Врезка трубопровода в действующую сеть: Страница не найдена – Совет Инженера

4.3. Статистический анализ

4.3.1. Рассчитайте вероятность отказа для основных событий

Отсутствие данных и неопределенность в процессе оценки рисков являются серьезной проблемой при анализе рисков трубопроводов природного газа. Здесь суждения экспертов используются для оценки вероятности отказа основных событий в терминах лингвистических переменных с рядом лингвистических терминов, таких как «очень высокая», «высокая» и «низкая». «Чтобы решить проблему языковой неоднозначности, используется теория нечетких множеств, которая преобразует лингвистический термин в нечеткое число. По мере того как количество лингвистических терминов лингвистической переменной увеличивается, точность модели увеличивается, но увеличивается и числовая сложность. Чтобы сбалансировать точность и сложность модели, в этом анализе выбран 5-гранный масштаб. Эксперты оценивают вероятность отказа каждого события с помощью лингвистических терминов, таких как очень низкая, низкая, средняя, ​​высокая и очень высокая.Каждый лингвистический термин определен как нечеткое трапециевидное число в таблице 4.

Весовые коэффициенты экспертов меняются в зависимости от их опыта и оценок экспертов. Суждения экспертов агрегированы с помощью техники SAM, обсуждаемой в разделе 3. Дефаззифицированные возможности получены с помощью (11). Уравнения (12) и (13) используются для получения вероятностей. Подробные результаты представлены в Таблице 6.

На основе построенной топологической сетевой структуры и значений состояний узлов обновление вероятности проводится с помощью байесовского динамического анализа и анализа. Рассчитанная вероятность отказа утечки природного газа в трубопроводе составляет 0,014, что означает, что утечка в трубопроводе вероятна. Вероятности наступления последствий показаны в таблице 7.

7 0,3015 0. 0439 Базовое событие Лингвистические выражения Агрегированное экспертное решение Дефаззированная возможность Априорная вероятность 0.2619 0,4524 0,4524 0,6429 0,4524 0,0035 0,2121 0,2121 0,3902 0,3123 0106 901 0,3902 0,3769 0,3769 0,5523 0,3769 0,0019 0,0272 0.0680 0,1408 0,2544 0 0 0,1000 0,2000 0,0561 0,1402 0,1841 0,3121 0,1098 0,1659 0,2879 0,1000 0,2500 0,2500 0,40001 0,2103 0,3471 0,0781 0,1952 0,2171 0.3562 0,0196 0,0491 0,1295 0,2393 0,0781 0,1952 0,2171 0,3562 0.0804 0.2009 0,2205 0,3607 0,4545 0,6288 0,6288 0,6288 0,6288 0107 9011 0,2500 0,4000 0,0804 0. 2009 0,2205 0.3607 0,1000 0,2500 0,2500 0,4000 0,25 0,07 0,0781 0,1952 0,2171 0,3562 логическая

Для анализа риска утечки в трубопроводе природного газа мы устанавливаем отказ утечки и OE6 как свидетельство для оценки апостериорной вероятности основных событий. Результаты представлены в таблице 8.

Согласно Таблице 8 и Рисунку 8, для большинства основных событий апостериорные вероятности больше, чем априорные вероятности. Наиболее вероятными причинами возникновения утечки в трубопроводе природного газа являются игнорирование сторонами указателей, скрытые указатели, перегрузка и дефект конструкции вспомогательного оборудования. Наиболее вероятные пути развития аварии заключаются в том, что дефект конструкции материала и дефект конструкции материала вызывают утечку в трубопроводе; проблема проектирования сварного шва и проблема конструкции сварного шва случаи нарушения герметичности. Поэтому важно усилить профилактику слабых звеньев, чтобы контролировать возникновение аварии.

Элемент резервуара имитирует подачу воды из существующей системы.Высота резервуара должна быть равна или немного выше отметки в точке соединения, как описано в этой статье. Насос и кривая насоса будут моделировать падение давления и доступный поток из существующей системы водоснабжения. Точки для кривой насоса генерируются с использованием математической формулы (приведенной ниже) и данных испытания потока гидранта. Труба между фиктивным резервуаром и насосом должна быть гладкой, короткой и широкой, чтобы не создавать потери напора. Например, Шероховатость 140, длина 1 фут и диаметр 48 дюймов являются подходящими числами..54]

где:

Qr = Поток, доступный при заданном остаточном давлении пожарного потока
Qf = Расход во время испытания
Hr = Падение давления до заданного остаточного давления (статическое давление минус выбранное расчетное давление)
Hf = Падение давления во время теста пожарного потока (статическое давление минус остаточное давление )

Ниже приведен пример построения трехточечной кривой насоса. Это будет использовать результаты потокового теста из вашей системы, но шаги, описанные ниже, будут такими же, как только вы получите эти данные.

1. Первая точка создается путем измерения статического давления на гидранте, когда расход (Q) равен нулю.

Q = 0 галлонов в минуту
H = 90 фунтов на квадратный дюйм или 207,9 футов напора (90 * 2,31)

(2,31 — коэффициент преобразования, используемый для преобразования фунтов на квадратный дюйм в футы на голову).

2. Инженер выбирает давление для второй точки, и расход рассчитывается по формуле ниже. Значение Q должно находиться где-то между данными, полученными в результате теста.

Q =?
H = 55 фунтов на квадратный дюйм или 127..54]
Qr = 800 * 0,69
Qr = 558

Следовательно, Q = 558 галлонов в минуту

3. Третья точка создается путем измерения расхода (Q) и остаточного давления гидранта.

Q = 800 галлонов в минуту
H = 22 фунта на квадратный дюйм или 50,82 фута напора (22 * 2,31)

Значения кривой насоса для этого примера:

Напор (футы) Напор (галлонов в минуту)

207,9 0
127,05 558
50,82 800

Настройка модели

Для настройки модели необходимо ввести только что разработанную характеристику насоса, разложить элементы модели и ввести их атрибуты в области проекта.

1. Откройте вашу модель в WaterCAD / WaterGEMS (или откройте существующую модель, если вы уже разместили элементы для новой системы) и перейдите в Компоненты> Определения насосов.

2. В Диспетчере определений насосов нажмите кнопку «Новый» и присвойте определению насоса соответствующее имя (например, «Соединение»).

3. Оставьте тип определения насоса по умолчанию «Стандартный (3 точки)» и введите свои данные в таблицу:

4. Нажмите кнопку «Закрыть», чтобы принять кривую, которую мы будем использовать ниже.

5. Теперь разложите элементы в модели (если это еще не сделано). Вам понадобится резервуар и насос, которые представляют собой подключение к существующей системе.

6. Чтобы настроить атрибуты этих элементов, сначала откройте свойства узла резервуара и установите для атрибута «Высота» высоту манометра, используемого на гидранте, поскольку это точка, от которой давление гидранта ( источник фиктивной кривой насоса). Для дальнейшего объяснения: точки напора на фиктивной кривой насоса рассчитываются на основе давления, измеренного по высоте гидранта. Они представляют собой напор, имеющийся в точке подключения, над исходной точкой, от которой измерялось давление (высота манометра на гидранте). Для того, чтобы фиктивный насос создавал правильное давление / гидравлический класс в новой системе, расположенной ниже по потоку, необходимо добавить эти напоры к высоте гидранта. Вот почему вы вводите отметку манометра / гидранта как отметку верхнего элемента коллектора, поскольку пласт действует как граничный гидравлический уровень; он устанавливает гидравлический уклон, а затем насос добавляет к нему напор для достижения давления на выходе.

Обратите внимание, что труба, соединяющая резервуар с насосом, должна быть такой, что гидравлический удар незначителен. Например, подходящими значениями являются шероховатость 140, длина 1 фут и диаметр 48 дюймов.

7. Откройте свойства соединительного элемента сразу после насоса. Эта точка представляет собой начало предлагаемой системы, поэтому введите физическую отметку точки соединения.

8. Откройте свойства элемента насоса и выберите определение насоса, созданное на шаге 3, в раскрывающемся списке «Определение насоса».Установите «высоту» немного ниже отметки резервуара (немного ниже отметки манометра, откуда измерялось давление). Подъем насоса не имеет большого значения, поскольку он просто определяет расчетное давление, сообщаемое самим насосом, и не влияет на давление на выходе (поскольку насос добавляет напор к граничному условию на входе для достижения давления на выходе). Однако, если вы просто установите высоту насоса, равную высоте резервуара, любая небольшая потеря напора в трубе между насосом и резервуаром приведет к гидравлическому уровню чуть ниже высоты насоса, и вы увидите уведомление пользователя об отрицательном давлении.Таким образом, установив высоту немного ниже отметки резервуара, вы избежите уведомлений об отрицательном давлении.

9. Убедитесь, что остальная часть системы настроена правильно, и рассчитайте модель. Насос должен реагировать в соответствии с требованиями предлагаемой системы, чтобы обеспечить приблизительный напор в точке подключения.

Этот подход является приближением, точность которого зависит от ряда факторов .

Лучше смоделировать полностью вплоть до источника, по крайней мере, получая скелетонированные данные о существующей системе.Каркасная модель должна начинаться с реального источника (источников) воды, такого как насос или резервуар, который будет служить основным источником воды для новых удлинительных труб. Он должен быть откалиброван с использованием результатов испытаний потока пожарного гидранта, особенно испытаний, проводимых рядом с местом, где будет врезаться новое расширение. Возможно, вам потребуется позвонить в муниципалитет, чтобы получить основную информацию о существующей системе.

Использование метода аппроксимации насоса может вызвать проблемы, потому что это приближение существующей системы учитывает только точные граничные условия и требования, которые существовали во время проведения теста (например, днем ​​в среднем за день с одним включенным насосом в источник). По сути, смоделированное соединение действительно только для условий, присутствующих во время испытаний гидранта. Следовательно, трудно определить эффект изменения любого из требований или граничных условий. Моделирование с расширенным периодом (EPS), которое выполняется с использованием метода аппроксимации насоса, будет менее точным и может не предоставить надежные данные о прогнозируемых изменениях потребления. Подход приближения насоса работает хорошо только в том случае, если существующая система достаточно хорошо построена рядом с точкой подключения, и ожидается, что требования и условия эксплуатации останутся практически неизменными в долгосрочной перспективе.Испытание потока гидранта полезно для прогнозирования изменений давления при изменении требований ниже по потоку, но не для оценки других типов изменений системы, таких как добавление новых труб или эксплуатационных альтернатив, таких как запуск пожарных насосов.

Моделирование более чем одной связи между предлагаемым расширением и существующей системой может быть неверным подходом.

Некоторые причины этого заключаются в том, что, во-первых, испытания гидранта, скорее всего, проводились в разное время, однако модель позволяет брать воду из обоих источников одновременно.Это неточно, потому что в действительности оба источника не смогут обеспечить полное наблюдаемое остаточное давление при одновременном открытии. Другими словами, если гидранты или соединения действительно были открыты в обеих точках соединения одновременно, объединенный поток привел бы к значительному снижению остаточного давления в обоих местах по сравнению с тем, что наблюдалось во время независимых испытаний. Во-вторых, в некоторых случаях, в зависимости от класса гидравлики, поток может входить в одну точку соединения и выходить в другой.Однако насосный элемент пропускает воду только в прямом направлении, поэтому метод приближения насоса не будет работать в этом случае (и может выдать сообщение о том, что один из насосов не может подавать напор). Ситуация слишком сложна для моделирования с использованием другого метода, кроме скелетонированного представления более крупной системы.

Однако, если вы моделируете систему, в которой в системе, расположенной выше по потоку, не будет значительного изменения давления в результате одновременного протекания нескольких соединений, или если перед каждой точкой соединения имеются отдельные, отключенные системы, моделирование нескольких точка подключения может быть в порядке.

По мере увеличения размера смоделированной системы и количества точек подключения может оказаться нецелесообразным отделять место разработки от остальной системы и получать точные результаты. Взаимодействие может быть слишком сложным. Одно из предложений в этом случае — собраться с инженерами городского водораспределения и обсудить, как это смоделировать. В идеале вы должны получить копию модели города (по крайней мере, интересующую зону давления) и построить свою модель поверх нее.Или вы можете получить их карты распределения и построить очень простую скелетную модель системы. Вам необходимо смоделировать реальное граничное условие.

Один, несколько надуманный, тест может заключаться в выполнении (при условии, что у вас 6 точек подключения) 6 одновременных потоковых тестов. Вы не сможете полностью открыть все гидранты (если у вас нет очень прочной системы), не снизив слишком сильно давление. Так, если ваша потребность составляет, например, 1800 галлонов в минуту, вы можете запустить 300 галлонов в минуту на каждом проточном гидранте. Это не так хорошо, как запуск модели зоны полного давления, но, по крайней мере, он дает вам представление о том, что спрос на 1800 галлонов в минуту повлияет на систему города.

Попытка вычислить «статические» (отсутствие спроса) условия новой модели с использованием приближения насоса, скорее всего, приведет к несбалансированному моделированию .

В этом случае вам может потребоваться смоделировать соединение просто как резервуар с высотой, равной высоте манометра и статическому напору (т. Е. Статическому HGL), или просто вручную вычислить статическое давление в каждом узле, взяв разница между статическим HGL и физической высотой узла.

Подключение к немоделированной нисходящей системе

Для канализационной силы основной (напорная канализационная система) в SewerGEMS или SewerCAD, вы можете иметь необходимость моделировать насос для конкретной области и не имеете полную вниз по течению модели. В этом случае вам необходимо приблизить гидравлику точки подключения (коллектора) к системе, расположенной ниже по потоку. Это можно сделать с помощью узлового элемента отвода (для SewerCAD и SewerGEMS или резервуара, если моделируются в WaterCAD или WaterGEMS), чтобы установить граничный гидравлический уровень, с которым будет работать насос, расположенный выше по потоку.Задайте высоту сброса равной высоте трубы, установите тип границы для заданного пользователем нижнего бьефа и установите заданный пользователем задний сток равным гидравлическому уклону в существующей силовой магистрали (напор плюс высота). Или, если вы используете WaterCAD или WaterGEMS для моделирования этого, установите высоту резервуара на гидравлический уклон, который вы будете принимать в точке соединения.

Однако выбранная вами отметка не всегда будет точной для всех времен. Давление, с которым вы связаны, может зависеть от того, сколько других насосов работает в немоделированной системе, а также будет зависеть от дополнительного потока, который вы добавляете в эту систему.Это означает, что вы можете измерить давление 50 фунтов на квадратный дюйм, например, в точке подключения прямо сейчас, но когда ваш насос подключается и добавляет дополнительный поток, это увеличивает потери напора ниже по потоку, что приведет к увеличению напора в насосах в существующей системе. , что увеличит давление в точке подключения. Вы можете использовать рейтинговую кривую в качестве типа границы отвода, но рейтинговую кривую необходимо будет определить.

Как показано выше, в приложении водораспределительной системы тесты потока гидранта могут использоваться для определения того, как изменяется давление при изменении потока, но в канализационном приложении вы, вероятно, не можете просто ввести диапазон потока около точки врезки для определите это (а затем смоделируйте это как водосток с таблицей номинального расхода над уровнем моря). Таким образом, может потребоваться консервативное предположение для давления врезки (высота выпускного отверстия), возможно, на основе любых данных, которые вы знаете о системе. В идеале вы могли бы получить доступ к гидравлической модели всей системы или, по крайней мере, к ее скелетонированной версии.

Подключение к немоделированной восходящей системе

В некоторых случаях может потребоваться запустить модель в точке подключения. Это означает, что существует восходящая часть сети, которая не моделируется, и модель отключена в точке подключения.В этом случае у вас может быть информация, описывающая поток через эту точку в сети в реальной системе или в более крупной версии модели.

В этих случаях вы можете начать сеть в этой точке либо с помощью элемента поперечного сечения (для канала), либо с люка (для подземной трубы). В свойствах поперечного сечения или колодца откройте коллекцию притока и укажите приток гидрографа. Вы можете вставить значения, если они у вас есть из внешнего приложения. Если у вас есть результаты потока из другой модели (например, более крупной версии, которая включает вышестоящие элементы), нарисуйте поток в этой модели, щелкните вкладку данных, а затем скопируйте оттуда столбцы времени / потока.При вставке в гидрограф притока (в модели, где вы не моделируете систему выше по течению) убедитесь, что единицы времени и расхода совпадают, а затем после вставки проверьте первую и последнюю строку, чтобы убедиться, что была дублирована запись 0,0. не добавлено.

, так что исходной точкой сети является

Advanced Power and Energy Program (APEP), UC Irvine

Только последние две недели иллюстрируют ставки. Президент Джо Байден отменил разрешение на строительство нефтепровода Keystone XL стоимостью 9 миллиардов долларов в первый день своего пребывания в должности, что является четким сигналом, что любой новый проект трубопровода для ископаемого топлива в США столкнется с большими трудностями. Его посланник по климату, бывший госсекретарь Джон Керри, предупредил, что газопроводы могут превратиться в «застрявший актив» в течение 30 лет, поскольку администрация стремится положить конец выбросам углерода электростанциями. А NextEra Energy Inc. списала 1,2 миллиарда долларов своих инвестиций в газопровод Mountain Valley из Западной Вирджинии в Вирджинию, который был связан с нормативными и юридическими задержками.

Итак, владельцы трубопроводов присматриваются к другому, возможно перспективному топливу: водороду.

В отличие от природного газа водород можно сжигать без выброса углекислого газа в воздух. Пропустите его через топливный элемент, чтобы произвести электричество, и единственные отходы — вода; производят водород с помощью электролизеров, работающих от солнечных электростанций или ветряных электростанций, и он становится способом хранения огромного количества возобновляемой энергии — гораздо большего, чем может вместить любая из современных батарей. И лучшая часть для трубопроводных компаний: доставка его туда, где он должен быть, в больших количествах, может потребовать той же базовой инфраструктуры, которая сейчас используется для транспортировки природного газа.

Другими словами, это могло бы стать спасением для предприятий, стоящих за нашей инфраструктурой, работающей на ископаемом топливе. Даже несмотря на то, что эти же компании настаивают на том, что газ будет играть роль в ближайшие годы, многие из них говорят о потенциале водорода. Они запускают проекты по добавлению небольших порций водорода в существующие сети, чтобы посмотреть, как себя ведет оборудование. Они проводят эксперименты по выделению водорода из этой смеси газа для использования в определенных местах. И они изучают, как они могут в конечном итоге перейти с одного топлива на другое.

«Мы рассматриваем нашу газовую сеть как энергетическую систему, которая доставляет молекулы нашим клиентам, и к 2050 году источник этих молекул будет совсем другим», — сказала Шери Гивенс, вице-президент по нормативно-правовой базе США и стратегии работы с клиентами в National Grid. «Мы рассматриваем водород как молекулу с низким содержанием углерода 21 века».

Но шумиха далека от реальности.

Некоторые климатические активисты, борющиеся с промышленностью из-за запрета на газ, называют разговоры компаний о водородной зеленой промывке. По их словам, газовые предприятия преуменьшают сложность перехода с одного вида топлива на другое, пытаясь убедить инвесторов, что они по-прежнему актуальны в мире с нулевым выбросом углерода.«Отрасль всегда предает гласности вещи, которые могут произойти — если мы продолжим использовать газ прямо сейчас», — сказал Мэтт Веспа, штатный поверенный Earthjustice.

На данный момент в Европе и Великобритании наблюдается более активная деятельность по водородному производству, чем в США, где некоторые компании проявили интерес, не раскрывая конкретных планов. Тогдашний коммерческий директор Energy Transfer, крупнейшего оператора трубопроводов США по объему выручки, прошлой осенью назвал водород «головной болью», что, по крайней мере, на данный момент, не имеет смысла.«На данный момент мы не видим ничего близкого на горизонте вокруг водорода», — сказал Маршалл С. МакКри, ныне один из исполнительных директоров компании.

Вопросы, связанные с водородным транспортом, выходят за рамки простого желания заниматься этим. Владельцы газопроводов не могут просто переключиться с одного газа на другой, не отключив существующих потребителей, поэтому любой переход начнется с добавления водорода в существующий поток топлива.

«Мы рассматриваем водород как молекулу с низким содержанием углерода 21 века.»

Но даже смешивание этих двух элементов — не говоря уже о замене одного другим — создает технические проблемы, которые необходимо будет преодолеть. Компрессоры, предназначенные для транспортировки природного газа, плохо работают с водородом, самым легким из всех элементов, и, вероятно, будут необходимо заменить. Некоторые типы стальных труб становятся хрупкими и растрескиваются под воздействием водорода с течением времени, тогда как полимерные трубы легко справляются с водородом.

«Мы должны исследовать это для каждой отдельной трубы, в которую мы заливаем водород, — сказал Джек Брауэр. директор передовой программы в области энергетики и энергетики Калифорнийского университета в Ирвине, «но это явление, с которым мы можем справиться, потому что оно медленное.«Проблемные трубы и компрессоры могут быть заменены в течение многих лет, — сказал он. Или трубы можно защитить с помощью покрытий, нанесенных изнутри с помощью роботизированных устройств, называемых скребками, которые в настоящее время используются для осмотра и обслуживания трубопроводов». Просто нанесите немного краски распылением. — сказал он.

Пилотные проекты по всему миру были разработаны, чтобы устранить проблемы и дать компаниям лучшее представление о том, какие еще препятствия могут возникнуть впереди.В Калифорнии, например, Sempra Energy запланировала серию демонстрационных проектов, в ходе которых будут проверяться различные концентрации водорода в топливных смесях — возможно, до 20% — в изолированных участках трубопроводов, сделанных из полиэтилена, стали и их комбинации. Другой проект будет тестировать технологию отделения и сжатия водорода из смешанного газа.

«Поскольку инфраструктура уже существует и обслуживает клиентов, мы утверждаем, что в интересах общества продолжать использовать эту инфраструктуру, чтобы помочь нам обезуглероживать», — сказал Джонатан Перес, старший директор по регуляторным вопросам компании Sempra Southern California Gas Co.

В июле группа из одиннадцати европейских компаний, занимающихся газовой инфраструктурой, представила план строительства выделенной сети транспортировки водорода, заявив, что существующую газовую инфраструктуру можно модифицировать для транспортировки водорода по доступной цене. Водородная сеть должна достичь 4225 миль (6800 километров) к 2030 году и почти 14 300 миль (23 000 километров) к 2040 году, три четверти из которых будут состоять из переоборудованных газопроводов.

National Grid в Великобритании запустила серию демонстрационных проектов по водороду, в том числе с использованием газа для обогрева домов, и обсудила создание водородной сети трубопроводов, соединяющей промышленные центры вдоль восточного побережья Великобритании. В США компания сотрудничает с шестью национальными лабораториями и другими компаниями в рамках исследования смешения газов под названием HyBlend.

«Единственное, что у нас есть в США, чем мы должны очень гордиться и которое представляет для нас огромную ценность, — это огромная сеть транспортировки и хранения природного газа», — сказал Алан Армстронг, главный исполнительный директор Williams Companies. , Inc., гиганта энергетической инфраструктуры, основным бизнесом которого является природный газ. «Для нас это потрясающая возможность по-настоящему извлечь выгоду из водорода и сделать его более экономичным.»

Чтобы получить больше подобных статей, посетите наш сайт bloomberg.com

© 2021 Bloomberg LP

Мы должны свести к минимуму сжигание газа вблизи существующих трубопроводов

Краткое содержание

• Трубопроводы — одно из ключевых решений Наше исследование показывает, что 54% ​​из 150 млрд кубометров, ежегодно сжигаемых нефтегазовой отраслью, находятся в пределах 20 км от газопровода и, следовательно, по определению близки к выходу на рынок.

• Нам известно о многих ситуациях, когда у трубопроводов более чем достаточно резервной мощности для рентабельной транспортировки газа, сжигаемого на факелах. Поэтому отрасли необходимо глубже изучить, как использовать эти существующие сети и обеспечить оптимизацию их пропускной способности.

• Подход на основе данных в сочетании с творческими решениями и сторонним доступом к существующей инфраструктуре позволит нефтегазовой отрасли создавать ценность и сокращать выбросы.

Сегодня значительное сжигание газа на факелах происходит вблизи существующих газопроводов.

Сжигание газа происходит, как нам часто говорят, иногда из-за отсутствия инфраструктуры. Несмотря на то, что многие факелы, несомненно, находятся вдали от транспортных сетей, наше новое исследование указывает на удивительный факт. 54% сжигаемого объема приходится на 20 км от газопровода. По определению, у этого газа есть свободный доступ на рынок. А поскольку трубопроводы — это самый простой из вариантов монетизации газа (как технически, так и коммерчески), пора глубже взглянуть на то, как мы можем лучше использовать существующую инфраструктуру.

Наш анализ сравнивает местоположение каждого факела газа (используя данные из нашего «Global Flaring Intelligence Tool», GFIT), с местоположением каждого газопровода в мире. Несомненно, значительное сжигание на факеле происходит из-за недостаточной пропускной способности соседнего газопровода (например, в Пермском регионе США). Но мы также можем привести множество примеров, когда факелы находятся не только рядом с частично заполненными трубопроводами, но и где подключение выгодно. Было даже первое в своем роде судебное дело, когда оператор трубопровода (Williams) подал иск против регулирующего органа (Техасская железнодорожная комиссия) за разрешение производителю газа (Exco) сжигать факел «без нужды».В качестве примера принципа «загрязнитель платит» Уильямс утверждал, что Exco несет ответственность за сбор газа, даже если это отрицательно сказывается на экономике их основной (нефтяной) операции. Учитывая, что короткие соединительные трубопроводы относительно дешевы в строительстве, в сегодняшнем мире, ориентированном на ESG, сжигание ценного газа, особенно когда его можно рентабельно извлекать, является неустойчивым. Мы должны найти решения, и, если они потребуют от нас творческого подхода к устранению «рыночных дисфункций», то, безусловно, ответ — да, мы можем.

Некоторые примеры делают это более ощутимым: в отчете ЕБРР за 2017 год в Египте подчеркивается, что 50% газовых факелов находятся в пределах 5 км от существующего трубопровода (что подтверждается нашим анализом). В Мексике (которая изображена на обложке) 90% факельных объемов сжигаются в пределах 1 км от газопровода.Этот набор данных очень помогает нам определить инвестиционные возможности (см. Пример ниже).

Почему операторы сжигают факелы вблизи трубопроводов?

Наши обсуждения с операторами показали, почему сжигание в факелах происходит вблизи существующих газопроводов, и — во избежание сомнений — это редко из-за отсутствия у операторов соответствующих возможностей. Тем не менее, большинство существующих проблем по своей сути решаемо как технически, так и коммерчески. Пять наиболее распространенных проблем:

1. Недостаточная пропускная способность трубопровода .Ограничения мощности типичны, поскольку трубопроводы часто переполнены. Типичным примером является Пермь США (73% компаний, опрошенных Федеральным резервным банком Далласа, назвали эту причину). Однако это не всегда верно. В Алжире, Ливии, Гане (и это лишь некоторые из них) есть факельные газопроводы, практически заполненные частично.
   
2. Горение поблизости недооценивается или игнорируется. Для некоторых операторов факельное сжигание — это «неудобная правда», которую они предпочли бы не признавать (или, что еще хуже, игнорировать или отрицать). Для некоторых факельное сжигание просто не измеряется (например, многие ННК и МОК обычно не измеряют свои факелы во многих странах, в том числе в Пермском регионе США), а факельное сжигание часто недооценивается. Тем не менее, возможности коммерческого захвата факелов часто материализуются, когда фактические измерения правильно поняты и могут быть представлены коммерческие обоснования.
   
3. Другие приоритеты имеют приоритет. В сегодняшней среде, связанной с ограничением капитала и ресурсов после COVID, операторы часто еще больше сосредоточены на своем основном бизнесе (которым обычно является добыча нефти).Как правило, эти компании отдают предпочтение реализации крупных проектов и бурению скважин перед «непрофильными» видами деятельности, такими как улавливание факелов. Хотя многие нефтегазовые компании могут иметь сильные балансы, большинство из них имеют строгие приоритеты в распределении капитала, и большинство предпочитают не финансировать проекты по улавливанию факелов, даже если они создают положительную чистую приведенную стоимость.
   
4. Экономика непривлекательна (не воспринимается) . В некоторых случаях даже наличие близлежащего трубопровода не разблокирует разработку (что часто требует создания дополнительных мощностей по подготовке и переработке газа).Экономика иногда может быть затруднена из-за низких предполагаемых объемов, низких цен (на газ, электроэнергию или другие продукты), штрафных налоговых режимов, несоответствующих технологий, неоптимального инженерного проектирования или дорогостоящих внутренних процессов. Некоторым операторам сложно оправдать инвестиции, необходимые для обработки и сжатия факелов низкого давления в трубопроводы высокого давления.
   
5. Рынок неэффективен из-за проблем с доступом , что означает, что операторы не всегда «ведут себя хорошо».Некоторые операторы трубопроводов не могут предложить разумные тарифы на врезку; вместо этого они требуют выкупа операторов, которые часто хотят поступать правильно.

Рисунок 2 ниже иллюстрирует данные более конкретно, выделяя размер всех 10 000 факелов в мире и их расстояние от существующих трубопроводов. Ключевой вывод заключается в том, что самые большие объемы действительно находятся ближе всего к существующим газопроводам.

Рисунок 2: Подробная информация о конкретных факельных площадках (с объемом по оси y) в зависимости от расстояния от ближайшего трубопровода (ось x).Спутниковые изображения показывают, насколько близки факелы, представленные в примере, от существующих трубопроводов.

Как мы можем фиксировать факелы вблизи трубопроводов?

Мы определяем 5 практических подходов к сокращению сжигания в факелах за счет более эффективного использования существующих трубопроводов и соответствующей инфраструктуры:

1. Рассмотрите возможность увеличения пропускной способности существующего трубопровода (или строительства нового) для извлечения большего количества газа . Во-первых, необходимо проверить техническое обслуживание и сжатие трубопровода, чтобы убедиться, что программы профилактического обслуживания сводят к минимуму остановки и поддерживают давление, близкое к максимальным расчетным / безопасным эксплуатационным пределам. Во-вторых, пропускная способность трубопровода иногда страдает от перепадов давления из-за выпадения жидкости, которая закупоривает трубопровод, однако гидравлику часто можно улучшить за счет более качественной предварительной обработки газа и удаления жидкости. В-третьих, трубопроводы, характеристики которых были снижены (по соображениям безопасности), могут быть потенциально оснащены новой внутренней облицовкой, которая безопасно восстанавливает номинальное давление (и может улучшить производительность). В качестве альтернативы, достаточно факельного сжигания, чтобы оправдать строительство нового трубопровода. Трубопроводы, которые проходят рядом с существующими трубопроводами, могут получить выгоду от экономии затрат (например,грамм. от долевого участия в строительных расходах).
   
2. Улучшение регулирующего надзора за измерениями, выдачей разрешений, доступом и координацией. Во-первых, регулирующие органы должны ввести обязательные программы учета, тем более, что счетчики могут быть установлены дешево без отрицательного воздействия на расход или безопасность. Во-вторых, предписывая разработчикам заранее определять планы использования газа перед разработкой месторождений (как это сейчас принято в США), регулирующие органы могут создать подходящую среду для строительства газопроводов.В-третьих, регулирующие органы могут устранять барьеры для входа и предоставлять доступ третьим лицам для улучшения координации. Там, где операторы трубопроводов требуют несправедливых или карательных тарифов в обмен на доступ, регулирующие органы должны вмешаться. Управление нефти и газа Великобритании делает именно это. В Канаде аналогичным образом действует арбитражный процесс для обеспечения честной игры.
   
3. Рассмотрите возможность объединения факельных установок в кластеры, чтобы добиться экономии за счет масштаба. Большинство операторов сосредоточены на собственных операциях и часто упускают возможности для более широкого сотрудничества с другими.Тем не менее, используя данные нашего «Глобального разведывательного инструмента факельного сжигания», мы определили кластеры факелов, которые можно совместно разработать до того, как привязать их к существующим трубопроводам. Такой региональный подход часто меняет правила игры. Тот же недостаток данных также мешает операторам трубопроводов; хотя они обычно оптимизируют врезки и отводные трубопроводы, они могут не полностью осознавать более широкие преимущества от улавливания факелов.
   
4. Привлекайте новые бизнес-модели и операционные модели с помощью гибких и специализированных компаний . Многие проекты по сокращению сжигания факелов требуют «небольших» инвестиций и являются «непрофильными», особенно в условиях ограниченного капитала. Для реализации проектов по улавливанию факелов отрасли необходимы более инновационные, гибкие и эффективные подходы, которые привлекают сторонний капитал и ресурсы. Новые гибкие и специализированные игроки могут предлагать инновационные концепции развития и коммерческие структуры, которые сами по себе могут принести пользу (см. Недавнюю статью).
   
5. Установите цену углерода на сжигание и удаление воздуха. Как следует из дела Williams vs Texas RRC, существует аргумент о том, что регулирующий орган должен требовать от прибыльных нефтяных проектов нести любые дополнительные расходы, необходимые для транспортировки сжигаемого газа в близлежащие трубопроводы — так называемый «принцип платит загрязнитель». Альтернативный подход заключался бы в введении (и обеспечении соблюдения с помощью независимых и компетентных регулирующих органов) более строгих штрафов или, что лучше, цены на углерод (в качестве штрафа или углеродного кредита). Чтобы гарантировать, что сжигание в факелах не заменяется вентиляцией, цены на углерод должны взиматься с общих выбросов в эквиваленте CO2.Цена на углерод в 50 долларов за тонну эквивалентна 2,62 доллара за миллион БТЕ — это означает, что рациональный оператор предпочел бы нести расходы до 2,62 доллара за миллион БТЕ, чем платить налог на выбросы углерода в размере 50 долларов за тонну CO2.

Рисунок 3 иллюстрирует несколько концепций, изложенных выше, на реальном примере из региона MENA (на который приходится 40% сжигания факелов в мире, см. Статью). На этом месторождении сжигается более 15 миллионов стандартных кубических футов в день на протяжении более 8 лет. Тем не менее, чистая приведенная стоимость проекта до налогообложения составляет около 40 миллионов долларов, а внутренняя норма доходности после вычета налогов составляет порядка 30%.Мы думаем, что это достаточно привлекательно, чтобы заслужить действие.

Рис. 3: Иллюстрация типичного проекта разработки кластерных факелов, который открывается за счет подхода на основе данных к разработке кластерных разработок факелов в рамках инновационной коммерческой структуры.

Мы должны свести к минимуму факельное сжигание газа вблизи существующих газопроводов

Выводы этого анализа являются хорошей новостью для нефтегазовых и трубопроводных компаний. Лучшее использование трубопроводов может облегчить производителям сокращение сжигания в факелах, создать ценность и ускорить переход на энергоносители.Трубопроводные компании могут перерабатывать большие объемы при более низкой себестоимости и получать более высокую прибыль. Промышленности может помочь более тесная координация и комплексное планирование между операторами, регулирующими органами и правительствами. Теоретический выигрыш огромен: ежегодно можно получать до 10 миллиардов долларов дополнительных доходов, что позволяет сэкономить до 500 миллионов тонн выбросов в эквиваленте CO2.

Глобальное сокращение сжигания газа является приоритетной задачей. К 2025 году миру необходимо сокращение более чем на 90%, чтобы соответствовать сценариям устойчивого развития МЭА.Тем не менее, более 50% этого объема находится в пределах 20 км от газопровода, и значительная часть этого объема, вероятно, является высоко разрешимой и коммерчески привлекательной. В сегодняшнем мире, в котором все большее внимание уделяется инвестициям «чистый ноль» и «ESG», важно воплотить концепцию нулевого факельного сжигания в реальность, создать ценность, сократить выбросы (до 77%, см. Статью) и ускорить энергетический переход .

Давайте проявим инновации и сделаем так, чтобы решения по сжиганию газа работали на промышленность и общество в целом.

---

О Capterio

О Capterio: Capterio — динамичный и специализированный разработчик проектов, ориентированный на монетизацию отработанного газа в нефтегазовых энергетических системах. Мы создаем решения для улавливания и использования отработанного газа, доставляя его в трубопроводы, закачивая (для хранения, улучшенного восстановления или утилизации), преобразовывая в энергию, жидкости (например, КПГ, СНГ, GTL, СПГ и т. Д.) Или другие творческие решения. .

Мы просматриваем и ищем возможности с помощью наших индивидуальных инструментов, например.грамм. наш Global Flaring Intelligence Tool (GFIT), который в режиме реального времени предоставляет информацию о факелах для каждого актива, оператора и неоперированного партнера по всему миру. Мы отбираем и закупаем технологии, заключаем коммерческие контракты, обеспечиваем финансирование проектов, а также контролируем строительство и эксплуатацию. Мы объединяем активы вместе с технологиями, ноу-хау и финансированием для предоставления реальных, безопасных и надежных решений на местах.

Мы активно ищем партнеров-новаторов, которые стремятся повысить ценность и обезуглерожить.Поскольку мы создаем и финансируем решения на местах, наше предложение является уникально привлекательным для операторов и правительств и обеспечивает доход, добычу и запасы (см. Статью). Посетите наш веб-сайт для получения дополнительной информации о нашей проверенной репутации и вариантах финансирования.

Список интересных статей, созданных Capterio:

% PDF-1.4 % 1 0 obj > endobj 18 0 объект > endobj 19 0 объект > endobj 20 0 объект > endobj 21 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [3 0 R / XYZ 0 537 0] / Назад 20 0 Р / След. 22 0 R >> endobj 22 0 объект > endobj 23 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [3 0 R / XYZ 0 383 0] / Назад 22 0 Р / След. 24 0 R >> endobj 24 0 объект > endobj 25 0 объект > endobj 26 0 объект > endobj 27 0 объект > endobj 28 0 объект > endobj 29 0 объект > endobj 30 0 объект > endobj 31 0 объект > endobj 32 0 объект > endobj 33 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [3 0 R / XYZ 0 247 0] / Назад 32 0 R / След. 34 0 R >> endobj 34 0 объект > endobj 35 0 объект > endobj 36 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [3 0 R / XYZ 0 96 0] / Назад 35 0 R / След. 37 0 R >> endobj 37 0 объект > endobj 38 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [5 0 R / XYZ 0 672 0] / Назад 37 0 R / След. 39 0 R >> endobj 39 0 объект > endobj 40 0 obj > endobj 41 0 объект > endobj 42 0 объект > endobj 43 0 объект > endobj 44 0 объект > endobj 45 0 объект > endobj 46 0 объект > endobj 47 0 объект > endobj 48 0 объект > endobj 49 0 объект > endobj 50 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [5 0 R / XYZ 0 403 0] / Назад 49 0 руб. / След. 51 0 R >> endobj 51 0 объект > endobj 52 0 объект > endobj 53 0 объект > endobj 54 0 объект > endobj 55 0 объект > endobj 56 0 объект > endobj 57 0 объект > endobj 58 0 объект > endobj 59 0 объект > endobj 60 0 obj > endobj 61 0 объект > endobj 62 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [7 0 R / XYZ 0 359 0] / Назад 61 0 R / След. 63 0 R >> endobj 63 0 объект > endobj 64 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [7 0 R / XYZ 0 718 0] / Назад 63 0 R / След. 65 0 R >> endobj 65 0 объект > endobj 66 0 объект > endobj 67 0 объект > endobj 68 0 объект > endobj 69 0 объект > endobj 70 0 объект > endobj 71 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [8 0 R / XYZ 0 718 0] / Назад 70 0 руб. / След. 72 0 R >> endobj 72 0 объект > endobj 73 0 объект > endobj 74 0 объект > endobj 75 0 объект > endobj 76 0 объект > endobj 77 0 объект > endobj 78 0 объект > endobj 79 0 объект > endobj 80 0 объект > endobj 81 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [9 0 R / XYZ 0 718 0] / Назад 80 0 R / След. 82 0 R >> endobj 82 0 объект > endobj 83 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [9 0 R / XYZ 0 461 0] / Назад 82 0 R / След. 84 0 R >> endobj 84 0 объект > endobj 85 0 объект > endobj 86 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [9 0 R / XYZ 0 718 0] / Назад 85 0 R / След. 87 0 R >> endobj 87 0 объект > endobj 88 0 объект > endobj 89 0 объект > endobj 90 0 объект > endobj 91 0 объект > endobj 92 0 объект > endobj 93 0 объект > endobj 94 0 объект > endobj 95 0 объект > endobj 96 0 объект > endobj 97 0 объект > endobj 98 0 объект > endobj 99 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [12 0 R / XYZ 0 568 0] / Назад 98 0 R / След. 100 0 R >> endobj 100 0 объект > endobj 101 0 объект > endobj 102 0 объект > endobj 103 0 объект > endobj 104 0 объект > endobj 105 0 объект > endobj 106 0 объект > endobj 107 0 объект > endobj 108 0 объект > endobj 109 0 объект > endobj 110 0 объект > endobj 111 0 объект > endobj 112 0 объект > endobj 113 0 объект / Родитель 17 0 R / Dest [13 0 R / XYZ 0 718 0] / Назад 112 0 Р / След. 114 0 R >> endobj 114 0 объект > endobj 115 0 объект > endobj 116 0 объект > endobj 117 0 объект > endobj 118 0 объект > endobj 119 0 объект > endobj 120 0 объект > endobj 121 0 объект > endobj 122 0 объект > endobj 123 0 объект > endobj 124 0 объект > endobj 125 0 объект > endobj 126 0 объект > endobj 127 0 объект > endobj 128 0 объект > endobj 129 0 объект > endobj 17 0 объект > endobj 2 0 obj > endobj 135 0 объект > транслировать x \ IW Ա 09 jo, m0 ~ \ dS ꆤ Z`, /, r /.m \ N ת A + i & ۪ [! V6Ͱ5 $ | FqS XS2 #; 2E # p6 3 E` ~ $ 7P [ky3vvp |

Тринидад и Тобаго Расширение газопроводной сети с помощью привода Emerson Dantorque

Национальная газовая компания Тринидада и Тобаго Limited использует самый большой привод Dantorque ™, когда-либо производившийся Emerson, для расширения своей газораспределительной сети в Карибском регионе Тринидад и Тобаго. Привод высотой 2,4 метра и диаметром 1,64 метра будет использоваться для изоляции газа, подаваемого с северных морских газовых месторождений Тринидада, в случае возникновения чрезвычайной ситуации.

Проект стоимостью несколько миллионов долларов охватывает ряд продуктов для автоматизации клапанов от Emerson, в том числе подводный редуктор Dantorque и один привод с пружинным возвратом меньшего размера, три подводных привода Shafer ™ и 11 газо-масляных приводов Shafer, установленных на морской платформе. и наземные участки трубопровода.

Разработка новых газовых месторождений у северо-восточных берегов Тринидада потребовала подключения новых трубопроводов к существующей трубопроводной инфраструктуре, которая расположена на юге.Для подключения к существующему трубопроводу большого диаметра 91 см требовался привод с пружинным возвратом и возможностью обхода ROV (Remote Operated Vehicle). Чтобы удовлетворить это требование, Emerson поставила привод DTUS 171/1350 Dantorque, который имеет конечный момент пружины 102 500 Нм (907 800 фунт-дюймов) и весит девять метрических тонн (9,92 коротких тонны).

Национальная газовая компания Тринидада и Тобаго Лимитед (NGC) долгое время использовала лопастно-поворотные приводы Shafer и приводы «газ над маслом». Привод Dantorque отвечал всем требованиям к оптимальным размерам оболочки и возможности установки и извлечения с помощью дайвера.

Привод Dantorque DTUS преобразует поступательное движение пружины во вращение с помощью технологии косозубой зубчатой ​​передачи. Пакет с механическим пружинным возвратом основан на принципе тарельчатой ​​пружины Бельвилля, который хорошо зарекомендовал себя. Благодаря этой уникальной комбинации косозубого зубчатого механизма и принципа тарельчатой ​​пружины Belelville, Dantorque DTUS обеспечивает чрезвычайно компактный корпус для создаваемого крутящего момента.

[mappress]
Subsea World News Staff, 30 января 2012 г .; Изображение: Emerson

.

No related posts.