угольном пласте, когда жидкий CO ₂ был закачан 3,8 м ³ кумулятивно. Он показал, что диапазон газофазной миграции жидкого CO ₂ может составлять 20–25 м, а минимальный – не менее 20 м. Из рисунка 8 (b) видно, что концентрация CO ₂ на расстоянии 25 м от нагнетательной скважины № 1 составляет 1,6%, что ниже 2,78% максимальной исходной концентрации CO ₂ в угольном пласте.В то время как накопленное количество впрыскиваемого жидкого CO ₂ составляет 4,0 м ³ в шт. 2, концентрация CO ₂ составляет 1,2% на расстоянии 25 м от нагнетательной скважины 2 #, что ниже 2,78% от максимальной исходной концентрации CO ₂ в угольном пласте. Можно сделать вывод, что газофазная миграция жидкого CO ₂ может находиться в диапазоне 20–25 м, а минимум не менее 20 м.

Следовательно, эффективный радиус воздействия вытеснения жидкого CO ₂ в основном одинаков для закачки низкого и среднего давления, диапазон миграции газа составляет 20-25 м, а минимальный – не менее 20 м.Диффузия CO ₂ происходит быстрее при впрыске среднего давления, но с увеличением объема впрыска и давления она может распространяться дальше. Основываясь на наблюдении за распределением концентрации CO ₂ после нагнетательных отверстий 1 # и 2 #, определено, что эффективный радиус воздействия вытеснения газа жидким CO ₂ составляет 20 м в бурении пластов 4 #. пласт в угольной шахте Mengcun; этот результат в основном аналогичен методу и результатам, использованным в предыдущих полевых испытаниях [43].

4.2. Анализ влияния вытеснения газа из угольного пласта с помощью жидкого CO

₂

После полевых испытаний вытеснения газа с помощью закачки жидкого CO ₂ в угольный пласт камеры мехатроники 401102 эффект оттока газа был исследован в течение 30 дней, и Концентрация дренажного газа и скорость потока наблюдались. Была рассчитана чистота дренажа газа, выбрана смотровая скважина 5 # –9 #; Y01 – Y05 были выбраны в качестве контрастного отверстия. Контрастное отверстие находится в 30 м от тестовой площадки на той же проезжей части; Эффект вытеснения газа жидким CO ₂ был исследован путем сравнения средней концентрации дренируемого газа и средней чистоты дренажа газа между испытательной зоной и исходной зоной дренажа газа.Зависимость между средней концентрацией дренажного газа и средней чистотой дренажного газа показана на рисунках 9 (a) и 9 (b).

Как показано на Рисунке 9 (а), максимальная концентрация утечки газа из смотровых отверстий в зоне испытаний составляет 39,28%, минимальная – 9,39% и средняя – 17,73%, в то время как максимальная, минимальная и Средняя концентрация газового дренажа из исходных скважин составляет 11,64%, 1,46% и 5,60% соответственно. Концентрация дренажа газа в тестовой зоне – 3.В 2 раза больше, чем у оригинального дренажа газа. По кривой концентрации отвода газа из наблюдательной скважины можно увидеть, что в ранний период закачки жидкого CO ₂ угольная матрица была охрупчена, деформирована низкотемпературным повреждением жидкого CO ₂ , и поры угольного тела развиты дважды. Трещины продолжали расширяться и расширяться; увеличивается пористость угля и проницаемость угольного пласта; Между тем, путей миграции было больше. Под действием разницы концентраций и разности давлений газ может быть успешно выпущен, а мощность и скорость движения газа в угольном пласте могут быть дополнительно улучшены.При теплообмене между жидким CO ₂ и углем жидкий CO ₂ постепенно превращается в газ и диффундирует в угле; Между тем, он конкурирует с CH ₄ в угле за адсорбцию и вытесняет адсорбированный CH ₄ в угле. Концентрация извлекаемого газа быстро снижается и колеблется примерно на 17% через 5 дней.

Из рисунка 9 (b) видно, что закон изменения чистоты извлечения газа согласуется с законом изменения концентрации извлечения газа из смотрового отверстия и исходного отверстия для извлечения газа.Кривая сравнения чистоты экстракции газа может быть разделена на три стадии, которые соответствуют стадиям, ② и ③ кривой и 123 стадиям кривой соответственно; большое количество свободного CH ₄ транспортируется по исходной трещине угольного пласта и новой трещине, образованной закачкой под давлением жидкого CO ₂ , а коэффициент затухания чистоты извлечения газа составляет 0,5583, коэффициент затухания извлечения газа чистота составляет 0,7426 в исходной зоне отвода газа, а газ в экспериментальной зоне более благоприятен для отвода газа.Ступени ② и ③ кривых показывают, что после 15 дней откачки газа газ CO ₂ адсорбируется в матрице угольного пласта, что формирует конкурентную адсорбцию с CH ₄ и вытесняет адсорбированный CH ₄ , и чистый диапазон измерения периодически меняется. Среди них коэффициент затухания при извлечении чистого газа составляет 0,3229 и 0,2236, а коэффициент затухания при извлечении чистого газа составляет 0,1685 и 0,0830 в исходной области извлечения газа, чистота извлечения газа относительно низкая, а коэффициент затухания газа составляет сохраняется на относительно низком уровне, в то время как чистота экстракции газа остается на относительно высоком уровне в экспериментальной зоне с перколяцией и диффузией CO ₂ , адсорбцией CO ₂ в угольной матрице и вытеснением CH ₄ .В зоне испытаний максимальное значение и среднее значение чистоты извлечения газа составляют 0,313 м ³ / мин, 0,029 м ³ / мин, 0,109 м ³ / мин, 0,70 м ³ / мин, 0,011 м ³ / мин и 0,032 м ³ / мин соответственно. Чистота добычи газа в испытательной зоне в 3,4 раза выше, чем у исходной добычи газа, а активный период добычи газа составляет около 30. Результаты показывают, что жидкий CO ₂ , закачанный в угольный пласт, увеличивает поток дренируемого газа, особенно эффект вытеснения газа является наиболее очевидным.Основываясь на данных 30-дневных наблюдений, очевидно, что эффект дренирования газа при испытании CH ₄ в угольном пласте, управляемом жидким CO ₂ , улучшился, а эффективность дренажа газа в более поздний период неизбежно снизится, и своевременное наблюдение за давлением эффект инъекции [44, 45].

4.3. Комплексный анализ выгод

4.3.1. Анализ экономической выгоды

Путем измерения давления газа и концентрации газа в угольном пласте до и после закачки жидкого CO ₂ показано, что давление газа в угольном пласте в зоне полевых испытаний снизилось на 12% после 30 дней промотирования отвода газа.Тонна угля с содержанием газа уменьшилась с 3,12 м ³ / т до 1,41 м ³ / т, что значительно снизило давление газа и время дренажа газа. В соответствии с испытанием вытеснения газа с использованием жидкого CO ₂ и схемой ствола скважины для добычи шахтного газа было проведено сравнение экономических затрат на проект по двум сценариям. За основу расчета была взята наблюдательная площадка протяженностью 70 м. На исходной площади отвода газа было 28 скважин для добычи метана, распределенных с интервалом 2.5 м, каждая из которых была 140 м в длину. В зоне наблюдения, использованной во время испытания, было 15 скважин длиной 140 м с расходом жидкого СО ₂ 20 м ³ , при этом 2 скважины использовались для нагнетания давления. Стоимость строительства скважин составила 55 юаней за метр. Затраты на зону вытеснения жидкой двуокиси углерода включали стоимость строительства скважин, стоимость лабораторного оборудования и стоимость сырья для жидкого СО ₂ .Сравнение затрат показано в таблице 5. Было подсчитано, что снижение стоимости проекта примерно на 139 700 юаней может быть достигнуто в результате испытания вытеснения газа за счет использования CO ₂ в этом блоке расчета, что снижает стоимость проекта на 34,7 %.

4), Программой ключевых исследований и разработок провинции Шэньси (номер гранта 2017ZDCXL-GY-01-02-03) и Китайский постдокторский научный фонд (номер гранта 2020M683678XB). Давление разделения – обзор 13.2.3 Промышленный процесс очистки водорода Значительное количество газового потока, богатого водородом, удаляется в процессе гидрокрекинга или гидроочистки. Утилизация водорода должна приниматься во внимание всякий раз, когда это необходимо для пополнения потребности в водороде. Типичные процессы восстановления водорода включают криогенное фазовое разделение, адсорбцию при переменном давлении и мембрану. В методе криогенного фазового разделения поток подаваемого газа охлаждается примерно до –129–157 ° C при давлении в диапазоне от 1380 до 3450 кПа.Полученная паровая фаза содержит 90 мол.% Водорода, а жидкая фаза включает большую часть метана и других углеводородов. Перед охлаждением из подаваемого газа необходимо удалить диоксид углерода, сероводород и водяной пар (Gary and Handwerk, 2001). В процессе адсорбции при переменном давлении углеводород абсорбируется из газа твердым абсорбентом (например, молекулярным ситом), а водород желаемой чистоты покидает абсорбер. Используются несколько адсорбционных колонн, и поток исходного газа периодически переключается с одной колонны на другую, так что адсорбент можно регенерировать.Адсорбированный метан и другие примеси высвобождаются из адсорбента путем простого снижения давления и продувки (Gary and Handwerk, 2001). В мембранном процессе мембрана, состоящая из синтетических полых волокон, которые пропускают водород, отделяет водород от метана и других компонентов. Движущей силой является разница между парциальными давлениями водорода на каждой стороне мембраны. Таким образом, для достижения высокой степени извлечения необходимо значительное падение давления (Gary and Handwerk, 2001). Наиболее экономичный метод извлечения водорода зависит от объема обрабатываемого газового потока, желаемого извлечения и чистоты водорода, а также типов компонентов, которые необходимо разделить (Gary and Handwerk, 2001). Ценные компоненты C 3 , C 4 , C 5 и C 6 , содержащиеся в газовых потоках, могут быть извлечены с помощью установок обработки газа, так называемого извлечения легких углеводородов. Типичные процессы извлечения легких углеводородов включают абсорбер-деэтанизатор, губчатый абсорбер, депропанизатор, дебутанизатор и расщепитель нафты. Добавить комментарий Отменить ответ Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены * Рубрики Вентиляц Вентиляция Воздуховод Воздуховоды Кондиционер Кондиционеры Нормы Разное Решетк Решетки Система вентиляции Советы Советы по выбору Схема Схемы Фанкойла Чиллер Автор: ООО Приоритет-Пермь 2019 © Все права защищены. Карта сайта ООО Приоритет-ПермьОфициальный сайт Советы по выбору Кондиционеры Вентиляция Воздуховоды Схемы Название проекта Количество скважин Глубина скважины (м) Стоимость строительства (в 10000 юаней) Стоимость сырья (в юанях 90 10 00032) Проект Стоимость (в юанях 10 000) Первоначальный проект по добыче газа 56 140 43.12 – 43,12 Проект вытеснения газа жидким CO 2 15 140 11,55 16,6 28,15 903 903 903 2. Временной анализ стандарта добычи газа Поскольку выбросы газа в шахте в основном происходят из забоя продуктивного пласта, скорость предварительного обезвоживания газа была установлена ​​на основе стандарта для добычи газа из угольных шахт (где – объем добываемого газа). добытый газ / объем запасов газа).В сочетании с характеристиками экспериментальной зоны, использованной в данном исследовании, была выбрана расчетная установка длиной 80 м с шириной рабочего забоя 180 м для сравнения со временем, необходимым для соответствия стандарту добычи газа. Для объема добытого газа представляет собой объем газа, добытого из единицы массы угля в течение заданного периода времени (м 3 ). По объему запаса газа запас газа из угольной массы находится в пределах контрольной площади агрегата преддренажной скважины (м 3 ). Для расчета запасов газа использовалась длина 80 м при ширине забоя 180 м, средней толщине угольного пласта 13 м и средней исходной газоносности угольного пласта 3,12 м 3 / т . Следовательно, Согласно данным наблюдений за объемом чистого газа, добытого из одной скважины, средний выброс газа из одной скважины в исходном проекте добычи составлял 0,032 м 3 / мин, тогда как из одной скважины в экспериментальной проект вытеснения газа с использованием CO 2 составил 0.109 м 3 / мин. В результате, соответствующее время предварительного обезвоживания, необходимое для соответствия стандарту, следующее: Из приведенных выше расчетов в блоке расчетов было обнаружено, что время предварительного обезвоживания, необходимое для соответствия стандарту для первоначального проекта добычи, составляло 185 дней, тогда как время вытеснения газа через проект жидкого CO 2 составляло 100 дней. Время, необходимое для соответствия стандарту, было уменьшено на 85 дней, что позволило сократить время экстракции на 45.9% и значительно повысив эффективность извлечения. В расчетном блоке время отбора газа, необходимое для соответствия стандарту, было уменьшено на 85 дней, сократив продолжительность дренажа на 45,9% [42]. 5. Выводы (1) Система закачки жидкого CO 2 под давлением была испытана с использованием системы закачки низкого давления в угольных пластах с высокой и низкой проницаемостью. Результаты показали, что система впрыска стабильна. Динамические параметры, такие как давление и расход, сохраняют изменяющиеся характеристики в процессе закачки жидкого CO 2 .Среди них давление закачки жидкого CO 2 при низком давлении колебалось между 0,7 МПа и 1,51 МПа, а давление закачки жидкого CO 2 при среднем давлении колебалось от 5,3 МПа до 5,9 МПа. Когда объем закачки жидкого CO 2 в одно отверстие достигает 4-6 м 3 , радиус просачивания жидкости составляет от 5 до 7 м, а эффективный радиус миграции CO 2 составляет 20 м в процессе жидкого CO 2 вытесняющий газ в испытательной зоне по закону распределения CO 2 концентрация газа в угольном пласте (2) В ходе проверки газодобывающего поля во время испытательного процесса было установлено, что концентрация CH 4 извлеченных увеличилось с 5.От 60% до 17,73% после закачки жидкого CO 2 в угольный пласт, увеличивая концентрацию извлекаемого газа в 3,2 раза. Чистый поток извлекаемого газа увеличился с 0,032 м 3 / мин до 0,109 м 3 / мин, увеличив чистый поток извлекаемого газа в 3,4 раза. Эффективность извлечения газа значительно улучшилась (3) Результаты испытаний вытеснения газа с использованием жидкого CO 2 в расчетном блоке показали, что стоимость проекта может быть снижена на 34,7%, а время, необходимое для соответствия стандарту извлечения в расчетном блоке, может быть уменьшено. укорочен на 45.9%. Использование технологии вытеснения газа за счет применения жидкого CO 2 может не только снизить стоимость проекта, но также повысить эффективность добычи и сократить время, необходимое для соответствия стандарту добычи, обеспечивая непрерывную добычу. Снижение эффективности отбора газа не учитывалось при выборе расчетной единицы. В реальном эксперименте может быть проведена вторая закачка под давлением в исходные скважины, когда происходит снижение эффективности извлечения, гарантируя, что концентрация и чистый поток извлекаемого газа поддерживаются на высокоэффективных уровнях.Были предложены новая технология и рекомендации по добыче шахтного газа Доступность данных Все данные доступны и были объяснены в этой статье; читатели могут получить доступ к данным, подтверждающим выводы исследования. Конфликт интересов Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов. Благодарности Проект поддержан Национальным фондом естественных наук Китая (номера грантов 51974240 и 51