— одноступінчаті, що подають споживачам газ одного тиску (для невеликих населених пунктів);
— двоступінчасті, що подають газ двох тисків — середнього і низького, чи високого до 6 кгс/кв.см і низького (у середніх містах);
— триступінчасті, що подають газ трьох тисків — високого до 6 кгс/кв.см, середнього і низького (у великих містах);
— багатоступінчасті, що подають газ чотирьох тисків — високого до 12 кгс/кв.см, високого до 6 кгс /кв.см, середнього і низького (у найбільших містах).
Для трубопроводів газових мереж застосовуються суцільнотягнені і шовні труби, виготовлені з низьколегованих сталей.
Газові мережі населених місць звичайно влаштовуються у виді системи замкнутих кілець чи контурів, що забезпечує безперебійність газопостачання при відключенні окремих ділянок газопроводу. Усі міські газові мережі, як правило, укладаються в грунт. На територіях промислових і комунально-побутових підприємств застосовується переважно наземна прокладка газових мереж. Підземні сталеві газові мережі, як і магістральні газопроводи, захищаються від грунтової корозії і блукаючих струмів протикорозійною ізоляцією; застосовуються також електричні методи захисту (катодна, дренажна, протекторна тощо). Діаметри газопроводів визначаються гідравлічним розрахунком з урахуванням усіх споживачів у години максимальної витрати газу. Глибина закладення міських мереж, що прокладаються в землі, залежить від рівня промерзання грунту і ступені осушки газу, що транспортується.
За діючими правилами газопроводи вологого газу повинні укладатися нижче середньої глибини промерзання грунту, а осушеного газу можуть розміщатися в зоні мерзлого грунту на відстані не менш 0,8 м від верха труби до поверхні землі (у зв’язку з необхідністю запобігання газопроводу від руйнування транспортним навантаженням). Внутрібудинкові газові мережі прокладаються із сталевих труб, вони складаються зі стояків, що транспортують газ у вертикальному напрямку звичайно по усій висоті будинку, і внутріквартирних газопроводів, що подають газ від стояків до окремих газових приладів. Газові стояки, як правило, прокладаються в сходових клітках, коридорах і кухнях; не допускається прокладка стояків у житлових кімнатах і санвузлах.
Вибір системи газопостачання в місті залежить від характеру споживачів газу, яким потрібний газ відповідного тиску, а також від довжини і навантаження газопроводів. Чим різноманітніше споживачі газу і чим більш велику довжину і навантаження мають газопроводи, тим складніше буде система газопостачання.
У більшості випадків для міст із населенням до 500 тисяч чоловік найбільше економічно доцільної є двоступінчаста система. Для великих міст із населенням більш мільйона чоловік і наявністю великих промислових підприємств кращою є трьох- чи багатоступінчаста система.
У табл. 3 наведено класифікацію газопроводів, що входять у систему газопостачання.
Таблиця 3. Класифікація газопроводів, що входять у систему газопостачання
| Газопроводи | Класифікаційні показники |
| Зовнішні (вуличні, внутріквартальні, двірські, міжцехові) і внутрішні (розташовані усередині будинків й приміщень) | Місцезнаходження відносно планування поселення |
| Підземні (підвідні), надземні (надводні), наземні | Місцезнаходження відносно поверхні землі |
| Розподільні, газопроводи-введення, вступні, продувні, сбросні, імпульсні, а також міжпоселкові | Призначення в системі газопостачання |
| Розподільні, газопроводи-введення, вступні, продувні, сбросні, імпульсні, а також межпоселкові | Тиск газу |
| Металеві (сталеві, мідні й ін.) і неметалічні (поліетиленові й ін.) | Матеріал труб |
| Природного газу, побіжного газу і СУГ | Вид газу, що транспортується |
Підводні трубопроводи призначені для транспортування газу від морських стаціонарних платформ, центральних технологічних платформ і блок-конструкторів до установ без причального наливу і на берегові приймальні пункти.
Основними експлуатаційними чинниками, які діють на підводний трубопровід, є гідростатичний га хвильовий тиск, підводні течії, температурні впливи, корозійна активність середовища.
Гідростатичний тиск безпосередньо залежить від глибини моря на трасі та істотно змінюється лише в районах з відчутними припливами та відпливами. Хвильовий тиск пов’язаний зі зміною поверхні моря, і навіть на значній глибині позначається на зовнішньому навантаженні підводного трубопроводу у вигляді змінної складової, дія якої залежить не лише під параметрів хвиль, а й від напрямку хвильового фронту. Підводні течії пов’язані з гідрогеологічними умовами. Температура води на великих глибинах змінюється незначно, але на глибинах, де розташовано більшість сучасних підводних нафтогазопроводів, річний діапазон температурних змін складає 10-20 К. Середня швидкісна корозії сталі в морській воді порівняно постійна і не перевищує 0,15 мм/рік. Проте досвід експлуатації показує, що на поверхні сталі виникає місцева корозія у вигляді пітів, швидкість якої змінюється в доволі широкому діапазоні (0,5 — 2.5 мм/рік).
Навантаження, що діюсь на підводний трубопровід в процесі експлуатації, прийнято поділяти на такі групи:
¾ гравітаційні, які залежать від маси продукту, що транспортується, а також маси труби, антикорозійного покриття з обмотувальною ізоляцією, залізобетонного покриття та органічною наросту;
¾ гідродиманічні, які включають гідродинамічну піднімальну силу та гідродинамічну силу тяги, величина яких залежить від швидкості та напрямку течії;
¾ інерційні, що включають вертикальну та горизонтальну сили гідродинамічної інерції: архімедові сила; реакція грунту; сила тертя трубопроводу до морського дна.
Навантаження, що діють на підводний трубопровід, змінюються за величиною, напрямом, частотою та інтенсивністю у значному діапазоні. Одночасна їх дія можлива в найрізноманітніших комбінаціях. Деякі навантаження можуть бути визначені з достатньою точністю, але безумовна більшість з них обчислюється надто наближено. Зокрема, це стосується навантажень, що залежать від зовнішніх впливів на трубопровід, і е непостійними навіть на дуже коротких ділянках траси. Відзначимо, що перелічені навантаження та зовнішні виливи не вичерпують всю сукупність взаємодії морського середовища з трубопроводом. У процесі експлуатації проявляється така велика кількість статичних та динамічних силових чинників, зумовлених специфікою морського середовища та умовами роботи трубопроводу, що прогнозування їх величини та діапазону зміни сучасними методами недостатньо достовірне. Також важко передбачити фактичне спрацювання труб та зміну перерізу трубопроводу по всій протяжності під час експлуатації і необхідно також враховувати ймовірність випадкових навантажень.
Конфігурації лінійної частини морського трубопроводу у процесі експлуатації такі ж різноманітні, як морське дно вздовж траси трубопроводу. Аналіз причин аварій підводних трубопроводів показує, що приблизно 75 % всіх пошкоджень відбувається в результаті впливу па трубопровід хвиль та течій. Цеп вплив є не лише одним з найнебезпечнішим та найпоширеніших, а й найменш прогнозованим. Так, трубопровід, укладений в траншею та засипаний піском, під час шторму може вийти на поверхню грунту та піддаватися активному впливу хвиль і течії, в результаті чого може утворитися ділянка, що провисає та коливається. Це, в свою чергу, спричинює деформацію (згин трубопроводу), призводить до розтріскування залізобетонного оболонки та розриву ізоляційною покриття, проникнення морської води до металу трубопроводу, утворення вторинних концентраторів напружень, що в комплексі викликає передчасне руйнування.
Умови експлуатації підводних трубопроводів, а особливо низькочастотна втома, сприяють послідовному накопиченню дефектів у матеріалах груб, що призводить до ймовірного їх руйнування. Наслідком цього с порушення технологічного пронесу транспортування енергоносія та забруднення навколишнього середовища.
Надійне газопостачання неможливе без наявності в системі газопроводів підземних сховищ газу (ПСГ). Необхідність ПСГ у газопровідних системах зростає із збільшенням відстані між районами видобування і споживання.
Об’єм ПСГ у газопровідній системі визначається відповідно до таких принципів:
1. Добовий відбір газу з ПСГ має відповідати продуктивності газопроводу за той самий період.
2. Кількість діб відбору має відповідати нормативному терміну усунення аварійних ситуацій або недопоставок газу у райони розміщення ПСГ у разі скорочення видобування у районі, що постачає газ.
3. Об’єм активного газу в ПСГ для пп. 1 і 2 має бути заключсний в інтервал тисків, що забезпечує подачу газу в газопровід, що обслуговується.
За виконуваними функціями ПСГ підрозділяються на припромислові — розташовані на початку газотранспортної системи, транспортні і розподільні (так звані, сховища модуляції).
Сховища, що розташовані на початку газотранспортної системи, призначені забезпечувати повну продуктивність газопроводу у разі зменшення обсягу видобування газу, а також розривають зв’язок між видобуванням і транспортуванням, дають можливість здійснювати видобування відповідно до газодинамічних характеристик родовищ. ПСГ у районі видобування може також акумулювати надлишок газу у літній період і подавати його зимою як місцевим споживачам, так і на експорт. Об’єм цих сховищ має забезпечувати закачування повної кількості надлишкового газу за літній період.