Нормы , стандарты и правила для расстояний по горизонтали (в свету) от ближайших подземных инженерных сетей до зданий и сооружений, между соседними инженерными подземными сетями при их параллельном размещении, при пересечении инженерных коммуникаций расстояния по вертикали (в свету). Расстояние между трубами и кабелями. Расстояния между трубопроводами, кабелями, мусоропроводами, трубами и другими инженерными коммуникациями и другими объектами — таблицы. Расстояние от трубы до… Расстояние от кабеля до….таблицы.Расстояния по горизонтали (в свету) от ближайших подземных инженерных сетей до зданий и сооружений следует принимать по соответствующей таблице «СП 42.13330 Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений»Расстояния по горизонтали (в свету) от ближайших подземных инженерных сетей до зданий и сооружений следует принимать по таблице ниже. Минимальные расстояния от подземных (наземных с обвалованием) газопроводов до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с СП 62.13330 «Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 (в данном обзоре вопрос не рассматривается). » Таблица (СП 42.13330) Расстояние, м, по горизонтали (в свету) от подземных сетей до зданий и сооружений
* Относится только к расстояниям от силовых кабелей.
Расстояния по горизонтали (в свету) между соседними инженерными подземными сетями при их параллельном размещении следует принимать по таблице ниже «СП 42.13330 Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений»12.36 Расстояния по горизонтали (в свету) между соседними инженерными подземными сетями при их параллельном размещении следует принимать по таблице 16 , а на вводах инженерных сетей в зданиях сельских поселений — не менее 0,5 м. При разнице в глубине заложения смежных трубопроводов свыше 0,4 м расстояния, указанные в таблице 16, следует увеличивать с учетом крутизны откосов траншей, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки. Минимальные расстояния от подземных (наземных с обвалованием) газопроводов до сетей инженерно-технического обеспечения следует принимать в соответствии с СП 62.13330. а на вводах инженерных сетей в зданиях сельских поселений — не менее 0,5 м. При разнице в глубине заложения смежных трубопроводов свыше 0,4 м расстояния, указанные в таблице 16, следует увеличивать с учетом крутизны откосов траншей, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки. Таблица (СП 42.13330) Расстояние, м, по горизонтали (в свету) до соседних инженерных сетей при их параллельном размещении
При пересечении инженерных сетей между собой расстояния по вертикали (в свету) следует принимать в соответствии с требованиями СП 18.13330. «СВОД ПРАВИЛ ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ Master plans for industrial enterprises» Актуализированная редакция СНиП II-89-80
|
Здания, сооружения и инженерные сети | Наименьшие расстояния в свету, м |
подошвы насыпи) | |
То же, колеи 750 мм | 2,8 |
До ближайшего сооружения земляного полотна железной | 3,0 (но не менее глубины |
дороги | траншеи тепловой сети до |
основания крайнего | |
сооружения) | |
До оси ближайшего пути электрифицированной железной | 10,75 |
дороги | |
До оси ближайшего трамвайного пути | 2,8 |
До бортового камня улицы дороги (кромки проезжей части, | 1,5 |
укрепленной полосы обочины) | |
До наружной бровки кювета или подошвы насыпи дороги | 1,0 |
До фундаментов ограждений и опор трубопроводов | 1,5 |
До мачт и столбов наружного освещения и сети связи | 1,0 |
До фундаментов опор мостов путепроводов | 2,0 |
До фундаментов опор контактной сети железных дорог | 3,0 |
То же, трамваев и троллейбусов | 1,0 |
До силовых и контрольных кабелей напряжением до 35 кВ и | 2,0 (см. примечание 1) |
маслонаполненных кабелей (до 220 кВ) | |
До фундаментов опор воздушных линий электропередачи при | |
напряжении, кВ (при сближении и пересечении): | |
до 1 | 1,0 |
св. 1 до 35 | 2,0 |
св.35 | 3,0 |
До блока телефонной канализации, бронированного кабеля | 1,0 |
связи в трубах и до радиотрансляционных кабелей | |
До водопроводов | 1,5 |
То же, в просадочных грунтах I типа | 2,5 |
До дренажей и дождевой канализации | 1,0 |
До производственной и бытовой канализации (при закрытой | 1,0 |
системе теплоснабжения) | |
До газопроводов давлением до 0,6 МПа при прокладке | 2,0 |
тепловых сетей в каналах, тоннелях, а также при бесканальной | |
прокладке с попутным дренажом | |
То же, более 0,6 до 1,2 МПа | 4,0 |
До газопроводов давлением до 0,3 МПа при бесканальной | 1,0 |
прокладке тепловых сетей без попутного дренажа | |
То же, более 0,3 до 0,6 МПа | 1,5 |
То же, более 0,6 до 1,2 МПа | 2,0 |
До ствола деревьев | 2,01 (см. примечание 10) |
До кустарников | 1,0 (см. примечание 10) |
До каналов и тоннелей различного назначения (в том числе до | 2,0 |
бровки каналов сетей орошения — арыков) | |
До сооружений метрополитена при обделке с наружной | 5,0 (но не менее глубины |
оклеечной изоляцией | траншей тепловой сети до |
основания сооружения) | |
То же, без оклеечной гидроизоляции | 8,0 (но не менее глубины |
траншей тепловой сети до | |
основания сооружения) | |
До ограждения наземных линий метрополитена | 5 |
NormaCS ~ Ответы экспертов ~ Допускается ли параллельная прокладка кабелей (кабельных линий) с трубопроводами ГЖ и ЛВЖ на одной эстакаде?
Совместная прокладка кабельных линий по одной эстакаде с трубопроводами ГЖ и ЛВЖ не запрещена с определёнными ограничениями, регламентированными следующими документами, а именно:
1. Пункт 8.4.12 СП 43.13330.2012 «СНиП 2.09.03-85. Актуализированная редакция. Сооружения промышленных предприятий» гласит:
«8.4.12 Проектирование объемно-планировочных и конструктивных решений кабельных и комбинированных галерей и эстакад выполнять с учетом требований СП 4.13130.2013 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты»
2. Пункт 6.1.28 СП 4.13130.2013 гласит:
«6.1.28 Выбор способа размещения силовых кабельных линий предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ «Правила устройства электроустановок. Издание 6»
3. Пункт 7.3.118 ПУЭ-6 гласит:
«7.3.118. Допустимые способы прокладки кабелей и проводов во взрывоопасных зонах приведены в табл. 7.3.14».
Пункт 7.1.121 ПУЭ-6 гласит:
«7.3.121. По эстакадам с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ помимо кабелей, предназначенных для собственных нужд (для управления задвижками трубопроводов, сигнализации, диспетчеризации и т.п.), допускается прокладывать до 30 бронированных и небронированных силовых и контрольных кабелей, стальных водогазопроводных труб с изолированными проводами.
Небронированные кабели должны прокладываться в стальных водогазопроводных трубах или в стальных коробах.
Бронированные кабели следует применять в резиновой, поливинилхлоридной и металлической оболочках, не распространяющих горение. Рекомендуется эти кабели выбирать без подушки. При этом стальные трубы электропроводки, стальные трубы и короба с небронированными кабелями и бронированные кабели следует прокладывать на расстоянии не менее 0,5 м от трубопроводов, по возможности со стороны трубопроводов с негорючими веществами.
Строительные конструкции эстакад и галерей должны соответствовать требованиям гл. 2.3.
При числе кабелей более 30 следует прокладывать их по кабельным эстакадам и галереям (см. гл. 2.3). Допускается сооружать кабельные эстакады и галереи на общих строительных конструкциях с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ при выполнении противопожарных мероприятий. Допускается прокладка небронированных кабелей».
4. Аналогичные требования (с изменённой классификацией взрывоопасных зон, соответствующей статье 19 Технического регламента о требованиях пожарной безопасности ) содержатся в пунктах Г.7.21 и Г.7.23 Приложения «Г» ГОСТ 30852.13-2002 «Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок)».
ПУЭ Раздел 2 => Таблица 2.5.39. Наименьшее расстояние от проводов вл до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог. Пересечение…
Таблица 2.5.39
Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог
Пересечение, сближение и |
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ |
||||||||||||||
параллельное следование |
До 20 |
35 |
110 |
150 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|||||||
Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
от неотклоненных проводов ВЛ до любой части трубопроводов (насыпи), защитных устройств, трубопровода или канатной дороги в нормальном режиме |
3* |
4 |
4 |
4,5 |
5 |
6 |
8 |
12 |
|||||||
то же, при обрыве провода в смежном пролете |
2* |
2* |
2* |
2,5 |
3 |
4 |
— |
— |
|||||||
Расстояния по горизонтали: |
|
||||||||||||||
1) при сближении и параллельном следовании от крайнего не-отклоненного провода до любой части: |
|
||||||||||||||
магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода |
50 м, но не менее высоты опоры |
||||||||||||||
газопровода с избыточным давлением свыше 1,2 МПа (магистрального газопровода) |
Не менее удвоенной высоты опоры, но не менее 50 м |
||||||||||||||
трубопровода сжиженных углеводородных газов |
Не менее 1000 м |
||||||||||||||
аммиакопровода |
3-кратная высота опоры, но не менее 50 м |
||||||||||||||
немагистральных нефтепровода и нефтепродуктопровода, газопровода с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостока, тепловой сети |
Не менее высоты опоры** |
||||||||||||||
помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
компрессорных (КС) и газораспределительных (ГРС) станций: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
на газопроводах с давлением свыше 1,2 МПа |
80 |
80 |
100 |
120 |
140 |
160 |
180 |
200 |
|||||||
на газопроводах с давлением газа 1,2 МПа и менее |
Не менее высоты опоры плюс 3 м |
||||||||||||||
нефтеперекачивающих станций (НПС) |
40 |
40 |
60 |
80 |
100 |
120 |
150 |
150 |
|||||||
2) при пересечении от основания опоры ВЛ до любой части: |
|
||||||||||||||
трубопровода, защитных устройств трубопровода или канатной дороги |
Не менее высоты опоры |
||||||||||||||
то же, на участках трассы в стесненных условиях |
3 |
4 |
4 |
4,5 |
5 |
6 |
6,5 |
15 |
|||||||
____________
* При прокладке трубопровода в насыпи расстояние до насыпи увеличивается на 1 м.
**Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ, расстояние между этим сооружением и ВЛ следует принимать не менее высоты этого сооружения.
Примечание. Приведенные в таблице расстояния принимаются до границы насыпи или защитного устройства.
В пролетах пересечения ВЛ с трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов провода и тросы не должны иметь соединений.
2.5.282. Провода ВЛ должны располагаться над надземными трубопроводами и канатными дорогами. В исключительных случаях допускается прохождение ВЛ до 220 кВ под канатными дорогами, которые должны иметь мостики или сетки для ограждения проводов ВЛ. Крепление мостиков и сеток на опорах ВЛ не допускается.
Расстояния по вертикали от ВЛ до мостиков, сеток и ограждений (2.5.280) должны быть такими же, как до надземных и наземных трубопроводов и канатных дорог (см. табл. 2.5.39).
2.5.283. В пролетах пересечения с ВЛ металлические трубопроводы, кроме проложенных в насыпи, канатные дороги, а также ограждения, мостики и сетки должны быть заземлены. Сопротивление, обеспечиваемое применением искусственных заземлителей, должно быть не более 10 Ом.
2.5.284. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании с надземными и наземными трубопроводами и канатными дорогами должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.39*.
_____________
* Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.
Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее значений, приведенных в табл. 2.5.39:
при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током расстояния должны приниматься как для ВЛ 500 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля — для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде — согласно 2.5.51.
В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра; для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка при обрыве провода не требуется.
Трасса ВЛ напряжением 110 кВ и выше при параллельном следовании с техническими коридорами надземных и наземных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна проходить, как правило, на местности с отметками рельефа выше отметок технических коридоров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В районах Западной Сибири и Крайнего Севера* при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами надземных и наземных магистральных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и аммиакопроводов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.
________________
* Здесь и далее к районам Западной Сибири относятся нефтегазодобывающие районы Тюменской и Томской областей и Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского округов и к районам Крайнего Севера — территория, включенная в это понятие Постановлением Совета Министров СССР от 10.10.67.
2.5.285. Расстояние от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на магистральных газопроводах, следует принимать не менее 300 м.
На участках стесненной трассы ВЛ это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных ВЛ, расположенных как на общих, так и на раздельных опорах.
2.5.286. На участках пересечения ВЛ с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными трубопроводами последние на расстоянии по 50 м в обе стороны от проекции крайнего неотклоненного провода должны иметь для ВЛ до 20 кВ категорию, отвечающую требованиям строительных норм и правил, а для ВЛ 35 кВ и выше — на одну категорию выше.
Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами
2.5.287. Угол пересечения ВЛ 35 кВ и ниже с подземными магистральными и промысловыми газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами* не нормируется.
Угол пересечения ВЛ 110 КВ и выше с вновь сооружаемыми подземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов должен быть не менее 60°.
Угол пересечения ВЛ с подземными газопроводами с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, немагистральными нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами, а также с подземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов не нормируется.
______________
* Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы снижения углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводами для транспорта горючих, жидкостей и газов; магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются магистральными трубопроводами.
2.5.288. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с подземными трубопроводами должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.40*.
В исключительных случаях допускается в процессе проектирования уменьшение до 50 % расстояний (например, при прохождении ВЛ по территориям электростанций, промышленных предприятий, по улицам городов и т. п.), приведенных в п. 3 табл. 2.5.40 для газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее.
________________
* Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.
Таблица 2.5.40
Наименьшие расстояния от ВЛ до подземных сетей
Пересечение, сближение или параллельное следование |
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ |
||||||||||
|
До 20 |
35 |
110 |
150 |
220 |
330 |
500 |
750 |
|||
Расстояние по горизонтали: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, аммиакопроводов, газопроводов с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы) |
10 |
15 |
20 |
25 |
25 |
30 |
0 |
40 |
|||
трубопроводов сжиженных углеводородных газов |
Не менее 1 000 м |
||||||||||
2) при сближении и параллельном следовании в стесненных условиях и при пересечении от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры до любой части трубопроводов, указанных в п. 1 |
5 |
5 |
10 |
10 |
10 |
15 |
25 |
25 |
|||
3) при пересечении, сближении и параллельном следовании от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры: |
|
||||||||||
до немагистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, трубопроводов сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводов и до газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее |
5 |
5 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
25 |
|||
до водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостоков, дренажей тепловых сетей |
2 |
2 |
3 |
3 |
3 |
3 |
3 |
10 |
|||
При этом следует предусматривать защиту фундаментов опор ВЛ от возможного их подмыва при повреждении указанных трубопроводов, а также защиту, предотвращающую вынос опасных потенциалов на металлические трубопроводы.
В районах Западной Сибири и Крайнего Севера при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами подземных магистральных трубопроводов для транспорта горючих жидкостей и газов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.
2.5.289. Расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на газопроводах с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральных газопроводах), и до помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок КС, ГРС и НПС следует принимать как для надземных и наземных трубопроводов по 2.5.285 и по табл. 2.5.39 соответственно.
2.5.290. Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы на участках сближения и параллельного следования с ВЛ при прокладке их на расстояниях менее приведенных в п. 1 табл. 2.5.40 должны иметь категорию:
для газопроводов и ВЛ 500 кВ и выше — не менее II;
для газопроводов и ВЛ 330 кВ и ниже — не менее III;
для нефтепроводов и ВЛ выше 1 кВ — не менее III.
Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы при пересечении с ВЛ в пределах охранной зоны ВЛ должны соответствовать строительным нормам и правилам.
Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, при пересечении с ВЛ на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения должны быть не ниже II категории, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше -1 категории.
Расстояние от подземных сетей до фундаментов » Архитектурная мастерская
Определяется согласно СП 42.13330.2011 в таблице 15
Инженерные сети | Расстояние, м, по горизонтали (в свету) от подземных сетей до | ||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
фундамен- тов зданий и сооруже- ний | фундаментов ограждений предприятий, эстакад, опор контактной сети и связи, железных дорог | оси крайнего пути | бортового камня улицы, дороги (кромки проезжей части, укрепленной полосы обочины) | наружной бровки кювета или подошвы насыпи дороги | фундаментов опор воздушных линий электропередачи напряжением | ||||
железных дорог колеи 1520 мм, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и бровки выемки | железных дорог колеи 750 мм и трамвая | до 1 кВ наружного освещения, контактной сети трамваев и троллейбусов | св. 1 до 35 кВ | св. 35 до 110 кВ и выше | |||||
Водопровод и напорная канализация | 5 | 3 | 4 | 2,8 | 2 | 1 | 1 | 2 | 3 |
Самотечная канализация (бытовая и дождевая) | 3 | 1,5 | 4 | 2,8 | 1,5 | 1 | 1 | 2 | 3 |
Дренаж | 3 | 1 | 4 | 2,8 | 1,5 | 1 | 1 | 2 | 3 |
Сопутствующий дренаж | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0 | 0,4 | — | — | — | — |
Тепловые сети: от наружной стенки канала, тоннеля | 2 (см. прим. 3) | 1,5 | 4 | 2,8 | 1,5 | 1 | 1 | 2 | 3 |
от оболочки бесканальной прокладки | 5 | 1,5 | 4 | 2,8 | 1,5 | 1 | 1 | 2 | 3 |
Кабели силовые всех напряжений и кабели связи | 0,6 | 0,5 | 3,2 | 2,8 | 1,5 | 1 | 0,5* | 5* | 10* |
Каналы, коммуникаци- онные тоннели | 2 | 1,5 | 4 | 2,8 | 1,5 | 1 | 1 | 2 | 3* |
Наружные пневмомусо- ропроводы | 2 | 1 | 3,8 | 2,8 | 1,5 | 1 | 1 | 3 | 5 |
* Относится только к расстояниям от силовых кабелей.
Примечания
- Для климатических подрайонов IА, IБ, IГ и IД расстояние от подземных сетей (водопровода, бытовой и дождевой канализации, дренажей, тепловых сетей) при строительстве с сохранением вечномерзлого состояния грунтов оснований следует принимать по техническому расчету.
- Допускается предусматривать прокладку подземных инженерных сетей в пределах фундаментов опор и эстакад трубопроводов, контактной сети при условии выполнения мер, исключающих возможность повреждения сетей в случае осадки фундаментов, а также повреждения фундаментов при аварии на этих сетях. При размещении инженерных сетей, подлежащих прокладке с применением строительного водопонижения, их расстояние до зданий и сооружений следует устанавливать с учетом зоны возможного нарушения прочности грунтов оснований.
- Расстояния от тепловых сетей при бесканальной прокладке до зданий и сооружений следует принимать как для водопровода.
- Расстояния от силовых кабелей напряжением 110–220 кВ до фундаментов ограждений предприятий, эстакад, опор контактной сети и линий связи следует принимать 1,5 м.
- Расстояния по горизонтали от обделок подземных сооружений метрополитена из чугунных тюбингов, а также из железобетона или бетона с оклеечной гидроизоляцией, расположенных на глубине менее 20 м (от верха обделки до поверхности земли), следует принимать до сетей канализации, водопровода, тепловых сетей – 5 м; от обделок без оклеечной гидроизоляции до сетей канализации – 6 м, для остальных водонесущих сетей – 8 м; расстояние от обделок до кабелей принимать: напряжением до 10 кВ – 1 м, до 35 кВ – 3 м.
- В орошаемых районах при непросадочных грунтах расстояние от подземных инженерных сетей до оросительных каналов следует принимать (до бровки каналов), м: 1 – от газопровода низкого и среднего давления, а также от водопроводов, канализации, водостоков и трубопроводов горючих жидкостей; 2 – от газопроводов высокого давления до 0,6 МПа, теплопроводов, хозяйственно-бытовой и дождевой канализации; 1,5 – от силовых кабелей и кабелей связи; расстояние от оросительных каналов уличной сети до фундаментов зданий и сооружений – 5.
Ранее определяли согласно СНиП 2.07.01-89* Планировка и застройка городских и сельских поселений по таблице 14.
Интересно, что в старой таблице есть расстояние от газопроводов, а в новой убрали.
20-12-2012 93 402
Правила безопасности в газовом хозяйстве (54351)
Примечания. 1. При параллельной прокладке газопроводов для труб диаметром до 300 мм расстояние между ними (в свету) допускается принимать 0,4 м, более 300 мм — 0,5 м при совместном размещении в одной траншее двух и более газопроводов.
2. В табл. 15 указаны расстояния до стальных газопроводов. Размещение газопроводов из неметаллических труб следует предусматривать согласно СНиП 2.04.08-87*.
Приложение 7
РАССТОЯНИЕ, м, ПО ВЕРТИКАЛИ В СВЕТУ ПРИ ПЕРЕСЕЧЕНИИ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ВСЕХ ДАВЛЕНИЙ С ДРУГИМИ ПОДЗЕМНЫМИ ИНЖЕНЕРНЫМИ СЕТЯМИ (СНиП 2.04.08-87* п. 4.15; ПУЭ п. 2.3.95; ВНТП 116 — 80, табл. 6.3)
Водопровод, канализация, водосток, тепловые сети и т.п. 0,2
Электрокабель, телефонный кабель 0,5
Электрокабель маслонаполненный 1,0
Примечание. Допускается уменьшение расстояния между газопроводом и электрокабелем или кабелем связи при прокладке их в футлярах. Расстояние в свету между газопроводом и стенкой футляра при прокладке электрокабеля должно быть не менее 0,25 м, кабеля связи — не менее 0,15 м. Концы футляра должны выходить на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.
Приложение 8
МИНИМАЛЬНОЕ РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ ОТ МОСТОВ ДО ПОДВОДНЫХ И НАДВОДНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 7; СНиП 2.05.06-85, п. 6.8)
Водные преграды |
Тип моста |
Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, м, при прокладке газопровода |
|||
выше моста |
ниже моста |
||||
от надводного газопровода |
от подводного газопровода |
от надводного газопровода |
от подводного газопровода |
||
Судоходные замерзающие |
Всех типов |
По СНиП 2.05.06-85 (табл. 3, 4) |
— |
50 |
50 |
Судоходные незамерзающие |
То же |
50 |
50 |
50 |
50 |
Несудоходные замерзающие |
Многопролетные |
По СНиП 2.05.06-85 (табл. 3, 4) |
— |
50 |
50 |
Несудоходные для газопроводов давления: |
|
|
|
|
|
низкого |
Одно- и двухпролетные |
2 |
20 |
2 |
10 |
среднего и высокого |
То же |
5 |
20 |
5 |
20 |
Приложение 9
ВЫСОТА, м, ПРОКЛАДКА В СВЕТУ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ВЫСОКИХ ОПОРАХ
Непроезжая часть площадки (территории) в местах прохода людей 2,2
Места пересечения:
с автодорогами (от верха покрытия проезжей части) 5,0
с электрифицированными и неэлектрифицированными
внутренними железнодорожными путями ГОСТ 9238-83
с железнодорожными путями общей сети ГОСТ 9238-83
с трамвайными путями (от головки рельса) 7,1
с контактной сетью троллейбуса (от верха покрытия проезжей
части дороги) 7,3
с внутренними железнодорожными подъездными путями
для перевозки расплавленного чугуна или горячего шлака
(до головки рельса) 10
То же, при устройстве тепловой защиты трубопроводов 6
Приложение 10
РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ ОТ НАДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА ОПОРАХ, И НАЗЕМНЫХ (БЕЗ ОБВАЛОВАНИЯ) ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 6)
Здания и сооружения |
Расстояние в свету, м, до зданий и сооружений от проложенных на опорах надземных газопроводов и наземных (без обвалования) |
|||
низкого давления |
среднего давления |
высокого давления II категории |
высокого давления I категории |
|
Производственные и складские здания с помещениями категорий А и Б |
5 |
5 |
5 |
10 |
Производственные и складские здания с помещениями категорий В, Г и Д |
— |
— |
— |
5 |
Жилье и общественные здания I-IIIа степени огнестойкости |
— |
— |
5 |
10 |
То же, IV и V степени огнестойкости |
— |
5 |
5 |
10 |
Скрытые склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, склады горючих материалов, расположенные вне территории промышленных предприятий |
20 |
20 |
40 |
40 |
Железнодорожные и трамвайные пути (до ближайшего рельса) |
3 |
3 |
3 |
3 |
Подземные инженерные сети: водопровод, канализация, тепловые сети, телефонная канализация, электрические кабельные блоки (от края фундамента опоры газопровода) |
1 |
1 |
1 |
1 |
Дороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи дороги) |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции |
10 |
10 |
10 |
10 |
Провода воздушной линии электропередачи |
по ПУЭ |
Для газопроводов ГРП (входящих и выходящих) расстояние не нормируется.
Примечание. Знак «-» означает, что расстояние не нормируется.
Приложение 11 (справочное)
РАССТОЯНИЕ ПРИ ПЕРЕСЕЧЕНИИ, СБЛИЖЕНИИ И ПАРАЛЛЕЛЬНОМ СЛЕДОВАНИИ ВЛ С ПОДЗЕМНЫМИ И НАЗЕМНЫМИ ТРУБОПРОВОДАМИ (ПУЭ)
Расстояние между надземными и наземными (без обвалования) газопроводами и воздушными линиями электропередачи следует принимать по ПУЭ п. 2.4.63 и пп. 2.5.164-2.5.168.
Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до надземных и наземных трубопроводов (ПУЭ, табл. 2.5.36, извлечения)
Пересечение или сближение |
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ |
|
до 20 |
35-110 |
|
По горизонтали: |
|
|
1) при параллельном следовании: |
|
|
от крайнего провода ВЛ до любой части трубопровода (за исключением пульпопровода и магистральных газопроводов, нефтепровода и нефтепродуктопровода) в нормальном режиме |
Не менее опоры высоты |
|
2) при пересечении: |
|
|
от опоры ВЛ до любой части трубопровода |
Не менее опоры высоты |
|
в стесненных условиях от опоры ВЛ до любой части трубопровода |
3 |
4 |
По вертикали: |
|
|
от провода ВЛ до любой части трубопровода |
3 |
4 |
Приложение 12
РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ ОТ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ДО ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ (СНиП II-89-80, табл. 9)
Инженерные сети |
Расстояние по горизонтали в свету, м, от подземных сетей до |
||||||||
фундаментов зданий и сооружений |
фундаментов ограждения, опор, галерей, эстакад, трубопроводов, контактной сети и связи |
оси пути железных дорог колеи 1520 мм, но не менее глубины траншеи до подошвы насыпи и выемки |
оси трамвайных путей |
Автодорога |
Фундаментов опор воздушных линий электропередачи |
||||
бортового камня, кромки проезжей части, укрепленной полосы обочины |
наружной бровки кювета или подошвы насыпи |
до 1 кВ и наружного освещения |
свыше 1 до 35 кВ |
свыше 35 кВ |
|||||
Газопроводы горючих газов: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
а) низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) |
2 |
1 |
3,75 |
2,75 |
1,5 |
1 |
1 |
5 |
10 |
б) среднего давления свыше 0,005 (0,05) до 0,3 МПа (3 кгс/см2) |
4 |
1 |
4,75 |
2,75 |
1,5 |
1 |
1 |
5 |
10 |
в) высокого давления свыше 0,3 (3) до 0,6 МПа (6 кгс/см2) |
7 |
1 |
7,75 |
3,75 |
2,5 |
1 |
1 |
5 |
10 |
г) высокого давления свыше 0,6 (6) до 1,2 МПа (12 кгс/см2) |
10 |
1 |
10,75 |
3,75 |
2,5 |
1 |
1 |
5 |
10 |
Примечание. Расстояние от газопроводов до стволов деревьев следует принимать равным 1,5 м. Расстояние до кустарников не нормируется.
Приложение 13
РАССТОЯНИЕ ПО ГОРИЗОНТАЛИ В СВЕТУ МЕЖДУ ГАЗОПРОВОДАМИ И ДРУГИМИ ИНЖЕНЕРНЫМИ СЕТЯМИ НА ТЕРРИТОРИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ (СНиП II-89-80, табл. 10)
Инженерные сети |
Расстояние по горизонтали в свету, м, между |
|||||||||||
водопроводом |
канализацией |
дренажем или водостоками |
газопроводами горючих газов |
Кабелями силовыми всех напряжений |
Кабелями связи |
тепловыми сетями |
Каналами, тоннелями |
|||||
низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) |
среднего давления свыше 0,005 (0,05) до 0,3 МПа (3 кгс/см2) |
высокого давления |
наружная стенка канала, тоннеля |
оболочка бесканальной прокладки |
||||||||
свыше 0,3 (3) до 0,6 МПа (6 кгс/см2) |
свыше 0,6 (6) до 1,2 МПа (12 кгс/см2) |
|||||||||||
Газопроводы горючих газов: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
а) низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2) |
1 |
1 |
1 |
См. примечание, поз. 1 |
1 |
1 |
2 |
1 |
2 |
|||
б) среднего давления свыше 0,005 (0,05) до 0,3 МПа (3 кгс/см2) |
1 |
1,5 |
1,5 |
То же |
1 |
1 |
2 |
1 |
2 |
|||
в) высокого давления свыше 0,3 (3) до 0,6 МПа (6 кгс/см2) |
1,5 |
2 |
2 |
То же |
1 |
1 |
2 |
1,5 |
2 |
|||
г) высокого давления свыше 0,6 (6) до 1,2 МПа (12 кгс/см2) |
2 |
5 |
5 |
То же |
2 |
1 |
4 |
2 |
4 |
|||
Примечания. 1. При совместном размещении в одной траншее двух и более газопроводов при параллельной прокладке расстояние между ними в свету для труб диаметром до 300 мм должно быть не менее 0,4 м, для труб диаметром более 300 мм — не менее 0,5 м.
2. Минимальное расстояние по горизонтали от подземного газопровода до напорных сетей канализации допускается принимать как до сетей водопроводов; до наружной стенки колодцев и камер допускается принимать не менее 0,3 м; до тепловых сетей бесканальной прокладки с попутным дренажем следует принимать аналогично канальной прокладке.
Приложение 14
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДОВ (СНиП 2.04.08-87*, табл. 8)
Давление газа, МПа (кгс/см2), не более |
Область применения полиэтиленовых труб |
Газы, допускаемые для транспортирования |
0,3 (3) |
Газопроводы на территории поселков и сельских населенных пунктов |
Природные газы газовых и газонефтяных месторождений, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов, и газовоздушные смеси, не содержащие указанных углеводородов |
0,6 (6) |
Межпоселковые газопроводы |
То же |
Прокладка кабельных линий в земле. Требования, условия, нормы прокладки кабеля в земле.
Прокладка кабеля и кабельных линий в земле (требования, условия, нормы):
1. При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. Толщина слоя засыпки определяется проектом.
При рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля (вдоль трассы кабельной линии) кабели на всем протяжении линии должны быть защищены от механических повреждений. Для защиты следует применять:
— железобетонные плиты толщиной не менее 50 мм;
— пластиковые защитно-сигнальными щиты;
— глиняные обыкновенные кирпичи в один слой поперек трассы кабелей.
Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается.
2. При прокладке на глубине 1-1,2 м кабели напряжением 10-20 кВ допускается не защищать от механических повреждений.
Асфальтовые покрытия улиц рассматриваются как места, где разрытия производятся в редких случаях. Для кабельных линий напряжением 10-20 кВ, кроме линий, питающих электропринимающие установки I категории, допускается в траншеях с количеством кабельных линий не более двух применять вместо кирпича сигнальные пластмассовые ленты.
3. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее 0,7 м для КЛ напряжением 10-20 кВ; 1 м — для кабельных линий напряжением 35 кВ; при пересечении улиц и площадей независимо от напряжения — 1 м.
Допускается уменьшение глубины до 0,5 м на участках длиной до 5 м при вводе кабельных линий в здания, а также в местах пересечения их с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений.
Прокладка кабельных линий напряжением 10 кВ по пахотным землям должна производиться на глубине не менее 1 м, при этом полоса земли над трассой может быть занята под посевы.
4. Расстояние в свету от кабеля, проложенного непосредственно в земле, до фундаментов зданий и сооружений должно быть не менее 0,6 м.
Прокладка кабелей непосредственно в земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается.
5. При параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее:
— 100 мм между силовыми кабелями 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями;
— 250 мм между кабелями 20-35 кВ и между ними и другими кабелями;
— 500 мм между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;
Допускается в случаях необходимости по согласованию между эксплуатирующими организациями с учетом местных условий уменьшение указанных расстояний.
6. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, как правило, не менее 2 м. Допускается по согласованию с организацией, в ведении которой находятся зеленые насаждения, уменьшение этого расстояния при условии прокладки кабелей в трубах.
При прокладке кабелей в пределах зеленой зоны с кустарниковыми посадками указанные расстояния допускается уменьшить до 0,75 м.
7. При параллельной прокладке расстояние по горизонтали в свету от кабельных линий до трубопроводов, водопровода, канализации и дренажа должно быть не менее 1 м; до газопроводов низкого (0,0049 МПа), среднего (0,294 МПа) и высокого давления (0,294-0,588 МПа) — не менее 1 м; до газопроводов высокого давления (0,588-1,176 МПа) — не менее 2 м.
Допускается уменьшение указанных расстояний при прокладке кабельных линий в стесненных условиях до 0,5 м без специальной защиты кабелей и до 0,25 м при прокладке кабелей в трубах (за исключением расстояний до трубопроводов с горючими жидкостями и газами).
8. При прокладке кабельной линии параллельно с теплопроводом расстояние в свету между кабелем и стенкой канала теплопровода должно быть не менее 2 м или теплопровод на всем участке сближения с КЛ должен иметь такую тепловую изоляцию, чтобы дополнительный нагрев земли теплопроводом в месте прохождения кабелей в любое время года не превышал 10 °С для КЛ напряжением 10 кВ и 5 °С — для КЛ напряжением 20-35 кВ.
9. При прокладке кабельной линии параллельно с железными дорогами кабели должны прокладываться, как правило, вне зоны отчуждения дороги.
10. При прокладке кабельной линии параллельно с трамвайными путями расстояние от кабеля до оси трамвайного пути должно быть не менее 2,75 м. В стесненных условиях допускается уменьшение этого расстояния при условии, что кабели на всем участке сближения будут проложены в изолирующих блоках или трубах.
11. При прокладке кабельной линии параллельно с автомобильными дорогами категорий I и II кабели должны прокладываться с внешней стороны кювета или подошвы насыпи на расстоянии не менее 1 м от бровки или не менее 1,5 м от бордюрного камня (смотри таблицу 6). Уменьшение указанного расстояния допускается в каждом отдельном случае по согласованию с соответствующими управлениями дорог.
12. Расстояние в свету от кабельных линий до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м. В стесненных условиях расстояние от КЛ до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ 1 кВ и выше допускается не менее 2 м; при этом расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется.
Расстояние в свету от кабельных линий до опоры ВЛ 1 кВ и ниже должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля на участке сближения в изолирующей трубе 0,5 м.
Таблица 1 — Автомобильные дороги в зависимости от категории имеют следующие размеры
Категория дорог | Ширина элементов дорог, м | |||
проезжей части | обочины | разделительной полосы | земляного полотна | |
Ь | 15 и более | 3,75 | 6,0 | 28,5 и более |
I6 | 15 и более | 3,75 | 5,0 | 27,5 и более |
II | 7,5 | 3,75 | — | 15 |
13. При пересечении кабельными линиями других кабелей они должны быть разделены слоем земли толщиной не менее 0,5 м; это расстояние в стесненных условиях может быть уменьшено до 0,15 м при условии разделения кабелей на всем участке пересечения плюс по 1 м в каждую сторону плитами или трубами из бетона или другого равнопрочного материала; при этом кабели связи должны быть расположены выше силовых кабелей.
14. При пересечении кабельными линиями трубопроводов, в том числе, нефте- и газопроводов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 0,25 м при условии прокладки кабеля на участке пересечения плюс не менее чем по 2 м в каждую сторону в трубах.
15. При пересечении кабельных линий напряжением до 35 кВ теплопроводов расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода в свету должно быть не менее 0,5 м, а в стесненных условиях — не менее 0,25 м. При этом теплопровод на участке пересечения плюс по 2 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 10 °С по отношению к высшей летней температуре и на 15 °С по отношению к низшей зимней.
В случаях, когда указанные условия не могут быть соблюдены, допускается выполнение одного из следующих мероприятий:
— заглубление кабелей до 0,5 м вместо 0,7 м;
— применение кабельной вставки большего сечения;
— прокладка кабелей под теплопроводом в трубах на расстоянии от него не менее 0,5 м, при этом трубы должны быть уложены таким образом, чтобы замена кабелей могла быть выполнена без производства земляных работ (например, ввод концов труб в камеры).
16. При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводных канав. При отсутствии зоны отчуждения указанные условия прокладки должны выполняться только на участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги.
При пересечении кабельными линиями электрифицированных и подлежащих электрификации на постоянном токе железных дорог блоки и трубы должны быть изолирующими. Место пересечения должно находиться на расстоянии не менее 10 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей. Пересечение кабелей с путями электрифицированного рельсового транспорта должно производиться под углом 75-90° к оси пути.
В случае перехода кабельной линии в ВЛ кабель должен выходить на поверхность на расстоянии не менее 3,5 м от подошвы насыпи или от кромки полотна.
17. При пересечении кабельными линиями трамвайных путей кабели должны прокладываться в изолирующих блоках или трубах. Пересечение должно выполняться на расстоянии не менее 3 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей.
18. При пересечении кабельными линиями въездов для транспорта во дворы, гаражи и т. д. прокладка кабелей должна производиться в трубах.
19. При установке на кабельных линиях кабельных муфт расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм.
вопросов и ответов дня
Наши эксперты Voltimum ежедневно отвечают на ваши вопросы в нашей области технической экспертизы. На этот вопрос об отделении кабелей от газовых труб отвечает NICEIC:
.Какое минимальное расстояние для кабелей от газовой трубы?
Вопрос: На каком минимальном расстоянии должны проходить кабели от газовой трубы, питающей котел.Кроме того, правильно ли я считаю, что он должен быть на расстоянии не менее 150 мм от газового счетчика?Ответ: Правило 528.3.3 требует, чтобы там, где электрическая служба установлена поблизости от неэлектрической службы, она должна быть устроена таким образом, чтобы любая предполагаемая операция, выполняемая на другой службе, не приводила к повреждению электрической сети. сервис или наоборот. Это может быть достигнуто за счет подходящего расстояния или механического или теплового экранирования.
BS 6891: 2005 Устройство газопроводов низкого давления в жилых помещениях, п.8.16.2 гласит, что газопроводные трубы должны располагаться на расстоянии не менее 150 мм от электросчетчиков, элементов управления, электрических выключателей или розеток, распределительных щитов или потребительских устройств. Также должно быть разделение между питающим или распределительным кабелем длиной не менее 25 мм для внутренних трубопроводов до 35 мм или 50 мм для труб диаметром более 35 мм.
Кроме того, Правило 528.3.4 также требует, чтобы трубопроводы подачи газа считались сторонней проводящей частью и, следовательно, подлежали бы защитному выравниванию потенциалов.
Чтобы увидеть больше вопросов и ответов в зоне для экспертов Voltimum UK, нажмите на ссылку:
www.voltimum.co.uk/consult.php?universe=consult.index.questionsЗеленый водород и дилемма кабельного трубопровода — pv magazine International
Новое исследование, проведенное в Сингапуре, показало, что газопроводы для наземной транспортировки зеленого водорода и кабели для транспортировки электроэнергии для его производства в удаленном месте имеют схожие затраты: дальность передачи 4000 км.На большие расстояния газопроводы оказались дешевле, чем кабели, хотя электрические линии, как утверждается, выиграют от расширения и более высокого использования. Однако для обоих вариантов в настоящее время слишком высокое значение LCOE водорода остается самым большим препятствием, которое необходимо преодолеть.
Эмилиано БеллиниГруппа ученых из Наньянского технологического университета в Сингапуре изучила проблемы доставки зеленого водорода в отдаленные районы и выяснила, лучше ли транспортировать возобновляемую электроэнергию туда по дальнему электрическому кабелю. производить чистое топливо на месте или сначала производить его и транспортировать в удаленное место по газопроводу.
В статье «Передача возобновляемого водорода на большие расстояния по кабелям и трубопроводам», недавно опубликованной в Международном журнале водородной энергетики , исследователи оценили экономическую осуществимость обоих вариантов. «Стоимость учитывала только часть« передачи », но стоимость верхнего потока также добавлялась как« единовременная выплата », — сказал соавтор исследования Мяо Бин журналу pv . «Таким образом, стоимость водорода составляет пороговый уровень от возобновляемого источника до терминала импортера энергии.”
Ученые исходили из предположения, что крупномасштабные батареи все еще нежизнеспособны для хранения электроэнергии в сети и что коэффициент мощности возобновляемых источников энергии все еще неспособен поддерживать стабильную работу сети.
Анализируя вариант электрической линии, они подчеркнули, что кабели высокого напряжения переменного тока (HVAC) и линии передачи постоянного тока высокого напряжения (HVDC), которые обычно строятся для транспортировки электроэнергии в отдаленные места, страдают от потерь, достигающих 6.7% и 3,5% на 1000 км соответственно. «Кабель переменного тока обладает более высокими рассеивающими потерями и более высокой стоимостью материала по сравнению с высоким напряжением и передачей энергии на большие расстояния из-за скин-эффекта переменного тока», — пояснили они. «Самыми протяженными проектами по передаче электроэнергии являются воздушные кабели постоянного тока высокого напряжения, и они в основном расположены в странах континента». При оценке стоимости линии HVDC они рассмотрели возобновляемые источники, линии передачи переменного тока, преобразовательную станцию переменного тока в постоянный, линии передачи HVDC, станцию преобразования постоянного тока в переменный, а также линии передачи и распределения переменного тока.
Что касается второго варианта, исследовательская группа рассмотрела стоимость установки оборудования для производства электроэнергии на газ, буферных резервуаров для хранения газа, компрессоров, самого газопровода и принимающей инфраструктуры. «Стоимость водородного трубопровода предполагалась аналогичной стоимости трубопроводов природного газа с дополнительным увеличением на 10%», — уточнили в нем.
Предполагается, что стоимость электроэнергии составляет 78,67 долларов США / МВтч, что ученые описали как простое среднее значение от солнечных фотоэлектрических, наземных и морских ветровых затрат, в то время как средний коэффициент мощности принят равным 32.7%. Потери при передаче электроэнергии по кабельной линии оцениваются в 3,5% на 1000 км, а летучие выбросы из газопровода высокого давления предполагаются в пределах от 0,02% до 0,05% на 1000 км в год. Предполагалось, что по кабелю или трубопроводу будет передаваться один гигаватт возобновляемой энергии.
Их анализ показал, что в целом наземный транспорт дешевле, чем морской, и что кабели дороже, чем трубопроводы в морском варианте. «Для береговых вариантов стоимость кабеля и трубопровода одинакова на расстоянии 4000 км», — подчеркнули они.«Кабели относительно не требуют обслуживания и несут большие потери при передаче, что отразилось на более высоких затратах на электроэнергию». Затраты на транспортировку водорода в удаленное место для последующих применений, таких как производство электроэнергии или использование городского газа, были определены как слишком высокие, поскольку приведенная стоимость энергии (LCOE) водорода составила около 10,0 долларов США / кг.
Транспортные газопроводы на большие расстояния оказались дешевле кабельных, хотя последний может выиграть от расширения масштабов и более высокого использования.«Увеличение коэффициента пропускной способности всегда выгодно как для кабелей, так и для трубопроводов», — отмечается в документе. Как для кабелей, так и для трубопроводов, передающих возобновляемый водород, низкая степень использования остается одной из основных причин высокой стоимости. «К сожалению, в краткосрочной перспективе сложно увеличить коэффициент использования возобновляемых источников энергии выше 50%».
«Судя по характеристикам технологии передачи, кабели имеют более низкую стоимость в пересчете на гигаватт, но пропускная способность намного ниже, чем у трубопроводов», — сказал Бин журналу pv magazine .«Внедрение какой технологии во многом зависит от долгосрочной стратегии экспортеров / импортеров, основанной на их перспективах на будущее. Если соглашение о поставке / покупке энергии будет достаточно длинным и крупным, трубопроводы выигрывают у кабелей ». С точки зрения энергоносителя, электричество гораздо популярнее водорода, если его можно стабильно поставлять », — добавил он. «Если наступил век топливных элементов, то водород может сыграть большую роль, поскольку химическая энергия может быть легко сохранена», — подтвердил он. Однако в настоящее время цены на водород, похоже, не оправдывают немедленных действий по строительству огромных трубопроводов или кабелей.«С другой стороны, для водорода по кабелю / трубопроводу есть еще один вопрос, на который нужно ответить: какой сектор способен нести дорогой водород?»
Согласно другому недавнему исследованию, исследовательская группа, состоящая из ученых из Норвежского университета науки и технологий (NTNU) и испанского технического университета в Мадриде, стремилась установить, какая форма вектора энергии между водородным транспортом и высоковольтными подводными кабелями является наиболее распространенной. экономичное решение для транспортировки энергии между странами, разделенными водой.Согласно их выводам, альтернатива водородным перевозкам не имеет очень хороших перспектив для применения в будущем, если не будут сделаны некоторые революционные технологические прорывы.
Этот контент защищен авторским правом и не может быть использован повторно. Если вы хотите сотрудничать с нами и хотели бы повторно использовать часть нашего контента, свяжитесь с нами: [email protected].
(PDF) Передача возобновляемого водорода на большие расстояния по кабелям и трубопроводам
2016; 179: 350e77.https://doi.org/10.1016/
j.apenergy.2016.06.097.
[15] Ди’аз-Гонзо
алез Ф, Сумпер А., Гомис-Беллмунт О., Виллаф
афила-
Роблес Р. Обзор технологий накопления энергии для ветряных электростанций
. Renew Sustain Energy Ред.
2012; 16: 2154e71. https://doi.org/10.1016/j.rser.2012.01.029.
[16] Чен Х, Конг Т.Н., Ян В., Тан С, Ли И, Дин Ю. Прогресс в системе хранения электроэнергии
: критический обзор.Prog Nat
Sci 2009; 19: 291e312. https://doi.org/10.1016/
j.pnsc.2008.07.014.
[17] Файас С., Сантос П.Л., Соуза Дж., Кастро Р. Обзор коротких
и устройств накопления энергии с долгосрочным откликом для приложений систем питания
. RE & PQJ 2008; 1 (6). https://doi.org/
10.24084 / repqj06.327.
[18] Будт М., Вольф Д., Спан Р., Ян Дж. Обзор аккумуляторов сжатого воздуха
: основные принципы, прошлые вехи и последние разработки
.Appl Energy 2016; 170: 250e68. https://doi.org/
10.1016 / j.apenergy.2016.02.108.
[19] Озарслан А. Крупномасштабные водородные накопители энергии в соляных пещерах
. Инт Дж. Водородная энергия 2012; 37: 14265e77. https: //
doi.org/10.1016/j.ijhydene.2012.07.111.
[20] Мидилли А., Динсер И. Водород как возобновляемое и устойчивое решение
для сокращения глобального потребления ископаемого топлива. Int J
Hydrogen Energy 2008; 33: 4209e22. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2008.05.024.
[21] Чжан Ф., Чжао П., Ню М., Мэдди Дж. Обзор ключевых технологий
в хранении водородной энергии. Int J Hydrogen
Energy 2016; 41: 14535e52. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2016.05.293.
[22] Андерсон Д., Лич М. Сбор и перераспределение
возобновляемых источников энергии: о роли газовых и электрических сетей до
преодолеть прерывистость посредством производства и хранения
водорода.Energy Pol 2004; 32: 1603e14. https://doi.org/
10.1016 / S0301-4215 (03) 00131-9.
[23] IRENA. Хранение электроэнергии и возобновляемые источники энергии: затраты и рынки
до 2030. 2017.
[24] Рехман С., Аль-Хадрами Л.М., Алам М.М. Насосная гидроаккумулирующая система
: технологический обзор. Обновить
Sustain Energy Ред. 2015; 44: 586e98. https://doi.org/10.1016/
j.rser.2014.12.040.
[25] Фоли А.М., Лихи П.Г., Ли К., МакКио Э.Дж., Моррисон А.П.
долгосрочный анализ гидроаккумулятора для укрепления ветроэнергетики.
Appl Energy 2015; 137: 638e48. https://doi.org/10.1016/
j.apenergy.2014.07.020.
[26] Абдон А., Чжан Х, Парра Д., Патель М.К., Бауэр С., Ворлитчек Дж.
Технико-экономическая и экологическая оценка
технологий стационарного хранения электроэнергии для различных временных масштабов
. Энергия 2017; 139: 1173e87. https://doi.org/10.1016/
j.energy.2017.07.097.
[27] Саади Ф.Х., Льюис Н.С., МакФарланд Е.В. Относительные затраты на транспортировку электрической и химической энергии
. Energy Environ
Sci 2018; 11: 469e75. https://doi.org/10.1039/C7EE01987D.
[28] Объединенный исследовательский центр. Подводные силовые кабели HVDC в мире
. 2015.
[29] EIA. Оценка передачи HVDC на предмет воздействия неуправляемой генерации
. 2018.
[30] EngineeringPro. 10 крупных проектов передачи и распределения
в 2019 г. и далее n.d ..
[31] Chen G, Hao M, Xu Z, Vaughan A, Cao J, Wang H. Обзор высоковольтных кабелей постоянного тока
. CSEE J Power Energy Syst
2015; 1: 9e21.
[32] Лю Р. Передача электроэнергии постоянного тока на большие расстояния. IEEE
Electr Insul Mag 2013; 29: 37e46. https://doi.org/10.1109/
MEI.2013.6585855.
[33] Гахляйтнер Г. Водород из возобновляемой электроэнергии: международный обзор
пилотных установок по производству электроэнергии из газа для
стационарных приложений.Инт Дж. Водородная энергия
2013; 38: 2039e61. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2012.12.010.
[34] Чепмен А., Итаока К., Хиросе К., Дэвидсон Ф.Т., Нагасава К.,
Ллойд А.С. и др. Обзор четырех тематических исследований, оценивающих потенциал
для проникновения водорода в будущую энергетическую систему
. Int J Hydrogen Energy 2019; 44: 6371e82. https: //
doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.01.168.
[35] Thema M, Bauer F, Sterner M. Power-to-Gas: электролиз и обзор статуса
метанирования.Renew Sustain Energy Ред.
2019; 112: 775e87. https://doi.org/10.1016/j.rser.2019.06.030.
[36] Колбертальдо П., Агустин С.Б., Кампанари С., Брауэр Дж. Влияние накопителя водородной энергии
на систему электроэнергетики Калифорнии
: переход к 100% возобновляемой электроэнергии. Инт Дж. Водород
Энергия 2019; 44: 9558e76. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2018.11.062.
[37] G
otz M, Lefebvre J, M
ors F, McDaniel Koch A, Graf F, Bajohr S,
et al.Возобновляемая энергия-газ: технологический и экономический обзор
. Возобновляемая энергия 2016; 85. https://doi.org/10.1016/
j.renene.2015.07.066.
[38] Хассан А., Патель М.К., Парра Д. Оценка воздействия
возобновляемых и традиционных источников электроэнергии на стоимость
и стоимость превращения энергии в газ. Int J Hydrogen Energy
2019; 44: 9577e93. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2018.10.026.
[39] IRNEA. Водород из возобновляемых источников энергии: перспективы технологий
для перехода к энергетике.2018.
[40] Ян З., Хитт Дж. Л., Тернер Дж. А., Маллук Т. Э. Возобновляемая электроэнергия
Хранение с использованием электролиза. Proc Natl Acad Sci Unit States
Am 2020; 117: 12558e63. https://doi.org/10.1073/
pnas.1821686116.
[41] Борисут П., Нучитпразиттичай А. Производство метанола путем гидрирования CO2
: анализ чувствительности и оптимизация на основе моделирования
. Front Energy Res 2019; 7: 81. https://doi.org/
10.3389 / fenrg.2019.00081.
[42] Лэмб К.Э., Долан М.Д., Кеннеди Д.Ф. Аммиак для хранения водорода
; Обзор каталитического разложения аммиака и разделения и очистки водорода
. Int J Hydrogen Energy
2019; 44: 3580e93. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2018.12.024.
[43] Хоссейни С.Е., Вахид Массачусетс. Производство водорода из
возобновляемых и устойчивых источников энергии: перспективный
зеленый энергоноситель для чистого развития. Renew Sustain
Energy Ред. 2016; 57: 850e66.https://doi.org/10.1016/
j.rser.2015.12.112.
[44] Cipriani G, Di Dio V, Genduso F, La Cascia D, Liga R, Miceli R,
et al. Перспектива водородного энергоносителя и его
автомобильных приложений. Int J Hydrogen Energy
2014; 39: 8482e94. https://doi.org/10.1016/
j.ijhydene.2014.03.174.
[45] Welder L, Stenzel P, Ebersbach N, Markewitz P, Robinius M,
Emonts B, et al. Проектирование и оценка водородного электричества
путей реконверсии в национальных энергетических системах с использованием
пространственно-временного разрешения энергетической системы
оптимизации.Int J Hydrogen Energy 2019; 44: 9594e607.
https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.11.194.
[46] Staffell I, Scamman D, Velazquez Abad A, Balcombe P,
Dodds PE, Ekins P, et al. Роль водорода и топливных элементов в
мировой энергетической системе. Energy Environ Sci 2019; 12: 463e91.
https://doi.org/10.1039/C8EE01157E.
[47] Лагуна-Берсеро, Массачусетс. Последние достижения в области высокотемпературного электролиза
с использованием твердооксидных топливных элементов: обзор.J Power
Sources 2012; 203: 4e16. https://doi.org/10.1016/
j.jpowsour.2011.12.019.
[48] Saba SM, Mu
ller M, Robinius M, Stolten D. Инвестиции
Затраты на электролиз и сравнение затрат на исследования
за последние 30 лет. Int J Hydrogen Energy 2018; 43: 1209e23. https: //
doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.11.115.
международный журнал водородной энергетики xxx (xxxx) xxx 19
Цитируйте эту статью как: Miao B et al., Передача возобновляемого водорода на большие расстояния по кабелям и трубопроводам, Международный журнал
по водородной энергии, https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.03.067
Что нас ждет в будущем: кабели или трубопроводы?
Мехмет Одютчу и Юлиан Попов *
Когда мы говорим об энергетической трансграничной инфраструктуре или энергетической безопасности, мы обычно сосредотачиваемся на трубопроводах, танкерах и все чаще на перевозчиках и терминалах сжиженного природного газа (СПГ).Однако мир энергетики быстро трансформируется, и есть большая вероятность, что силовые кабели высокого напряжения станут серьезными конкурентами для нефте- и газопроводов и морских маршрутов.
Сегодня Китай является крупнейшим инвестором в кабели постоянного тока высокого напряжения (HVDC), которые могут передавать электричество с потерями всего лишь 3,5% на 1000 километров. Большинство из них соединяют внутренние точки производства и потребления, но у Китая есть амбициозные планы по расширению сетевых соединений далеко за пределы своей границы.
Страны восточной и центральной Африки планируют построить высоковольтные трансграничные линии электропередачи для соединения сетей в странах с экваториальными озерами Нила с Кенией, а затем, возможно, с Угандой, Руандой, Бурунди и Демократической Республикой Конго.
Есть также амбициозный проект по развитию региональной энергосистемы от Казахстана до Индии. Эта сеть будет удовлетворять растущие потребности Индии, Пакистана и Афганистана в энергии и поможет интегрировать экономики Центральной и Южной Азии.
Региональное объединение энергосистем Совета сотрудничества стран Персидского залива позволяет осуществлять обмен электроэнергией между его шестью странами-членами — Кувейтом, Саудовской Аравией, Бахрейном, Катаром, Объединенными Арабскими Эмиратами и Оманом — в соответствии с соглашением, подписанным в 2009 году. мощность и повышение надежности поставок, что снизит потребность в инвестициях в станции новой генерации.
Мы думаем о газе, нефти и электричестве как о трех основных, взаимосвязанных, но отдельных столпах нашей энергетической системы.По трубам идет нефть или газ, а по кабелям — электричество. Эта общая мудрость сейчас подвергается сомнению по нескольким направлениям:
— Возобновляемые источники энергии становятся все более зрелыми, и это требует дополнительной кабельной инфраструктуры для интеграции генерируемой энергии.
— Высокая энергоэффективность зданий и интеллектуальные решения по управлению энергопотреблением делают электричество экономически выгодным способом отопления (создавая прямую конкуренцию газу).
— Передовые кабельные технологии создают лучшие возможности для передачи на большие расстояния.
— Кабели могут нести любой источник энергии, который можно превратить в электричество. По трубопроводам можно было транспортировать только нефть или газ.
— Растущая торговля сжиженным природным газом подрывает господство магистральных газопроводов.
Все это не означает, что скоро исчезнут нефте- и газопроводы или танкеры. Однако их роль и значение изменятся. Чтобы подготовиться к этой трансформации, нам нужно подумать о газопроводах в сочетании с инфраструктурой электроснабжения.
Быстро снижающаяся стоимость возобновляемых источников энергии делает их очень привлекательными с экономической точки зрения. Однако вопрос об их генерации переменных требует решения. Один из лучших способов решения этой проблемы — подключение генерирующих мощностей в разных географических регионах и в разных часовых поясах.
Мы также должны быть более гибкими в нашем стратегическом мышлении. Например, ЕС очень полагается на Южный газовый коридор для будущей диверсификации источников поставок газа.Это мудрый, но устаревший стратегический подход.
Южный газовый коридор следует рассматривать как Южный энергетический коридор. Это не просто лингвистическая игра. Включив варианты электроэнергии в стратегическое мышление в области энергетики, страны ЕС, а также Турция и Западные Балканы значительно расширят свои возможности для более глубокой диверсификации энергетики и укрепят свою энергетическую безопасность.
Однажды Южный энергетический коридор объединит потоки нефти, газа и электроэнергии в обоих направлениях, ведущие к дорогостоящим европейским / турецким рынкам и энергоемким азиатским рынкам.
Мы должны расширить границы нашего воображения. Новая инициатива Китая «Экономический пояс и Шелковый путь» предлагает такую стратегическую возможность, и на нее следует отреагировать аналогичным дальновидным шагом со стороны ЕС и Турции.
* Мехмет Ошютчу — председатель Bosphorus Energy Club, а Юлиан Попов — бывший министр окружающей среды Болгарии.
Строительная ценность Словении: Новинка: CE: Трубопроводы и кабели: междугородные (EUR) | 22,663,247.000 2019 г. | ежегодно | 1998 — 2019 |
Малайзия% Занятость: Женщины: Размещение и питание: Пулау Пинанг (%) | 4.500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Размещение и питание: Сабах (%) | 10.800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Размещение и питание: Саравак (%) | 8.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Размещение и питание: Селангор (%) | 20.700 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Размещение и питание: Теренггану (%) | 3.900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Домохозяйства как работодатели: Джохор (%) | 9.500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: К. Лумпур (%) | 7,600 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Кедах (%) | 4.400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Келантан (%) | 2.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Лабуан (%) | 0.400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Малакка (%) | 3.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: N Sembilan (%) | 6.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Паханг (%) | 1,700 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Перак (%) | 8.400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Перлис (%) | 0,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Пулау Пинанг (%) | 5.900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Сабах (%) | 17 800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Саравак (%) | 4.700 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Селангор (%) | 26,100 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Закон о домашних хозяйствах как работодателях: Теренггану (%) | 0.900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Джохор (%) | 10,600 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: K Lumpur (%) | 10.500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Кедах (%) | 5.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщина: Администрация и служба поддержки: Келантан (%) | 2.800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Служба администрирования и поддержки: Лабуан (%) | 0,300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Служба администрирования и поддержки: Мелака (%) | 2.400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: N Sembilan (%) | 3.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Паханг (%) | 4.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Перак (%) | 6,900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Perlis (%) | 0.700 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Пулау Пинанг (%) | 4.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Сабах (%) | 7.900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Служба администрирования и поддержки: Саравак (%) | 6,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Администрация и служба поддержки: Селангор (%) | 31.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщина: Служба администрирования и поддержки: Теренггану (%) | 3.500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Джохор (%) | 3.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Кедах (%) | 6,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Келантан (%) | 8.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Куала-Лумпур (%) | 0,100 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Лабуан (%) | 0.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Малакка (%) | 0,700 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Н. Эмбилан (%) | 1.500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Паханг (%) | 6,300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Перак (%) | 3.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Perlis (%) | 0.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Пулау-Пинанг (%) | 0.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Сабах (%) | 39 800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: сельское, лесное и рыбное хозяйство: Саравак (%) | 26.600 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Селангор (%) | 2.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Сельское, лесное и рыбное хозяйство: Теренгану (%) | 1.400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Джохор (%) | 7,500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: K-Лумпур (%) | 14.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Кедах (%) | 5,800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Келантан (%) | 1.400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Лабуан (%) | 0.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Малакка (%) | 3.600 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: N Sembilan (%) | 4.500 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Пинанг (%) | 5.100 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Паханг (%) | 4,600 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Перак (%) | 8.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Перлис (%) | 0,100 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Сабах (%) | 10.100 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Саравак (%) | 7,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Селангор (%) | 23.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Искусство, развлечения и отдых: Теренгану (%) | 3,800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщина: Конторские служащие: Джохор (%) | 13.300 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщина: Конторские служащие: Кедах (%) | 4.500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Келантан (%) | 2.500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Конторские служащие: Куала-Лумпур (%) | 8,600 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Лабуан (%) | 0.400 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщина: Конторские служащие: Малакка (%) | 2,800 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Негери Сембилан (%) | 3.100 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Паханг (%) | 4,100 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Перак (%) | 6.500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщина: Конторские служащие: Перлис (%) | 0,500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Пулау Пинанг (%) | 6.200 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Сабах (%) | 9 500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Конторские служащие: Саравак (%) | 7.100 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Селангор (%) | 27 800 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Канцелярские работники: Теренгану (%) | 2.500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Джохор (%) | 7,900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: K Lumpur (%) | 9.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Кедах (%) | 2,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Келантан (%) | 2.600 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Лабуан (%) | 0.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Малакка (%) | 3.200 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Негери Сембилан (%) | 2,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Паханг (%) | 2.900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Перак (%) | 6.000 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Perlis (%) | 0.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Пулау Пинанг (%) | 4,400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Сабах (%) | 8.300 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Саравак (%) | 10 400 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Селангор (%) | 36.900 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Строительство: Теренггану (%) | 2,800 2017 г. | ежегодно | 2010 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Ремесленники и родственные профессии: Джохор (%) | 10.500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Ремесленники и родственные профессии: K-Лумпур (%) | 2,800 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Ремесленники и родственные профессии: Кедах (%) | 8.500 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Ремесленники и родственные профессии: Келантан (%) | 9,800 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Малайзия% Занятость: Женщины: Ремесленники и родственные профессии: Лабуан (%) | 0.100 2017 г. | ежегодно | 2003 — 2017 гг. |
Расстояние между газовой линией и электрической розеткой: все, что вам нужно знать
Мы можем получать комиссионные за покупки, сделанные по ссылкам в этом сообщении.
Когда дело доходит до строительства нового дома, безопасность является ключевым моментом. Так что, когда дело доходит до чувствительных материалов, таких как газ и электричество, вы должны знать.
И газ, и электричество могут быть опасными при неправильном обращении.А если линии оставить слишком близко, любая проблема с одним из них может нанести ущерб другому.
Какое должно быть расстояние между газовой линией и электрической цепью?
Минимальное расстояние между вашей газовой линией и электрической цепью должно составлять 25 мм. Имейте в виду, что расстояние может зависеть от некоторых факторов. К ним относятся тип цепи, прочность кабелей и риск, связанный с этими устройствами.
В этой статье мы обсудим все, что касается размещения розеток и газовых линий.Давай начнем!
Идеальное расстояние между газовой линией и электрической розеткой
Что касается расстояния между газовыми линиями и электрических факторов, некоторые вещи необходимо контролировать. Если держать их рядом друг с другом, это не приведет к немедленному несчастному случаю, но безопасность очень важна.
Существуют некоторые минимальные расстояния, установленные властями в зависимости от типа линии электропередачи. Однако имейте в виду, что эти цифры могут отличаться в разных регионах. К ним относятся:
Между газопроводами и электрическими счетчиками
Электрические счетчики очень энергоемки и требуют серьезного внимания.Если вы не будете осторожны с ними, всегда есть риск несчастного случая. И любые проблемы с электросчетчиком в паре с газовой линией в непосредственной близости могут иметь катастрофические последствия.
Соблюдайте расстояние не менее 3 футов (914,4 мм) между электросчетчиком и любой газовой линией. Это очень важно, если существует риск того, что ваша система будет потреблять слишком много энергии. В случае энергоемких механизмов, подключающих переключатель 15 А к цепи 20 А, существует риск несчастного случая. Итак, вы должны помнить о расстоянии.
Между газовыми счетчиками и электрическими цепями
Как и электрические счетчики, счетчики газа тоже довольно пугающие. Если не принять надлежащие меры, неисправный газовый счетчик может повредить вашу систему. Значит, необходимо учитывать расстояние между ними.
В случае, если ваши электрические цепи качественно выполнены и имеют достаточную защиту. Вы все равно должны держать их на расстоянии не менее 150 мм друг от друга. Электроуправление, распределительные щиты и розетки, бытовая техника — все подпадают под эти правила.
Между электрическими кабелями и газопроводами
И электрические кабели, и газовые линии сами по себе довольно безвредны. В большинстве случаев они хорошо обшиты и защищены, чтобы предотвратить несчастные случаи или утечки. Тем не менее, лучше перестраховаться, чем сожалеть.
Мы рекомендуем соблюдать минимальное расстояние 25 мм между приборами. Однако, если у вас есть проблемы, такие как нагрев общего провода, вы можете сохранить расстояние выше.
В определенных сценариях может быть сложно разделить ваши электрические линии.В этом случае убедитесь, что они находятся как можно дальше. Кроме того, обеспечьте надлежащую изоляцию и оболочку, чтобы предотвратить любые повреждения.
На что следует обратить внимание, прежде чем размещать газопровод и электрические цепи
Теперь, когда мы обсудили необходимое расстояние, важно также иметь в виду несколько вещей. Это важные факторы безопасности, которые должен контролировать каждый домовладелец. Их компрометация может быть смертельной.
Выберите правильные материалы
И электрические провода, и газовые линии очень изменчивы.Любая халатность может серьезно повредить им, увеличивая риск несчастных случаев. Итак, вы должны убедиться, что материал прочный и безопасный.
Когда дело доходит до газа, тщательно выбирайте материалы. Хотя медные провода широко распространены, они очень опасны. По этой причине мы рекомендуем использовать вместе с медью такие материалы, как оцинкованная сталь или CSST.
Использование правильных материалов может защитить вас от множества опасностей, связанных с электробезопасностью. Итак, если вам интересно, какие трубы будут лучше, попробуйте проверить наши рекомендации:
Это одни из лучших продуктов! Проверьте их отзывы, чтобы узнать больше!
В вашем регионе могут быть некоторые правила относительно этих материалов.Будьте осторожны и правильно соблюдайте правила!
Предотвратить препятствия
Злейший враг для ваших проводов и газовых труб — это препятствия. Хотя и трубы, и провода довольно пластичны, они также подвержены повреждениям. Если есть какие-то острые углы или края, убедитесь, что вы спланировали их в первую очередь.
Слишком большое их изгибание может привести к необратимому повреждению проводов. Таким образом, увеличивается риск протечек и поломок. Также убедитесь, что вокруг проводов нет острых предметов, которые могут привести к их разрыву.
Еще одна важная проблема — это влажность. Если вода капает в воздуховоды или что-то подобное, обязательно защитите провода.
При необходимости пользуйтесь советом специалиста
Как газ, так и электричество очень изменчивы, и к ним следует относиться серьезно. Любая авария с их участием может быть опасной. Так что, если вы заметили что-то неприятное, всегда обращайтесь за помощью.
Будь то протекающая труба или обрыв провода, немедленно устраните их. Однако мы рекомендуем вам всегда вызывать электрика или сантехника в таких ситуациях.
На этом мы закончили обсуждение расстояния между газовыми и электрическими линиями!
Часто задаваемые вопросы
Вопрос: Каково стандартное расстояние между электрическими розетками?
Ответ: Что касается электрических розеток, то согласно национальным правилам электротехники США рекомендуется расстояние в шесть футов. Для точности расстояние необходимо измерить по линии пола.
Вопрос: Какова правильная высота электрических розеток?
Ответ: Как правило, розетки лучше размещать на высоте 12 дюймов.Благодаря этому все доступно и легко подключается.
Вопрос: Какая стандартная сила тока у стандартной розетки?
Ответ: Как правило, стандартная сила тока для домов в США составляет 15–20 ампер. 15 ампер используются для небольших бытовых приборов, а 20 ампер — для более крупных.
Final Word
Забота о газовых и электрических линиях очень важна для безопасности вашего дома. Если вы планируете соответственно, вы сможете без проблем держать их вместе.Однако вы должны поддерживать расстояние не менее между газовой линией и электрической розеткой.
Мы обсудили все, что вам нужно знать о стандартном расстоянии между ними. Надеемся, эта статья окажется для вас полезной!
По профессии я работаю цитогенетическим технологом около 24 лет своей карьеры. Для тех, кто не понимает, что это такое, цитогенетические технологи — это лабораторные специалисты, изучающие нормальные и аномальные хромосомы в клетках и их связь с болезнями и развитием человека.
Последние сообщения Ричарда Аллена (просмотреть все) сообщить об этом объявленииЗаявка на патент США для перепрофилирования трубопровода для производства электрического кабеля Заявка на патент (Заявка № 20200244053 от 30 июля 2020 г.)
ЗАЯВЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНО ИССЛЕДОВАНИЙ ИЛИ РАЗРАБОТКИ, СПОНСИРУЕМЫХ ФЕДЕРАЛЬНЫМ ОБРАЗОМНе применимо.
НАИМЕНОВАНИЯ СТОРОН СОГЛАШЕНИЯ О СОВМЕСТНОМ ИССЛЕДОВАНИИНе применимо.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИИзобретение относится к области инфраструктуры электроэнергетики; существующий нефте- и газопровод или другие трубопроводы, которые больше не используются по своему первоначальному назначению; для прокладки трубопроводов и электрических кабелей / трубопроводов, обычно под землей, для передачи электроэнергии; и допустимая токовая нагрузка электрических кабелей.
ИСТОРИЯ ВОПРОСАПрокладка электрических линий или кабелей / кабелепроводов или линий электропередачи под землей традиционно включала дорогостоящие и обширные рытье траншей / земляных работ на большие расстояния с последующим заглублением электрических линий или кабелей / проводов. Поэтому установка подземных электрических линий или кабелей / трубопроводов во многих случаях не была практичной или осуществимой из-за очень непомерно высоких затрат, связанных с рытьем траншей и заглублением электрических линий; вместо этого были построены или обслужены воздушные линии / системы или кабели.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕНастоящее раскрытие в целом относится к вариантам осуществления способов перепрофилирования трубопровода для электрических кабелей / трубопроводов или линий электропередачи. Более конкретно, раскрытие относится к области инфраструктуры электроэнергетики и перепрофилирования существующих нефте- и газопроводов или других трубопроводов, которые больше не используются по их первоначальному назначению, для прокладки трубопроводов и электрических кабелей / трубопроводов, обычно подземных, для электрических передача энергии.
Кроме того, настоящее раскрытие относится к вариантам осуществления тиксотропного нецементирующего термического раствора и способам использования с кабелями / трубопроводами или линиями электропередач.
Кроме того, настоящее раскрытие относится к вариантам осуществления устройства, использующего существующий подземный трубопровод.
Настоящим определяется значение передачи, включая распределение электроэнергии.
Настоящим определяется значение перепрофилирования, включая повторное использование, обновление, переработку, восстановление и / или реконструкцию.
Настоящим определено значение горячей точки как область с высокой температурой или место с высоким / максимальным тепловым напряжением, вызванное неэффективным рассеиванием тепла в электрическом кабеле, и может в некоторой степени зависеть от местоположения и / или качества / состояния электрического кабеля. сращивание кабеля.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙВарианты осуществления могут быть лучше поняты, а многочисленные объекты, особенности и преимущества станут очевидными для специалистов в данной области техники со ссылкой на сопроводительные чертежи.Эти чертежи используются для иллюстрации только типичных вариантов осуществления этого изобретения и не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать другие не менее эффективные варианты осуществления. Фигуры не обязательно в масштабе, и некоторые элементы и определенные виды фигур могут быть показаны в увеличенном масштабе или схематично в интересах ясности и краткости.
РИС. 1 изображает схематический вид в разрезе примерного варианта осуществления части существующего подземного трубопровода, перепрофилированного под электрический кабель / проводник / трубопровод.
РИС. 2 показывает схематический вид в разрезе примерного варианта осуществления части существующего подземного трубопровода, перепрофилированного под электрический кабель / проводник / трубопровод.
РИС. 3 изображает схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода, имеющего трубопровод, кабель и чувствительное волокно, установленное для системы передачи переменного тока высокого напряжения (HVAC).
РИС. 4 показывает схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода с трубопроводом, кабелем и чувствительным волокном, установленным для системы передачи постоянного тока высокого напряжения (HVDC).
РИС. 5 изображает схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода с трубопроводом, кабелем и чувствительным волокном, установленным для системы передачи переменного тока высокого напряжения (HVAC).
РИС. Фиг.6 показывает схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода с трубопроводом, кабелем и чувствительным волокном, установленным для системы передачи постоянного тока высокого напряжения (HVDC).
РИС.7 изображает блок-схему примерного способа перепрофилирования существующего трубопровода для ввода линий электропередачи.
РИС. 8 — схематический вид в разрезе примерного варианта осуществления части существующего подземного трубопровода, показанного на фиг. 1 перепрофилируется под электрический кабель / провод / кабелепровод.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯНижеследующее описание включает в себя примерные устройства, способы, методики и последовательности инструкций, которые воплощают методы предмета изобретения.Однако понятно, что описанные варианты осуществления могут быть реализованы на практике без этих конкретных деталей.
РИС. 1 показывает схематический вид в разрезе примерного варианта осуществления части существующего подземного нефтегазопровода 20, , перепрофилированного под электрический кабель / проводник (показанный на фиг. 3 и 4). Существующий трубопровод 20 обычно может находиться под землей или в подземной среде 12 под поверхностью земли 10 . Существующий трубопровод, подлежащий перепрофилированию, может быть существующим нефте- и газопроводом или другими трубопроводами, которые больше не используются по своему первоначальному назначению.Исключительно в качестве примера, другие существующие подземные трубопроводы, которые больше не используются, могут быть перепрофилированы для электрического кабеля / проводника / трубопровода, например, существующий нефтепровод первоначального назначения, существующий газопровод первоначального назначения или существующий водопровод первоначального назначения.
Существующий трубопровод 20 при необходимости может быть очищен, что может включать удаление содержимого. Для уборки можно использовать одну или несколько свиней. Чистящий скребок может быть только в качестве примера поролоновым скребком. Возможна эвакуация содержимого после очистки.
Существующий трубопровод 20 может быть оценен / осмотрен на предмет повреждений или дефектов и изгибов, которые могут быть недопустимыми или проблематичными для прокладки трубопроводов или электрического кабеля / проводника. Для оценки или инспекции могут использоваться одна или несколько свиней и / или умных или умных свиней. Исключительно в качестве примера, для оценки или проверки может использоваться картографический патрон GPS (спутник глобального позиционирования). Оценка или проверка могут включать в себя инструменты кавернометра, инструменты геометрической съемки и / или инструменты картографии.Оценка или осмотр могут измерять геометрию, конфигурацию и / или внутренний диаметр трубопровода и могут обнаруживать, определять местонахождение и измерять вмятины, овальность, изгибы, складки, отверстия, слабые места, ухудшение характеристик, коррозию и / или другие геометрические дефекты трубопровода 20 .
Может быть спроектирована установка электрического кабеля / проводника (показанного, например, на фиг. 3-6) и трубопровода (показанного, например, на фиг. 3-6) в трубопровод 20 . Проектирование может включать отображение и / или моделирование процесса установки и / или окончательного расположения / ориентации электрического кабеля / проводника, кабелепровода или инфраструктуры.Проектирование может включать в себя проектирование ремонта или замены трубопровода на участке, где трубопровод имеет дефекты или повреждения, или изгиб или поворот, которые не подходят для прокладки электрического кабеля / проводника и / или кабелепровода.
Существующий трубопровод 20 можно разрезать на разрезы 34 , 44 , 54 , 64 с интервалами или длинами 32 , 42 , 52 , которые могут зависеть от веса электрический кабель и / или диаметр катушек или катушек 140 , которые можно транспортировать.Расстояние длины или интервала или пролета 32 , 42 , 52 может зависеть от длины кабеля на катушку, топографии / геологии и / или информации о характере экологических ограничений. Только в качестве примера интервал или длины могут быть определены как имеющие длину в диапазоне от примерно 2000 футов до примерно 3000 футов. Ямы или ямы для стыковки 30 , 40 , 50 , 60 могут периодически закапывать в земле 10 вдоль трассы трубопровода 20 .Расстояние длины или интервалов или пролетов 32 , 42 , 52 трубопровода 20 между разрезами 34 , 44 , 54 , 64 может зависеть от веса электрического кабель или материал и / или тип электрического кабеля и / или кабелепровода. Только в качестве примера, система электропередачи может быть системой HVAC (высоковольтный переменный ток) или HVDC (высоковольтный постоянный ток). Только в качестве примера для алюминиевого электрического кабеля для системы HVDC разрезы 34 , 44 , 54 , 64 в трубопроводе 20 могут происходить на длинах 32 , 42 , 52 примерно 3000 футов.Алюминиевый электрический кабель может с меньшей вероятностью, чем медный, подойти для нанесения теплового раствора (т. Е. Воздух может заполнять кольцевое пространство или, при желании, термический раствор). Исключительно в качестве примера для медного электрического кабеля для HVDC разрезы в трубопроводе могут происходить на длине около 2000 футов. Медный электрический кабель может больше подходить для выполнения термосварки, как описано здесь и включено в качестве ссылки. Только в качестве примера изоляция / тип электрического кабеля может быть из сшитого полиэтилена (XLPE).Только в качестве примера, трубопровод может быть пластиком, таким как полиэтилен высокой плотности (HDPE) или поливинилхлоридом (PVC), который может быть трубопроводом / трубопроводом из FUSIBLE PVC от Underground Solutions, Inc., коммерчески доступного от UNDERGROUND SOLUTIONS, компании AEGION.
Путешественник по трубопроводу может перемещаться по трубопроводу 20 в месте разреза 34 по длине, интервалу или промежутку 32 к следующему последовательному разрезу 44 или интервалу 42 .Путешественник трубопровода может быть отсоединен, а бегунок прикреплен к трубопроводу. Трубопровод можно протянуть через трубопровод 20, . Электрический кабель можно протянуть через кабелепровод. Исключительно в качестве примера, в одном предпочтительном варианте выполнения перемещающийся по трубопроводу может быть скребком трубопровода, например, поставляемый Quanta Inline Devices, LLC.
РИС. 2 показан примерный вариант реализации части существующего подземного нефтегазопровода 20, , перепрофилированного под электрический кабель / проводник / трубопровод (показано, например, e.g., на фиг. 3 и 4). Существующий трубопровод 20 обычно может находиться под землей или в подземной среде 12 под поверхностью земли 10 . В этом примерном варианте осуществления интервал, длина или пролет трубопровода 32, представляет собой трубопровод, соединенный скребком от разреза 44 до разреза трубопровода 34 (см., Например, фиг. 8) Линия скребка 134 отсоединена от скребка трубопровода. 132 и прикреплен к трубопроводу. Трубопровод вытягивается съемником 130 , который представляет собой ближайшую яму или стыковочную яму 40 или разрез 44 , по длине 32 трубопровода 20 от разреза 34 до разреза 44 .Интервал, длина или пролет трубопровода 42 — это трубопровод, очищенный от разреза 44 до разреза 54 . Трубопровод протягивается съемником 130 по длине 42 трубопровода 20 от разреза 54 до разреза 44 . Кабель протягивается по трубопроводу на длине 32 трубопровода 20 от разреза 34 до разреза 44 . Кабель протягивается по трубопроводу на длине 42 трубопровода 20 от разреза 54 до разреза 44 .Съёмник , 130, может перемещаться рядом с ямой или стыковой ямой 60 или разрезать 64 , а процесс очистки скребком, вытягивания трубопровода и протягивания кабеля может происходить по длине 52 и длине 62 трубопровода 20 . Процесс очистки, вытягивания трубопровода и вытягивания кабеля может повторяться на протяжении трубопровода 20 . Протягивание трубопровода через трубопровод и протягивание электрического кабеля через / в канал может выполняться отдельно и / или последовательно или может быть объединено в один этап.Каналку и кабель можно тянуть в одном направлении, в противоположных или разных направлениях. Предпочтительно, чтобы труба сначала протягивалась в пролет или отрезок трубопровода 20, , а затем кабель протягивался в трубу. Волоконный сенсорный провод 74 a / b (показанный на фиг. 3-6) также может быть установлен или протянут в трубопровод, чтобы обнаруживать любую «горячую точку (точки)» 75 (например, см. Фиг. 1) в системе. Если «горячая точка» 75 будет обнаружена где-нибудь по длине существующего трубопровода 20 , тогда оператор может вырезать / создать отверстие / протяжку (для создания и доступа к пустоте) 23 до и через трубопровод 20 к «горячей точке» 75 (например, от поверхности земли 10 непосредственно над областью обнаружения) и сращивать по мере необходимости в соответствии с вариантами осуществления и методологией, раскрытыми в данном документе, в месте или вблизи этого места, или область ощущаемой «горячей точки».Только в качестве примера, если горячая точка 75 будет идентифицирована / обнаружена оптоволоконной системой, горячая точка 75 может быть устранена, устранена или зафиксирована путем добавления объема тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 в или вблизи местоположения или области обнаруженного горячего пятна 75 через отверстие / пустоту 23 . Горячие точки , 75, могут иметь большую склонность к возникновению в регионах, где сращиваются электрические кабели / проводники , 72, , и .
Последовательные отрезки кабеля, например 32, 42, могут быть сращены в ямах или ямах для сращивания, например 42, для образования непрерывной электрической линии или линии передачи. Последовательные трубопроводы могут быть соединены, закреплены или сплавлены. ИНЖИР. 2 показаны ямки или ямки сращивания 30 , 40 , 50 , 60 , 80 , 90 , 100 , 110 и 120 . ИНЖИР. 2 показаны разрезы 34 , 44 , 54 , 64 , 84 , 94 , 104 , 114 и 124 .ИНЖИР. 2 показаны длины или интервалы или пролеты 32 , 42 , 52 , 62 , 82 , 92 , 102 и 112 .
РИС. 3 показан схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода 20 a пролет 32 a , имеющего канал 70 a , три кабеля 72 a и чувствительное волокно. оптическая линия 74 , установленная для системы передачи переменного тока высокого напряжения (HVAC).Пространство или кольцевое пространство 76 a между трубопроводом 20 a и трубопроводами 70 a может быть занято воздухом. Пространство или кольцевое пространство 78 a между трубопроводами 70 a и кабелем 72 a может быть занято воздухом. В одном примерном варианте осуществления объем тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 может быть добавлен к пространству в трубопроводе 76 a и / или к пространству в трубопроводах 78 a для облегчения нагрева. или тепловыделение (т.е.е. посредством теплопроводящего тепла от электрического кабеля 72 a / b через физическую среду тиксотропного, нецементирующего термического раствора ( 22 ). Тиксотропный нецементирующий терморемонт 22, может облегчить или увеличить допустимую нагрузку на электрический кабель высокого напряжения, например, примерно до 20%. Тиксотропный, нецементный раствор для термической обработки 22 может быть добавлен на определенную длину, пролет, интервал, сегмент или сегмент (ы) 32 a трубопровода 20 a и / или трубопровода 70 a , или могут быть добавлены к другим длинам, промежуткам, интервалам, сегментам или сегментам (не показаны), или могут быть добавлены на всю длину непрерывного трубопровода 20 a или трубопровода 70 а .В одном варианте осуществления, только в качестве примера, тиксотропный, нецементирующий термический раствор 22 может быть добавлен в трубопровод 20 a и / или канал 70 a вблизи местоположения обнаруженной горячей точки или Ближайшие места / точки стыков.
РИС. 4 показан схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода 20 b пролет 32 b , имеющего канал 70 b , два кабеля 72 b и чувствительное волокно. оптическая линия 74 b , установленная для системы передачи постоянного тока высокого напряжения (HVDC).Пространство или кольцевое пространство 76 b между трубопроводом 20 b и трубопроводами 70 b может быть занято воздухом. Пространство или кольцевое пространство 78 b между трубопроводами 70 b и кабелем 72 b может быть занято воздухом. В одном примерном варианте осуществления объем тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 может быть добавлен к пространству в трубопроводе 76 b и / или к пространству в трубопроводах 78 b для облегчения нагрева. или тепловыделение (т.е.е. посредством теплопроводящего тепла от электрического кабеля 72 a / b через физическую среду тиксотропного, нецементирующего термического раствора ( 22 ). Тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22, может облегчить или увеличить допустимую нагрузку на электрический кабель высокого напряжения примерно до 20%. Тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 может быть добавлен на определенную длину, пролет, интервал, сегмент или сегмент (ы) 32 b трубопровода 20 b и / или трубопровода 70 b , или может быть добавлен к другим длинам, промежуткам, интервалам, сегментам или сегментам (не показаны), или может быть добавлен к длине непрерывного трубопровода 20 b или трубопровода 70 b .В одном варианте осуществления, только в качестве примера, тиксотропный, нецементирующий термический раствор 22 может быть добавлен в трубопровод 20 b и / или канал 70 b рядом с обнаруженным горячим пятном или Ближайшие места / точки стыка для устранения или смягчения обнаруженной горячей точки.
РИС. 5 показан схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода 20 a пролет 32 a , имеющий канал 70 a , три кабеля 72 a и чувствительное волокно. оптическая линия 74 , установленная для системы передачи переменного тока высокого напряжения (HVAC).Пространство или кольцевое пространство 76 a между трубопроводом 20 a и трубопроводами 70 a может быть занято воздухом 150 . Пространство или кольцевое пространство 78 a между трубопроводами 70 a и кабелем 72 a может быть занято воздухом 150 . Только в качестве примера, когда кабель 72 провод выполнен из алюминия, пространство или кольцевое пространство 76 a между трубопроводом 20 a и трубопроводами 70 a может быть занято воздухом 150 и / или пространство или кольцевое пространство 78 a между трубопроводами 70 a и кабелем 72 a может быть занято воздухом 150 .
РИС. 6 показан схематический вид в разрезе примерного варианта перепрофилированного существующего подземного трубопровода 20 b пролет 32 b , имеющий канал 70 b , два кабеля 72 b и чувствительное волокно. оптическая линия 74 b , установленная для системы передачи постоянного тока высокого напряжения (HVDC). Пространство или кольцевое пространство 76 b между трубопроводом 20 b и трубопроводами 70 b может быть занято воздухом 150 .Пространство или кольцевое пространство 78 b между трубопроводами 70 b и кабелем 72 b может быть занято воздухом 150 . Только в качестве примера, когда кабель 72 провод выполнен из алюминия, пространство или кольцевое пространство 76 a между трубопроводом 20 a и трубопроводами 70 a может быть занято воздухом 150 и / или пространство или кольцевое пространство 78 a между трубопроводами 70 a и кабелем 72 a может быть занято воздухом 150 .
РИС. 7 изображает блок-схему примерного способа перепрофилирования существующего трубопровода 20 для ввода линий электропередачи 72 a / b . Способ может включать три или более из следующих необязательных этапов, среди которых необязательно в показанной последовательности: очистка существующего трубопровода 200 ; оценка / осмотр существующего трубопровода 20 на предмет повреждений и изгибов 202 ; проектирование монтажа ЛЭП по существующему газопроводу 204 ; при этом этап оценки / проверки существующего трубопровода на предмет повреждений и изгибов в существующем трубопроводе может включать в себя калибровку и отображение существующего трубопровода 206 ; резка существующего трубопровода 208 ; перемещение перемещающегося по трубопроводу 132 через существующий трубопровод к следующему последовательному интервалу 210 ; отсоединение бегунка трубопровода и прикрепление бегунка 134 к трубопроводу 212 ; протягивание трубопровода 70 через существующий трубопровод и протягивание электрического кабеля 72 внутрь и через трубопровод 214 ; добавление объема тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 в пространство, ограниченное между существующим трубопроводом и трубопроводом и / или между трубопроводом и электрическим кабелем 216 ; отвод тепла от электрического кабеля путем добавления среды внутри существующего трубопровода 218 ; протягивание волоконно-оптической линии 74 в трубопровод 220 ; обнаружение горячей точки 75 в электрическом кабеле, протянутом в существующий трубопровод 222 ; и / или устранение очага перегрева путем добавления объема тиксотропного нецементирующего термического раствора 224 .Только в качестве примера протягивание трубопровода через существующий трубопровод и протягивание электрического кабеля в трубопровод и через него может происходить отдельно. Только в качестве примера протягивание электрического кабеля в трубопровод и через него может происходить последовательно после протягивания канала через трубопровод. Только в качестве примера протягивание трубопровода через существующий трубопровод и протягивание электрического кабеля в трубопровод и через него может выполняться за один этап, объединенный в один этап.
РИС. 8 — схематический вид в разрезе примерного варианта осуществления части существующего подземного трубопровода, показанного на фиг. 2 перепрофилируется под электрический кабель / провод / кабелепровод. Путешественник по трубопроводу 132 перемещается по длине или промежутку или интервалу 32 существующего трубопровода 20 . Путешественник по трубопроводу 132 , который может быть скребком 132 и , подсоединен к линии передвижения по трубопроводу или к линии скребка 134 .
В одном примерном варианте осуществления устройство, использующее существующий подземный трубопровод, может содержать по меньшей мере два канала 70 a , 70 b , установленных внутри существующего подземного трубопровода 20 a , 20 b , волоконно-оптическая линия 74 a , 74 b , установленная внутри существующего подземного трубопровода 20 a , 20 b и как минимум два электрических кабеля 72 a , 72 b , соответственно, установленный внутри двух трубопроводов 70 a , 70 b .Только в качестве примера, электрический кабель или длина электрического кабеля 72 a , 72 b может не находиться или располагаться в кабелепроводе 70 a , 70 b . Только в качестве примера, электрический кабель или длина электрического кабеля 72 a , 72 b не может находиться в кабелепроводе 70 a , 70 b при сращивании и / или подъездные узлы.
В одном примерном варианте осуществления устройство, использующее существующий трубопровод, может дополнительно содержать тиксотропный нецементирующий термический раствор 22 , заполняющий пустоты 76 a , 76 b , определяемый существующим подземным трубопроводом 20 а , 20 б.
В одном примерном варианте осуществления устройство, использующее существующий трубопровод, может дополнительно содержать средство для обнаружения горячей точки, связанной с волоконно-оптической линией 74 a , 74 b.
В одном примерном варианте осуществления устройство, использующее существующий трубопровод 20 , может дополнительно содержать средство для добавления и / или извлечения / удаления тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 .
В одном примерном варианте осуществления устройство, использующее существующий трубопровод, может дополнительно содержать закрытые патрубки доступа или входы / выходы 28 вдоль существующего трубопровода 20 a , 20 b и / или канал 70 a , 70 b через стену 21 существующего подземного трубопровода 20 a / b в местах над или под землей, чтобы обеспечить добавление и / или удаление / удаление тиксотропных нецементирующих термических Затирка 22 .Закрытые патрубки доступа 28 могут быть особенно полезными, поскольку существующий трубопровод не будет эксплуатироваться под давлением при перепрофилировании, за исключением или хотя он может содержать тиксотропный нецементирующий термический раствор 22 . Каждый патрубок , 28, может содержать проточный канал, клапан и привод.
Переоборудование трубопровода 20 для линий электропередач / инфраструктуры исключает необходимость проведения обширных земляных работ и многих значительных затрат, связанных с традиционными методами рытья траншей и прокладки электрического кабеля под землей.Кроме того, электрические кабели / трубопроводы или линии электропередач в перепрофилированном трубопроводе 20, требуют меньшего обслуживания, чем воздушные линии электропередачи, поскольку они защищены от штормов и экстремальных погодных условий. Кроме того, тиксотропный, нецементирующий термальный раствор 22 может быть добавлен и / или удален в любое время в перепрофилированный трубопровод 20 и / или трубопроводы 70 a , 70 b в перепрофилированном трубопроводе , в отличие от традиционных цементов, которые постоянно затвердевают и должны добавляться при первоначальной установке при традиционных методах траншеи и закапывания.Добавление или удаление некоторого объема тиксотропного нецементного термоцемента 22 значительно улучшает эксплуатационную гибкость и финансовые показатели электрической системы. Исключительно в качестве примера, гибкость тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 является преимуществом для добавления / вставки или удаления из существующего трубопровода 20 или канала 70 a , 70 b ; для разжижения во время событий доступа, таких как сращивание, ремонт или разветвление; и для терморегулирования (например, в твердой / гелеобразной форме в ненарушенном состоянии тиксотропного материала) обеспечивает более высокие экономические характеристики / преимущества по сравнению с традиционными цементами, бетоном или другими негибкими материалами.Более того, перепрофилирование трубопроводов помогает удовлетворить спрос и облегчить передачу возобновляемой энергии.
В одном примерном варианте осуществления устройство, использующее существующий трубопровод, может дополнительно содержать внутреннее покрытие 24 на существующем трубопроводе (т.е. нанесенное на внутреннюю поверхность 26 существующего трубопровода 20 ). Исключительно в качестве примера внутреннее покрытие 24 для существующего трубопровода может быть эпоксидным. Внутреннее покрытие 24 может облегчить установку трубопровода за счет улучшения или снижения коэффициента трения.Внутреннее покрытие 24 может быть нанесено на существующий трубопровод 20 полностью или частично и может быть нанесено после того, как существующий трубопровод 20 был очищен, очищен скребками и иным образом подготовлен специалистом в данной области техники. . Только в качестве примера, внутреннее покрытие 24 может быть нанесено на существующий трубопровод 20 до протягивания трубопровода 70 a, b через трубопровод 20 или внутрь него.
Тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля может иметь очень низкую вязкость и свободно течь при перекачивании или добавлении или удаляются или когда энергия применяется, не имеют тепла гидратации, быстро гелеобразуются или отдыхают в затвердевшем состоянии, после прекращения откачки или после удаления / прекращения добавления энергии, и может вернуться к низкой вязкости или быть «повторно сжиженным» или « не гелеобразный »позже, повторно применив энергию для удаления.Из-за того, что тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 не цементирует или не схватывается, можно удалить каналы / трубы / кабель 72 a , 72 b / канал 70 a , 70 b / линейка продуктов и т. Д. В будущем, например, для обслуживания или при возникновении проблемы с системой. В виде геля тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 сопротивляется течению или просачиванию через трещины в трубе, обсадной колонне или воздуховоде.
Такой тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22 может иметь удельное тепловое сопротивление примерно равное или менее 75 ° С-см / Вт, при этом удельное тепловое сопротивление не изменяется или существенно не изменяется со временем. В качестве одного примера, удельное тепловое сопротивление может составлять около 63 ° С-см / Вт. В качестве другого примера, удельное тепловое сопротивление может составлять около 65 ° С-см / Вт. Предпочтительно, тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22, имеет удельное тепловое сопротивление, которое соответствует или по существу совпадает с удельным тепловым сопротивлением естественных грунтов на проектной площадке.Например, естественные почвы на территории проекта часто могут варьироваться от 65 до 75 ° C-см / Вт. Следовательно, рецептура или смесь тиксотропного нецементного термического раствора 22 зависит от удельного теплового сопротивления естественных грунтов строительной площадки.
Кроме того, тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 может иметь электрическую проводимость, которая может обеспечить или облегчить катодную защиту кабельной трубы внутри стального кожуха или существующего трубопровода 20 , 20 a , 20 б .Тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 может иметь относительно высокий pH (около или около pH 11 или выше, предпочтительно около pH 11-12), что является предпочтительным для уменьшения коррозии или облегчения катодной защиты стальных трубопроводов / трубопроводов / каналов. /производственные линии. В «гелеобразном» или твердом состоянии тиксотропный нецементный раствор для термоцемента 22 может не просачиваться через трещину в структуре, где находится раствор. Тиксотропный нецементный раствор для термоцемента 22 не должен высыхать, т.е.е. он всегда может оставаться полностью или практически насыщенным. Кроме того, тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22 может использоваться или одобрен для использования в экологически чувствительных областях. Плотность тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 обычно зависит от содержания песка и, только в качестве примера, предпочтительно может составлять около 97 фунтов на кубический фут, т.е. удельный вес около 1,6. Только в качестве примера, плотность тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 может составлять около 99 фунтов на кубический фут.
Тиксотропная не схватывающаяся или нецементирующая термическая затирка 22 обеспечивает улучшения или преимущества для кабеля 72 a , 72 b при установке и герметичности. Только в качестве примера, может произойти примерно увеличение допустимой нагрузки, например, увеличение номинальной емкости на 4-10%, если добавлен тиксотропный нецементирующий термический раствор 22 для перепрофилирования трубопровода для прокладки электрического кабеля. Еще более высокое процентное увеличение номинальной допустимой нагрузки при перепрофилировании трубопровода для прокладки электрического кабеля может произойти, если кабели 72 a , 72 b / кабелепроводы 70 a , 70 b / воздуховоды / продуктовые линии имеют меньшую длину или расстояние.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a и 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b может содержать объем песка, объем воды, объем бентонитового загустителя, объем по меньшей мере одного бентонитового наполнителя, объем смазочного материала и объем кальцинированной соды.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b может содержать объем песка для гидроразрыва около 1629 фунтов./ ярд 3 , объем воды примерно 982 фунта / ярд 3 , объем бентонитового загустителя примерно 43,5 фунта / ярд 3 , объем по крайней мере одного бентонитового наполнителя примерно 10,3 фунта. / ярд 3 , объем смазочного материала около 4,0 фунта / ярд 3 и объем кальцинированной соды около 7,6 фунта / ярд 3 .
В одном примерном варианте осуществления тиксотропный нецементирующий раствор для термической обработки 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b может иметь удельное тепловое сопротивление примерно равное или менее 75 ° C.-см / Вт.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропный нецементирующий раствор для термической обработки 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a и 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b может иметь pH, по меньшей мере, около 11.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b может иметь pH в диапазоне примерно 11-12.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропный нецементный раствор для термической обработки 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a и 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b может дополнительно содержать второй бентонитовый наполнитель. Только в качестве примера второй бентонитовый наполнитель может дополнительно содержать смешанный оксид металлов.
В одном из примеров реализации тиксотропного нецементного термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 б , объем песка может быть чешуйчатым песком ГРП.
В одном примерном варианте тиксотропного нецементного термического раствора 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля песок для гидроразрыва может быть песком для гидроразрыва № 100 (например, но не ограничиваясь этим, белый). Такой песок для гидроразрыва коммерчески доступен от Erna Frac Sand и US Silica.
В одном примерном варианте тиксотропного нецементного термического раствора 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля объем бентонитового загустителя может быть МАКС. ГЕЛЬ.MAX-GEL, торговая марка / торговая марка M-I L.L.C., представляет собой стандартный бентонитовый загуститель, коммерчески доступный от M-I SWACO, компании Schlumberger. Обычно MAX-GEL может быть загустителем, а именно бентонитом штата Вайоминг высотой 220 баррелей, смешанным со специальным наполнителем. Загуститель способен обеспечивать более чем в два раза большую вязкость, чем обычный бентонит штата Вайоминг.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , объем по крайней мере одного бентонитового наполнителя может быть DRILPLEX.DRILPLEX, торговая марка / торговая марка M-I L.L.C., представляет собой стандартный бентонитовый наполнитель, коммерчески доступный от M-I SWACO, компании Schlumberger. Обычно DRILPLEX может представлять собой бентонитовый наполнитель и вторичный стабилизатор сланца, предназначенный для обеспечения улучшенной несущей способности и суспендирующей способности в буровых растворах на водной основе и / или смешанном оксиде металлов (MMO), либо содержит их.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 б , объем смазки RODEASE.RODEASE, торговая марка / торговая марка M-I L.L.C., представляет собой стандартный смазочный материал, коммерчески доступный от M-I SWACO, компании Schlumberger.
В одном из примеров реализации тиксотропного нецементного термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , раствор 22 может иметь плотность в диапазоне от около 97 до 99 фунтов на кубический фут и / или удельный вес около 1.6.
В одном из примерных вариантов тиксотропного нецементирующего термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , раствор 22 может иметь удельное электрическое сопротивление около 325 Ом-см.
В одном примерном варианте тиксотропного нецементного термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , раствор 22 может иметь удельное тепловое сопротивление, соответствующее тепловому сопротивлению естественного грунта на проектной площадке в диапазоне от 65 ° C.от -см / Вт до 75 ° C-см / Вт.
В одном из примеров реализации тиксотропного нецементного термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , объем раствора 22 , который можно добавить в пространство 76 a , 78 a , 76 b , 78 b удаляет воздушные карманы во время добавление шага.Тиксотропный нецементный раствор для термоцементации 22 может иметь степень заполнения или процент заполнения более 80%, а предпочтительно степень заполнения или процент заполнения 99% или выше, или при этом более 80% желаемого пространства или пустот 76 a , 78 a , 76 b , 78 b , подлежащий заполнению, содержит раствор (в отличие от нежелательных воздушных карманов, пустот или пространств в растворе).
В одном примерном варианте тиксотропного нецементного термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , объем раствора 22 , который может быть добавлен к пространству 76 a , 78 a , 76 b , 78 b практически полностью вытесняет воздух.
В одном примерном варианте осуществления тиксотропного нецементирующего термического раствора 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля 72 a , 72 b , объем раствора 22 , который может быть добавлен к пространству 76 a , 78 a , 76 b , 78 b истекает за 15 секунд.
В одном примерном варианте тиксотропного нецементного термоцемента 22 для перепрофилирования трубопровода 20 , 20 a , 20 b для электрического кабеля, этап добавления объема раствора 22 дополнительно включает удаление воздушных карманов из раствора на этапе добавления.
Раскрытие и содержание предварительной заявки США № 62 / 877,120, озаглавленной «Способы нанесения тиксотропного нецементирующего термического раствора и продуктов для ГНБ или желоба», включены сюда в качестве ссылки.Раскрытие и содержание заявки РСТ № Документ PCT / US2017 / 50219, озаглавленный «ВЫВЕДЕНИЕ ЛИНИЙ ПРОДУКЦИИ ПОД ЗЕМЛЯ ПОД ПРЕПЯТСТВИЯМИ, ВКЛЮЧАЯ ВОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ», включен в настоящий документ посредством ссылки.
Понятно, что настоящее раскрытие не ограничивается конкретными приложениями и вариантами осуществления, описанными и проиллюстрированными в данном документе, но охватывает все такие их вариации, которые входят в объем формулы изобретения. Хотя варианты осуществления описаны со ссылкой на различные реализации и использования, следует понимать, что эти варианты осуществления являются иллюстративными и что объем объекта изобретения ими не ограничивается.Возможно множество вариаций, модификаций, дополнений и улучшений.
Множественные экземпляры могут быть предоставлены для компонентов, операций или структур, описанных здесь как один экземпляр. В общем, структуры и функциональные возможности, представленные как отдельные компоненты в примерных конфигурациях, могут быть реализованы как комбинированная структура или компонент.