V

Доктор технических наук, профессор



Э. X. ОДЕЛЬСКИЙ

ГИЗО

СНАБЖЕНИЕ

ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ

Допущено Министерством высшего, среднего
специального и профессионального образова-
ния БССР в качестве учебника для студентов
втузов специальности ,,Теплогазоснабжение и
вентиляция*4

Сканировал А. ЗИуЬека

мчу-/

ИЗДАТЕЛЬСТВО «ВЫСШАЯ ШКОЛА»

МИНСК 1966
6 С 9. 4
0-41

; • В книге изложены, основы газоснаб-
жения для специальности «Теплогазо-
снабжение и вентиляция» инженерно-
строительных институтов и строи-
тельных факультетов вузов СССР.

Последовательно рассмотрены фи-
зико-химические свойства горючих га-
зов, городские газоснабжающие системы,
и их элементы, дальнее газоснабжение
и хранение газа, процессы горения газа
и использования его в быту и про-
мышленности, экономика газоснаб-
жающих систем.

3—19—1
29—66
совому проекту газоснабжения изложены в приложении 1. Пере-
чень лабораторных работ дан в приложении 2. Описание лабора-
торных работ, порядок их проведения, методика измерений и обра-
ботки данных измерений и т. п. приведены в книге «Лабораторный
практикум...» [16].

Первое издание курса «Газоснабжение» вышло в свет разно-
временно в трех отдельных книгах; первая часть — в 1959 г.,
вторая часть — в 1960 г. и третья — в 1961 г.
ВВЕДЕНИЕ

Газоснабжение представляет собой сложный комплекс самостоя-
тельных и вместе с тем взаимосвязанных технических устройств
по добыче естественного или производству искусственного горючего
Газа, хранению, передаче и распределению горючего газа для
использования его в качестве химического сырья и топлива про-
мышленными, бытовыми и коммунальными потребителями.

Газообразное топливо по сравнению с твердым имеет следую-
щие преимущества: простоту транспортирования к объектам потреб-
ления, быстроту зажигания и прекращения горения, возможность
полного сжигания при незначительных избытках воздуха с дости-
жением высоких температур в топочных устройствах, легкость под-
держания требуемой технологией атмосферы: окислительной,
восстановительной, нейтральной и др.

Газообразное топливо яляется полноценным заменителем жидкого
топлива, применяемого двигателями внутреннего сгорания и про-
мышленными' печами.

Горючий газ является универсальным топливом, способным
удовлетворить все виды бытового, коммунального и промышленного
теплопотребления и исключающим необходимость применять другие
виды топлива и электричества, что в значительной мере разгружает
и упрощает топливное хозяйство города с высвобождением топлива
для промышленности.

Газоснабжение коммунально-бытовых потребителей повышает
культуру быта и оздоровляет условия труда и жизни населения.
- Газоснабжение коммунально-бытовых потребителей является
наиболее доступным видом централизованного теплоснабжения по
металловложениям и капитальным затратам.
Партией и правительством приняты необходимые меры для
быстрого развития газовой промышленности, с тем чтобы в крат-
чайший срок превратить ее в одну из ведущих отраслей народного
хозяйства страны.

Развитие газовой промышленности обеспечит производство синте-
тических материалов ценным и экономически выгодным сырьем,
коренное изменение структуры топливного баланса страны позволит
достигнуть огромной экономии общественного труда в области
материального производства, окажет значительное воздействие на
ускорение темпов развития народного хозяйства СССР, б
Глава 1

ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ

ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

§ 1.	ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

Естественные и искусственные газы, способные гореть, назы-
ваются горючими газами; к ним относятся водород, окись углерода,
низшие углеводороды и другие газы, в химический состав которых
входят углерод и водород.

Технические  горючие газы являются смесями перечисленных
выше газов и содержат балласт в виде негорючих газов (азот,
углекислота, водяные пары и- др.) и иногда смолистые вещества.

Различают горючие’ газы естественные и искусственные.

§ 2.	ЕСТЕСТВЕННЫЕ (ПРИРОДНЫЕ) ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

Все природные газы представляют собой смеси газообразных
предельных углеводородов (метанового ряда СлН2ге+2) с преобладаю^
щим количеством метана (СН4), содержание которого доходит
до 95 % и выше. Наиболее «тяжелые» гомологи метана —• пентан
(С5Н12) и выше — примешаны к газу в сравнительно ничтожных
количествах.

Естественные горючие газы . (природные газы) всегда содержат
примеси в виде азота, водяных паров, часто углекислоты (СО2),
сероводорода (Н28) и очень редко водорода.

В табл. 1 приведены составы природных горючих газов .в объем-
ных процентах, указаны некоторые районы добычи газов.

Естественные горючие газы заключены в земной коре в кавер-
нах и в порах осадочных горных пород, и образуют, скопления
в верхних частях куполовидных поднятий или в участках выклини-
вания пористых пород.

По современным воззрениям, естественнее горючие газы биохи-
мического происхождения образуются в земной коре в результате
бактериального, разложения органических остатков, погребенных
в осадочных породах.	. ' -

Большинство промышленных газовых месторождений по своему
происхождению, а часто по условиям залегания тесно-связано с неф-
тяными . месторождениями, которые всегда содержат горючие тазы.
Таблица 1

Район добычи газа	Состав природного газа в объемных %								Тепло- творность низшая, ккал/нм3
	сн4	с2н„	с3н,	ЩН10	С„НД2	Н23	со2	Ы2	
Саратов (Ел-		Из	ЧИСТО г	азовых	место!:	юждеш	<Й		8 533
шанка)	94,0	1,2	0,7	0,4	0,2	следы	0,2	3,3	
Дашава	97,9	0,5	0,2	0,1	—•	»	0,1	1,2	8 497

Из нефтяных скважин (попутный газ)

Грознефть	49	11,0	17,0	15,0	4,0	следы	1,0	3,0	15 180
Ишимбай	46,1	16,7	15,3	6,5	2,6	5	0,3	7,5	12 653

Попутный газ, добываемый вместе с нефтью из газонефтяных
месторождений, но сравнению с природным из' чисто газовых место-
рождений значительно богаче тяжелыми углеводородами.

Процессы образования горючих газов распространены в земной
коре значительно шире процессов нефтеобразованпя, доказательством
служит существование чисто газовых месторождений, не связанных
с нефтеносностью, болотных и каменноугольных горючих газов.
Сохранность газовых месторождений зависит, от наличия газоупор-
ных горизонтов, скорости промывания газоносных свит подземными
водами, химизма и минерализации этих вод; воды, обогащенные
сульфатами, окисляют горючие газы, превращая их в углекислоту
и сероводород, что в конечной стадии процесса приводит к полному
уничтожению природного газа.

Месторождения горючих газов разведываются и разрабатываются
с помощью буровых скважин-, глубина которых достигает 3—4 км\
давление в газовых залежах увеличивается с глубиной и колеб-
лется в пределах от 30 до 200 апгм:, по мере эксплуатации сни-
жается пластовое давление горючих газов и уменьшается дебит
скважин.

Наиболее богатыми странами по запасам и добыче естественных
горючих газов являются СССР, США и Румыния; значительные
месторождения горючих газов имеются в Германии, Италии, Арген-
тине, Канаде, Польше, Китае и др,

§ 3.	«ЖИДКИЕ» И «СЖАТЫЕ» ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

«Жидкими» газами являются углеводородные газы, которые при
комнатной температуре и сравнительно низких давлениях остаются
в жидком состоянии; главнейшими компонентами этих жидких газов
являются пропан (С3Н8) и бутан (С4Н10). -Для снабжения потреби-
.телей в летние месяцы выпускается жидкий газ, состоящий из 80%
бутана и 20% пропана, в зимние месяцы газ состоит из 35%
бутана и 65% пропана.

«Сжатыми» газами являются промышленные горючие газы,
которые при давлении порядка 350 атм и комнатной температуре
остаются в газообразном состоянии.

§ 4.	КЛАССИФИКАЦИЯ ИСКУССТВЕННЫХ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ
ПО СПОСОБУ ПОЛУЧЕНИЯ

Производство искусственных горючих газов основано на пиро-
генетическом разложении или на газификации твердых и жидких
топлив.

Примерный состав искусственных горючих газов, получаемых
различными способами переработки твердых и жидких топлив,
приведен в табл. 2.

а)	Горючие газы сухой перегонки: швельгаз и коксовый газ
(см. § 21 и 22)

Горючие газы сухой перегонки получают в печах при нагрева-
нии твердого топлива без доступа воздуха. В зависимости от при-
меняемого способа сухой перегонки твердого топлива различают:

1)	горючий газ полукоксования, или швельгаз, выделяющийся
в качестве одного из продуктов сухой перегонки, осуществляемой
при температуре 500—:550°С (процесс полукоксования);

2)	коксовый газ, выделяющийся в качестве одного из продук-
тов сухой перегонки твердого топлива, осуществляемой при темпе-
ратуре 900—1100° С (процесс коксования),

б)	Генераторные газы (см, § 24—31)

Горючие газы, получаемые в аппаратах (газогенераторах),в кото-
рых производится при высокой температуре превращение твер-
дого топлива в горючие газы с помощью воздуха, водяного пара,
технического кислорода, называются генераторными газами.

При газификации твердого топлива органическая часть его пре-
вращается в горючий газ.

В зависимости от состава дутья и способа газификации твер-
дого топлива получают различные по составу и теплотворности
газы: воздушный, водяной, смешанный, парокислородный и др.

в)	Карбюрированный генераторный газ

Для повышения теплотворности генераторного газа применяется,
обогащение (карбюрация) газа продуктами термического разложения
Таблица 2

Газ	Состав газа в объёмных %								Теплотвор,. ность низшая, ккал/нм*
	со2	Н2О	СЛ	СО	нг	сн4, с2н4		О,	
Коксовый газ	 .2Д	-.0,5 	.2		57,0	23,0	7,5	1,0-	4000
Паровоздушный (смешанный) гене- раторный газ из:									
антрацита	 5,5	о;2	—	2715 '	13,5	0,5	52,6	0,2-	1200
газовых углей	'5,0	0,1	0,3	26,5	13,5	2,5	51,9	0,2.	иоо
бурых углей-	5,0	0,2	 0,2	30,0	13,0	2,0 	49,4 •	0,2	1450
торфа кускового	8,0	0,1	0,5	28,0	15,0	3,0	' 45,2	0,2	1550
древесины (ще- па) ‘	6,5	—	' ОД	29,0	1'4,0	3,0	46,8 '	0,2’	1550-
Водяной газ из кокса	6,5	0,3		37,0	50,0	0,5	5,5	0,2	2500
Водяной газ из бурых углей	15,5	0,2	0,5	24,0	50,0	7,0	3,6	0,2	2600
Доменный газ .из кокса	10,5	—	—	28,0	2,7	0,3	58,5	—	950
Доменный _ газ из древесного угля	12,0	. —	.—	.27,0	8,0'	1,5	51,5	—	1150
Газ подземной газификации углей (Горловка)	10,2	—		’	17,0	16,0	1,5	55,0	0,3	1000
Нефтяной газ (крекинг-газ)	0,5	—	45,0	' "2,0 '	12,0	' 39,0	' 1,0'	0,5	11200
Газ, полученный при газификаций под давлением из бурых углей, сы- рой	33,0		1,0	ИЗ	40,0	10,0 •	1,5	0,2.	2600
То же,-газ. очи- щенный	2,0	—.	1,0	21,0	59,2	14,0	2,5	0,3	3750
Газ, полученный под давление^ при парокислородном дутье из подмос- ковных углей, сы- рой	31,0	1,5	1,0	.15,0-	 .40,0.	10,0	.. .1,2	0,?.	2600
То же, газ очи- щенный .	. 2,0 	—	1,0-	22,0	; 58,5	14,0	2,2	0,3'	. 3700
нефтяных остатков или смол (горячаякарбюрация) - или- парами
бензина и бензола (холодная карбюрация).

Преимущественное применение -имеет горячая карбюрация. При
проходе водяного газа через, насадку- камеры, в которой поддержи-
вается . температура 700—900° С, в нее. впрыскиваются. нефтяное
топливо, разлагающееся от нагрева на более легкие-углеводороды
(метан, этилен, и др.), и летучие жидкости, обладающие высокой
теплотворностью; полученная смесь называется •карбюрированным
водяным газом.

Карбюрации может быть подвергнут также смешанный генера-
торный газ..

г)	Нефтяной газ крекинга

Высокомолекулярные углеводороды жидких топлив, начиная
с пентана (С5Н12) и кончая пентадеканом (С15Н32),' 'влиянием
температуры, давления и времени расщепляются (крекинг-процесс);
углеводороды устойчивы при повышении температуры только до
некоторого предела; при переходе температуры за этот предел' на-
чинается распад молекул с образованием: 1) легко кипящих низко-
молекулярных соединений, получивших название бензина, и-2) газо-
образных продуктов, называемых нефтяным газом крекинга (состав —
см. табл. 2).,

Крекинг-процесс, осуществляемый в жидкой фазе при давлении
порядка 70 атм и температуре до 500° С, дает нефтяной, газ (кре-
кинг-газ) в количестве до 15%' от исходного сырья.

Крекинг-процесс, осуществляемый в паровой фазе при высоких
температурах (до 600° С) и обычных давлениях, дает горючий газ
в количестве до 25% от исходного сырья (состав—см/ табл. 2).

ц) Нефтяной газ пиролиза

Процесс пиролиза жидких углеводородов (лигроин, керосин,
газойль и др.) проводится без давления при /высокой температуре;
продуктами пиролиза жидких углеводородов являются аромати-
ческие углеводороды (бензол, толуол), газ. и непредельные угле-
водороды.	,

Выход газа возрастает до температуры 700° С, при дальнейшем
повышении температуры выход газа падает. Количество газа пиро-
лиза составляет приблизительно 50% от исходного сырья.

Состав газа при пиролизе бакинского керосина (в % по объему):
Н2 (водород) — 14%; СН4 (метан) — 40 %; С2Не (этан) — 12%;
С3Н8 (пропан) — 2%; С2Н4 (этилены) — 17%; С3Н6 (пропилены)—9%;
С4Н8 (бутилены) — 4,9 %; С4Нс (бутадиены) — 1,1%'.

Теплотворность газа пиролиза 2“= 10 5004-И 500 ккал/'нм3.
е)	Остаточный газ гидрогенизации

Процесс получения жидкого топлива из угля присоединением
к нему водорода под давлением получил название гидрогенизации
или ожижения. Этот процесс производится при температуре 450° С
и давлении 200 атм с затратой 4—5% водорода от веса угля.

' Продуктами гидрогенизации угля в первой стадии являются
бензин, среднее и тяжелое масла; среднее масло, полученное в пер-
вой стадии процесса, подвергается гидрогенизации во второй стадии
с получением бензина й газа.

Суммарный выход продуктов, полученных в двух стадиях про-
цесса, в весовых процентах от беззольной и безводной угольной
массы составляет: бензина приблизительно 65% и газа приблизи-
тельно 35%.

ж)	Доменный (колошниковый) газ

Образующаяся в области фурм доменной печи при температуре
порядка 1500—1800° С углекислота (СОг) быстро восстанавливается
в окись углерода (СО). При движении от фурм в направлении
устья доменной печи газы проходят зону протекания реакций пря-
мого восстановления железа, кремния, марганца и фосфора. Окись
углерода и углерод топлива, являясь восстановителями железа,
отнимают от окислов железа Ре2О3 (окись железа) и Ре3О4 (магнит-
ная окись железа) кислород, переводя их в чистый металл.

Восстановительные газы (СО, На) за короткий (порядка 10 сек)
промежуток времени • движения в доменной печи полностью не
используются для металлургического процесса и, пройдя колошник,
присоединяют к себе продукты сухой перегонки и водяные пары
"топлива.

В табл. 2 приведен состав колошникового газа; выход колош-
никовых газов на 1 кг сжигаемого в домне кокса составляет
3,8—4,2 нмА1кг.

з)	Газ подземной газификации углей (см. § 32)

 Состав и теплотворность газа подземной газификации углей
приведены в табл. 2.
Глава 2

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОТДЕЛЬНЫХ
ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

§ 5. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ОТДЕЛЬНЫХ
ГАЗОВ И ИХ СМЕСЕЙ

Давление и температура отдельного газа, при которых происхо-
дит переход в жидкое состояние, называются критическими пара-
метрами состояния: рк и Тк,

Различные газы имеют различные критические параметры;
в табл. 3 приведены значения критических параметров состояния
ряда газов.

Приведенным давлением рпр отдельного газа называют отноше-
ние заданного абсолютного давления этого газа р к его крити-
р
ческому давлению рк, т. е. рпр = —.

1 Рк

Приведенной температурой Тпр отдельного газа называют от-
ношение заданной абсолютной температуры этого газа Т к его крш
Т

тической .температуре Тк, т. е. Тпр == у-.

Среднекритические и среднеприведенные параметры состояния
смеси газов определяются по критическим и приведенным пара-
метрам составляющих смесь газов компонентов; метод определения
среднекритических и среднеприведенных параметров виден, из сле-
дующего. примера.

Пример 1. Определить среднекритические и среднеприведенные параметры
естественного газа Дашавского месторождения состава (в % по объему):
СН4 — 97,9; С2Нв — 0,5; С8Н8 —0,2; С4Н10 —0,1; СО2 —0,1 и М2 — 1,2 при
/ = 20° С и р — 50 ата (табл. 3).

Пользуясь данными табл. 3, получим:

Газ	Объемные проценты	Тк абс.	рк абс.	Среднекритические	
				температура 1	давление
сн4	97,9	191,0	47,3	187,0	46,40
СйН8	0,5	305,0	49,8	1,5	0,25
С3н8	0,2	369,0	46,5	0,7	0,09
С4НИ	0,1	426,0	36,8	0,4	0,04
соа	0,1	304,4	72,9	0,3	0,07
Из •	1,2	125,8	34,6	1,5	0,41
Итого...	100,6			7С.К^ 191,4	Рс. к — 47,26
№ п. п.	г  Название  [•			
		окись угле- . рода	ВОДО- РОД	метан
... 1	•Химическая фор-			
	‘ мула •. . .	?	со	Н2	сн4
' 2	Молекулярный вес			
3	(округлен)	.  Газовая постояр-	28	2	16
	848	1	30,3	424	53,0
	, ная /? = ~~	;			
4	• Вес 1 нм3 газа .? в кг/нм3	'	1,250	0,089	0,717
5	Низшая теплотвор-			
6	ность I нм3, ккал/нм3  Теоретическое ко-  личество воздуха	3050	 2570	8550
	' в нм3 для. сжигания 1 нм3 горючего газа	2,4	2,4 .	9,5
7	Критическая тем-	*		191
	пература в 0 К :	134,3	33,-1	
х 8	Критическое .дав- ление, в ата 5	1 <	35,7 ..	12,8 	•47,3
9;'	, Температура-насы-;. щенного '' состояния в 0 С при ,760 л1м			г .
				
	рт. ст. >	( •	-г 191,5.	—25^,7	-^161,4
10	 Теплота парообра-.			
11	зоваиия в ккал/кг ; .	50,5. :	1О8;5	122
	Теплоемкость 1 як3			
	при. постоянном дав-. лении (0° С и 760 Мм			
	рт. ст).	0,311	0,306	0,390 •
Таблица 3

Горючие газы						Балласт в смесях горючих газов  I		
этан	пропан	бутан	пентан	этилен	пропи- лен	азот 	углекисл, газ	кислоро'д
с2н6:	СдНд	С4Н10	• С5Н12	ед	ед		со2	1  О2 1
30	44	58	72	. 28	42	28 '	44	32 :
28,3	19,3	14,6	11,8	.. 30,3	20,2	30,3	19,3	26,5
1,341	1,970	2.600	3,220	1,261	1,875	1,250	1,977	1,429 ,•
15 200	21 700	28 350	34 900	 14 560,	20850	—	—	1
16,7	23,7	: 31,0	,38,2	14,3	21,4	—	—	_ {
305	369	426	470	282,4	364,4	''125,8	304,4	154,3 1
.. 49,8	46,5	36,8	" 34,1..	52,4	46,9	34,6	72,9	49,7
—88,7	—42,2	'—10,2	 36,4 • 	—103,8	47,7	—195,8	—78,5	—182,6.
 116 >	102	, 91;	 86	115,2	’ 104,8	* 47,6	137	51,5 ,
0,623	0,855	1,09	- 1,32	0,580	0,840	- 0,311	0,384	0.312
^-2?—			«г яйте, .2. -ц-||.	-	„ —-			Йеьд 	
Среднеприведенпые параметры:

. . Т 273 + 20

Т’с.пр-^^-	191>4	»1-5:

Р 50

Рс- пр ~ Рс. к ~'17Д6 ~

Пример 2. Определить коэффициент сжимаемости природного газа для усло-
вий примера'!.

По полученным в примере 1 среднеприведенным-  параметрам природного
газа Дашавского месторождения (7С. пр — 1,5, рс. пр=-1,0Б) находим по графику
(рис. 2) коэффициент сжимаемости г = 0,9.

§ 6.	ОТКЛОНЕНИЕ ГОРЮЧИЙГАЗОВ ОТ ЗАКОНОВ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ

Горючие газы; являясь реальными газами, отклоняются от физи-
ческих'законов„с0вершенных газов.

Ван-дер-Ваальсом впервые предложено для реальных газов урав-
нение состояния вида"

(р^,-^)^-Ь) = КТ.

Это уравнейие состояния Ван-дер-Ваальса, выражая только
качественно процессы изменения объема газов или жидкостей при
разных температурах и давлениях, не является уравнением состоя-
ния, количественно удовлетворяющим экспериментальным данным;
оно учитывает непрерывность газообразного и жидкого состояний;
переход из газообразного состояния в жидкое и обратно и отно-
сится к обоим состояниям.

Основная причина, по которой уравнение Ван-дер-Ваальса коли-
чественно не отображает действительности в широких пределах
объёмов и температур, состоит в том, что величины а и Ъ, входя-
щие в уравнение, являются не постоянными, а функциями от
V И. Т [Г].	,

Процессы изменения объема газов в зависимости от давления
и температуры выявлены экспериментально и оценены коэффициен-
тами отклонения при сжатии,- так называемыми коэффициентами
сжимаемости г;, являющимися функцией давлений и. температур.

Уравнение состояния применительно к реальным газам имеет вид

№ = гКГ, ,	(1)

где Р — абсолютное давление газа, кГ/м2-,	-

V — молекулярный объем, лР[кмоль\

г — коэффициент сжимаемости,, являющийся функцией Р .и Т;

Р — газовая постоянная моля 848 кГ -М]кмоль -град =
= 8314 нм/кмоль  град = 1,985	ккал/кмоль • град — уни-

версальная газовая постоянная);

Т-—абсолютная температура газа, ° К;  . •<	. ш -
Значения коэффициентов сжимаемости для некоторых газов при
различных температурах и давлениях определены экспериментально
и приведены в ряде справочников 12, 3 и 4].

Для некоторых газов зависимость коэффициентов сжимаемости
от давления газа при-/ = 0°С представлена на рис. 1.

В условиях транспорта углеводородных газов г < 1; особенно
велико отклонение от закона идеального газа для тяжелых угле-
водородов (этилен, этан, .про-
пан, бутан, пропилен,- бути-
лен) при низких температурах'

Коэффициент сжимаемос-
ти г естественных газов
может быть определен из

графика рис. 2; для нахож-
дения искомого коэффициен-

Рис. 2. Зависимость коэффициентов
сжимаемости г естественных газов от
приведенного, давления рпр.

Рис. 1. Зависимость коэффициентов
сжимаемости г некоторых 'газов от
давления газа при I = 0° С.

та сжимаемости предварительно определяют среднекритическую
температуру Тс_ к и среднекритическое давление рс>к с последую-
(т \
Тс пр = --------------------------------------------------------

' 1	1 с. к'

и среднеприведенного давления ( рс пр = —— I, после чего по гра-
фику (рис. 2) находят коэффициент сжимаемости смеси'газов г.

§ 7.	УДЕЛЬНЫЙ (ОБЪЕМНЫЙ) ВЕС ОТДЕЛЬНЫХ ГАЗОВ
И ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

Удельный (объемный) вес отдельного газа (при 0° С и 760 мм
рт. ст.) определяется по известному выражению

То = 1^4 кг1н^*

где т — молекулярный вес газа.
Значения удельных весов отдельных газов приведены в табл. 3
(строка 4). Каждый отдельный газ, входящий в состав газовой’
смеси, носит название компонента этой смеси.

’ Удельный вес газовой смеси определяется по удельным весам
(Т1, Ъ, 7з>.	• > Тп) и объемным долям (гъ г2, г3, ... , г„) .компо-

нентов этой' смеси по выражению

1^П

’ 7™ = ТКх + ТЛ + • “ + 7Л + -  • + V» = 2-ТА. кг/нм*.

1--Л

Последнее выражение с учетом численных значений удельных весов
компонентов газовой смеси, (табл. 3) преобразовано в рабочую фор-
мулу для определения веса 1 нм* газообразного топлива:

= 0,01 (1,25 СО + 6,089 Н2 4- 0,717 СН4 + 1,341 С2Не + 

’	, 1,261.	+1,251 К'2 + 1,977 СО2 +

1,429 О3) кг) нм*.	(2)

В выражении (2) числовые коэффициенты удельные веса соот-
ветствующих газовых компонентов в кг]нм*’, СО, Н2, СН4 ... —
содержание компонентов в объемных процентах.

Удельный вес непредельных углеводородов (этиленовый ряд
СпН2п) принимается условно по этилену СаН4) являющемуся основ-
ной частью этой группы газов.

Удельный вес природного газа может быть определен по вы-
ражению [5]	_ -

7™ = 0,625 « + 0,090 кг!нм*.	(3)

В выражении (3) п — углеродное число для смеси метанового ряда
и балласта Б = СО2 + Ка; углеродное число п, являясь средней
характеристикой смеси,- зависит от процентного состава смеси
и определяется по выражению

__ 1СН4 + 2С2Нв + ЗС3Н8 	-	...

100 — 6	•'	' '

Пример 3. Определить удельный вес природного газа Дашавского место-
рождения состава: СН4 — 97,9%; С2Н6—0,5%; С3Н8—.0,2%; С4Н10-—0,1%;
СО2 — 0,1%; Ы2 — 1,2%.

Подставив в выражение (2) численные значения буквенных обозначений,
получим

= 0,01 (0,717-97,9 + 1,341-0,5 + 1,97-0,2 + 2,6-0,1 +

+ 1,977-0,1 + 1,25-1,2) = 0,72 кг/нм*.

Удельный вес природного газа можно определить также по выражению (3),

для чего предварительно находим величину, п (углеродное число) • по

нию (4), т. е.

выраже-

1 -97,9 + 2-0,5+ 3-0,2+4-0,1

100 —1,3

1,01.

Подставив в выражение (с^йЗжяЙё' п, пбЛучитл^
7™ = ^^Го1^^,б9®Ш472*жг/нжЗ-.

п =

2 Э. X. Одельский



?!. 'Зск.лв ?• ?

Хвзяйктуйя
§ 8.	ТЕПЛОЕМКОСТЬ ОТДЕЛЬНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

Под термином «удельная весовая теплоемкость» (удельная
теплота) газа С понимают количество тепла, сообщаемого 1 кг
газа для повышения его температуры на 1°С, ккал/кг -град (отни-
маемого от 1 кг газа для снижения его температуры на 1°С).

Удельная объемная теплоемкость газа С — количество тепла,
сообщаемое 1 гш3 газа для повышения его температуры на
1°С, ккал/нм3''-'град. Между С и С имеется следующая очевидная
зависимость:

С '= Суо ккал/нм3-град.

Термин «молярная теплоемкость» (тС) относится к 1 кмолю газа;
размерность — Ккал/кмоль- град.

У газов величина теплоемкости принимает различные значения
в зависимости от внешних условий' (давления и объема), при кото-
рых происходит сообщение или отнятие тепла, поэтому различают
теплоемкость • газов , при постоянном давлении Ср и теплоемкость
газов при постоянном объеме Ср,

' Для идеальных газов Ср и С„ существует зависимость вида

тСр — тСр	1,985.

Удельные весовые теплоемкости идеального газа при постоян-
ном давлении Ср и постоянном объеме Сс в согласии с элементар-
ной кинетической теорией определяются по известным выражениям:

где ' I—число степеней свободы молекул (для одноатомных газов
I = 3, двухатомных I = 5 и' для трех- и многоатомных
I = 6);

т — молекулярный вес газа;

г.	'	/п 848

7? — универсальная, газовая постоянная ( ° — 427 =

= 1,985 ккал/кмоль- град)..

С

Отношение уД- для идеальных газов зависит только от числа
степеней свободы его молекул и определяется по выражению

Ср ч 2

I

С	с

Так, для одноатомных газов -=- = 1,67, двухатомных -уД = 1,4

и многоатомных =1,33.
. Для кислорода имеем

С„ — 4Л.т~• 1,985. =<0,21.85 ккал/кг град,

что совпадает с опытными данными,

Для реальных газов значения величин Ср и Со приведены
в таблицах справочников [2, 3, 4 и др.].

Под средней теплоемкостью газа при нагревании его от 10 до
следует понимать отношение количества сообщенного 1 кг газа
тепла ф к разности, температур, т. е. Сср=.ккал/кг- град;

истинная теплоемкость Си = -^-.

Значения удельной объемной теплоемкости некоторых газов при
0°С и 760 мм рт. ст. приведены в табл. 3 (строка 11),

Теплоемкости газов зависят от температуры и Давления; значе-
ния теплоемкостей газов в зависимости от температуры и давления
приведены в таблицах ряда справочников [2, 3, 4 и др.].

Объемная удельная теплоемкость газовой смеси определяется по
удельным теплоемкостям (С'.) и объемным долям (г/) компонентов
этой смеси по выражению

1—п

с§м = С/!С'га4-	. -\-С'пгп = '^С/.гл.кка'л/нмг-град. (5)

1=1

§ 9.	ЯВЛЕНИЯ ПЕРЕНОСА

Тепловое движениё молекул газа вызывает непрерывное пере-
мешивание молекул и определяет, явления диффузии, теплопровод-
ности и вязкости газов. ’	, , ,

Явление диффузии в смеси, состоящей из различных газов,' про-
исходит вследствие перемешивания Молекул, вызванного .-тепловым
движением молекул, с выравниванием во всем объеме для каждого
компонента его парциального давления и плотности.

Явление теплопроводности газа определяется выравниванием
температуры при перемешивании молекул газа, обладающих в одной
части пространства в среднем большей кинетической энергией
(более высокой температурой), чем в другой.

Явление внутреннего трения (вязкости) газа вызывается- переме-
шиванием молекул газа, обладающих в одном движущемся слое
в среднем . большим количеством движения, чем в другом, с замед-
лением быстро движущегося и ускорением медленно движущегося
слоев газа, с переводом энергии из поступательного движения
(упорядоченного) в энергию беспорядочного движения (теплоту).

 Явления. диффузии, теплопроводности и внутреннего трения
могут происходить в «чистом виде» или налагаться друг на друга.
Беспорядочное (хаотическое) движение молекул газа опреде-
ляется, согласно элементарной кинетической теории, средним зна-
чением квадрата скорости и средней длиной ‘свободного пути
молекул.

Среднее значение квадрата скорости молекул газа

(6)

где 7? — универсальная газовая постоянная, равная 8,31 • 107 эрг/град;

Т — абсолютная температура газа, ° К;

т. — молекулярный вес газа.

Скорости газовых молекул велики и во многих случаях превы-
шают скорость звука в воздухе.

Средняя длина свободного пути молекул (или средний свобод-
ный пробег молекулы) равна

0,01

И 2 кпй<РР

(7)

где п0 — число молекул в 1 см3 (/г0 = 2,7-101а — число.Лошмидта);
г/— диаметр молекулы, см;

Р —давление газа, ата.

Из выражения (6) следует, что скорость теплового движения
молекул растет с увеличением температуры газа.	»'

Из выражения (7) вытекает, что длина свободного пути моле-
кулы при постоянной температуре обратно пропорциональна дав-
лению газа (числу молекул газа в 1 см3).

Так, средний свободный пробег молекулы азота в воздухе при
0й С и нормальном давлении (диаметр молекулы азота в воздухе
г/о~-3-1О-8 см) равен

I =

0,01

При давлении в 0,001 мм рт. ст. длина свободного пути молекулы
азота при 0°С

Значение и I для отдельных газов при нормальном давле-
нии и 0е С приведены в табл. 4.
•и *п где	Наименование газа	Удельный, вес газа То» /СЗ/Щ13	1  Е-	1 ам Ср% ккал/кг-град
1	Азот	1,250	0,2482	
2	Ацетилен	1,163	0,3845	
3	Бутан	2,600	0,3802	
4	Водород	0,089	3,3900	
5	Водяной пар	0,804	0,4515	
6	Воздух	1,293	0,2397	
7	Двуокись углерода	1,977'	. 0,1946	
8	Кислород	1,429	0,2185	
• 9	Метан	0,717	0,5172	
10	Окись углерода	1,250	0,2483	
11	Пропан	1,970	0,3701	
12	Пропилен	1,875	0,3406	
13,	Сероводород	1,520	0,2370-	
14	Этан	1,341	• 0,3934	
15	Этилен	1,261	0,3486	
Таблица 4.

Коэф, теплопровод- ности газа 1-1О2. ккал/м-ч-град	>	Динамич. коэф, вяз- кости газа р.-106, кге-сж/м2	Кинематич. коэф, вязкости газа -МО6,  мР/аек	Константа Сезерлен- да Со	Средняя скорость молекул- &}, мдс’ек.	Средняя длина сво- бодн. пробега моле- кул МО8, м
2,14	1,705	13,31	112	454,3	5,99
1,62	0,961	8,05	198	—	—
1,16	0,857	3,11	349	—	
15,0	0,865	94,27	90	1692	11,23
1,389	0,922	11,24	673	566,5	4,04
2,136	1,762	13,36	116	446,9	6,08
. 1,242	1,43	7,16	266	362,5	3,97
2,155	1,965	13,49	295	425.1	6,47
2,6	1,056	14,49	190	600,6	4,93
—	1,69	13,26	104	454,5	5,84
1,3	0,767	3,72	324	—	—
—	0,78	3,99	. 322	—	
.—	1,198	7,63	331	411-.9	3,75
1,57	0,872	6,30'	287	—	—
1,5	0,951	7,46	257	454,2	3,45
§ 10. ДИФФУЗИЯ ГАЗОВ

Количество продиффундировавшего газа 6, согласно основному
закону молекулярной диффузии, пропорционально градиенту плот-
ности газа площади, через которую происходит диффузия Д/,
промежутку времени диффузии Дг, коэффициенту пропорциональ-
ности 8 и определяется выражением

6=8-^Д/.Д2 кг.

(8')

Коэффициент пропорциональности 8, определяющий массопе-
редачу и называемый коэффициентом диффузии, на основе элемен-
тарной кинетической теории газов равен

8 = -4- соТ мЧсек,
О

(8)

где со — средняя скорость теплового движения молекул, м/сек;

I — средняя длина свободного пути молекул, м.

Значения со и I газов определяются соответственно по выра-
жениям (6) и (7).

'Выражение (8) пригодно для случая диффузии молекул газа
в среде молекул того же газа и диффузии разных газов; в послед-
нем случае под р следует понимать плотность газа, диффузия
которого' рассматривается, а не плотность смеси газов; под
со — среднюю скорость теплового . движения молекул рассматри-
ваемого.' газа;. под I — среднюю длину свободного пути молекул
диффундирующего газа в среде смеси газов.

Зависимость коэффициента диффузии 8 от температуры может
быть определена по выражению, предложенному Сёзерлендом [9]:

273+ Са
0 Т + Со

в

' Т \ 2
273/ ’

где. Т — абсолютная температура газа;

Со — постоянная Сёзерленда (табл.. 4);

8о — коэффициент -диффузии при 0° С. "

Коэффициент диффузии о, как это вытекает из выражения ;(8),
обратно пропорционален давлению. ’
Выражение (8) пригодно для процесса диффузии в неподвиж-
ной среде. В движущемся потоке Процесс массообмена записывается
в более общей форме:

V = — 8	4- ссхС.м?1м? > сек,

йх 1 х '

где хи)х — проекция скорости потока пр оси иксов;

С -г концентрация.

§11. ВЯЗКОСТЬ ГАЗОВ

Основным отличием реального- газа от идеального является на-
личие в реальном газе внутреннего, трения (вязкости), вызываемого
перемешиванием молекул газа, обладающих в .одном слое боль-
шим количеством движения, чем в другом.

Абсолютная величина силы трения 3,. отнесенная к единице
площади (1Р, определяется из известного выражения'

5 =

где п — нормаль к площадке дР; ,

Р — множитель пропорциональности, называемый коэффициен-
том вязкости или динамическим (абсолютным) коэффи-
циентом вязкости:

5 кВ	кГ  сек г,

и = -з------— = —§—(9,81 н-сек м?).

“	<1а> м/сек -м2	’	.	. ' ’

Коэффициент внешнего трения (стенки и жидкости) <р  имеет
характер кинематический и. зависит от относительной скорости
жидкости и стенки. Вследствие этого в формулу для <р вводится
не градиент скорости жидкости по-нормали, а разность - скоростей
жидкости и стенки:

5 кГ	кГ - сек /г, □, .	, о.

ср.=  й—— = —»— (9,81 н-секм?).
т Дю м2- м/сек	мй ' ’	' '

В технических расчетах,..динамический . коэффициент вязкости

иногда выражают через

=	(9,81 н/м-сёк).

Динамический коэффициент вязкости, имеющий размер-
ность дин-сек/'см?, носит название «пуаз» и обозначается из:

1 дин-сек/см? = 1 пз = 0,1 н-сек/м? = 0,0101972 кГ-сек/м?.

В согласии с кинетической теорией динамический коэффициент
вязкости газа взаимосвязан с плотностью газа р, средйей скоростью
теплового движения молекул да и средней длиной свободного пути
молекул I выражением вида

р.=	р а) I кГ  сек]я?.	(9)

О

Кинематическим коэффициентом вязкости V называют' отношение
динамического коэффициента вязкости р к плотности газа р, т. е.

V =	л?/сек.

(9')

Значения динамического коэффициента вязкости ри кинемати-
ческого коэффициента вязкости V для отдельных газов при 0°С
и атмосферном давлении приведены в табл. 4.

Вязкость газа в значительной мере зависит от температуры;
зависимость динамического коэффициента вязкости газов от тем-
пературы определяется известным выражением

з

_	273 + Со / Т \ 2

Н —Ро	(273^ ’

где р0 — динамический коэффициент вязкости газа при 0°С;

Т — абсолютная температура газа, ° К’,

Со — постоянная Сёзерленда (табл,- 4).

Коэффициент динамической вязкости. идеальных газов в согла-
сии с кинетической теорией не должен зависеть от давления;
реальные газы только приближенно подчиняются этому закону.
Вязкость реальных газов зависит от давления: с повышением дав-
ления вязкость увеличивается тем больше, чем больше степень
отклонения реального газа от идеального.

В табл. 5 дана зависимость динамического коэффициента вяз-
кости газообразного метана от давления.

Таблица 5

Давление, сипа	р.-10й, кГ-сек/м-		
	о°с	25°С	75°С
Атм. давление	1,056	1,130	1,283
20	1,088	1,156	1,315
60	1,242	1,283	1,380
100	1,445	1,385	.1,483
Зависимость кинематического коэффициента вязкости газа от
давления (если пренебречь изменением коэффициента динамической
вязкости от давления) определяется выражением

=	(10)

где Ро — давление газа, при котором известно значение коэффи-
циента кинематической вязкости >0, ата;

Р — давление газа, при котором определяется значение коэф-
фициента кинематической вязкости ата.

Динамический коэффициент вязкости смеси газов из гх, г2, г8...
(объемные концентрации компонентов смеси), т1г т%, т&... (молеку-
лярные веса компонентов), р.х, ц2, цд... (динамические коэффици-
енты вязкости компонентов), ГК1, ТКг, ТКз... (критические темпера-
туры компонентов) определяется из выражения

__ >1 р-1К т^Тк, ~|-	УЖгУ к2	

К^цУк, + Г^Ут^Г^ + ...

Кинематический коэффициент вязкости смеси газов из гх, г2, г8...
(объемные концентрации компонентов смеси) и соответственно ух,
у2, (кинематические коэффициенты вязкости компонентов смеси)
определяется по выражению

1	= Г1 I I ,

^СМ Ч. ^2	^3

Вытекающее из сопоставления выражений (8), (9) и (9') равен-
ство 8 V в действительности. оправдывается для газов прибли-
женно.

§ 12. ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ ГАЗОВ

Закон распространения тепла путем теплопроводности (закон
Фурье) описывается известным выражением

д = — X§габ I ккал/м^-ч.

(11)

Множитель пропорциональности X в выражении (11)» называе-
мый коэффициентом теплопроводности, является физическим пара-
метром вещества и характеризует способность вещества проводить
тепло.

Величина коэффициента теплопроводности определяет собой
количество тепла, которое проходит в единицу' времени (час) через
единицу поверхности (л2) при падении температуры1 в 1°С на еди-
ницу длины (ж); размерность коэффициента теплопроводности
в технических единицах: ккал]м-ч-град.
Коэффициент теплопроводности различен для разных веществ
® зависит от структуры, объемного веса,- влажности, давления
л температуры.

Коэффициент теплопроводности газа, характеризующий перенос
-тепла путем теплопроводности в газе, согласно кинетической тео-
рии, определяется выражением

1 =	(12)

Коэффициент, теплопроводности отдельных' газов лежит в пре-
делах значений X = 0,005 4-0,15 ккал]м-ч-град.

Значения коэффициентов теплопроводности отдельных газов
приведены в табл. 4,

Коэффициенты теплопроводности практически не зависят от
давления, за исключением очень высоких (более 2000 ата) и очень
.низких (меньше 20 мм рт. ст.) давлений.

Коэффициенты. теплопроводности газов при повышении темпе-
ратуры возрастают; численное значение коэффициента теплопро-
водности газа при повышении температуры определяют по формуле
Сёзерленда:

з

_ , 273 + Со ]Т\ 2

0 7" + С0 ^273^ ’

где Т — абсолютная температура, ° К;

Хо— коэффициент теплопроводности при 0°С (табл, 4);

Со — постоянная Сёзерленда (табл, 4).

Для смеси газов коэффициенты теплопроводности определяют
-только путем опыта,  так как -для X закон аддитивности непри-
меним.

.§ 13. ТЕМПЕРАТУРЫ И ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННОГО СОСТОЯНИЯ
.ОТДЕЛЬНЫХ ГАЗОВ	'

Температуры насыщенного состояния и теплота парообразова-
ния отдельных газов при атмосферном давлении даны в табл. 3
{(строки 9—10).

Давления насыщенного состояния отдельных газов в зависимости
.от температуры приведены в табл. 6.

Упругость паров жидкой' смеси углеводородов определяется
-Как сумма парциальных давлений:

Рем ~ Х.1Р1 + Х2р2 4"	• + ХпРп>

где Хъ х2,..., хп— мольные концентрации каждого углеводорода
в Жидкой смеси;

Р1, р2> • • •> Рп — упругость паров углеводоподов в чистом-виде
при температуре смеси.
Таблица 6

Температура, в с	Давление, ата					
	этан„  • С2Нв	ацетилен -С2Н2	, пропан  •СаН8	пропилен  * с3нв-	бутан  С4Ню	бутилен  < ’С4Н8
—40	7,67	7,63	1,09	1,41.	0,28	0,22
--30	10,50	10,80	1,64	2,11	0,46	0,37
—20-	14,00	’ 14,90	'" 2,39	3,04	0,71'	0,59
—10	18,31	20,0’0	3,38	4,24	1,07 ‘	’ 0,89
0	23,55	26,30	4,66	5,75	1,53.	1,30
10	29,81	34,10	6,29	7,64	2,15	1,84
20	37,21	43,30	8,33	9,97	2,94	2,55
30	45,85	54,20	10,80	12^81	3,94	3,45
’ 40	—		13,62	16,22	5,18	4,58

Пример 4. Определить . упругость . паров, эцидкого. газа цри„20ЧЗ весового
состава: 2% этана; 80% пропана и 18%-бутана.

Пересчет весового состава газа в молекулярный

Гаэ	Весовой состав, %	Молеку- лярный вес	Число молей	Молекуляр- ные концентр, х	Упругость паров в ата при ^~20°С (табл. 6)
Этан	2	30	•0,067	0,03	37,21
Пропан	-80	44	1,820	0,83	8,33 ‘
Бутан	18	58	0,311'		0,14	2,94
Итого	100		2,198	1,0	

рсы = 0,03-37,21 + 0,83-8,33 + 0,14-2,94 = 8,5 ата.

§ 14. ТЕПЛОТВОРНОСТЬ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ИХ СГОРАНИЯ

Важнейшей характеристикой газообразного топлива является
его теплотворность, под которой разумеется тепловыделение на
единицу объема (2 ккал/нм®).

Величины низшей теплотворности (<2« ккал/нм?) отдельных
горючих газов приведены в табл. 3 (строка 5).
Теплотворность (низшая) газообразного топлива определяется
как сумма произведений ‘ теплотворностей горючих компонентов
газа соответственно на их объемные доли по выражению

(2«‘= 30,5СО4 85;5СН/4-152С2Н64-.217С3Н8-|- ... 4

4 145,601., а- 208,5(414- 25,714 ккал/нм3.	(13)

• В выражении (13) числовые коэффициенты — теплотворности
соответствующих газовых компонентов в ккал)нм3; СО, СН4,
С2Н8 ... —- содержание компонентов в объемных процентах. При
наличии в газовом топливе влажности его объемный процентный
состав должен быть  соответственным образом пересчитан путем
умножения объемных процентов каждого компонента на коэффи-
циент н -0 -1 [ О , где Н2О— объемное процентное содержание
водяных паров в рабочем газообразном топливе.

Теплотворность непредельных углеводородов (этиленового ряда
С„Н2п) принимается условно по этилену (С2Н4), являющемуся основ-
ной частью этой группы газов.

Таблица 7

Горючий газ	В смеси с* воздухом		В смеси с кислородом	
	процент газа в смеси-с воздухом	температура пламени, °С	процент газа в смеси с кислородом	температура пламени, °С
Ацетилен	9	2325	33	3007
			44	3137
			50	2927
Окись углерода	20	I650	20	1850
-	25	1930	30	2400
	32	2100	40	2680
	45	1850	60	2905
			70	2925
1			80	2805
Метан	10,0	1875		—..
Этан	5,8	1895	—.	—
Пропан	4,15	1925	—	—
Бутан	3,2	1900	—	—
Водород	31,6	2045	—	—
Этилен	7,0	1975	—	—
Пропилен	' 4,15	1925	—	—
Бутилен	3,2	1900 '	—	в—
Аммиак-	21,0	1700	—	1
Теплотворность природного газа может быть определена по
выражению [5]	'	_

= 6600 п 1950 ккал/нм*,	(14)

В выражении (14) п — углеродное число для смеси метанового
ряда и балласта Б = СО2 К2 (определение п — см. § 7).

Прийер 5. Определить теплотворность природного газа Дашавского место-
'рождения состава: СН4 — 97,9%; С.,Не— 0,5%; С.,Н8 —0,2%; С4Н10-~-0,1%;
СО2 —0,1%; М2 —0,2%.	г	,

Теплотворность природного газа, исчисленная по выражению (13),
о" = 85,5-97,9 + 152-0,5 + 217-0,2 + 283,5-0,1	8617 ккал]нмК

Теплотворность природного газа, вычисленная по выражению (14),

<2® = 6600Й + 1950 = 6600-1,01 + 1950« 8616 ккал]нм*.

Углеродное число определяется по выражению (4):

- 1СН4 + 2С2Н6 + ЗС3Н8 + ...	1-97,9+ 2-0,5+ 3-0,'2+ 4-0,1

100 —Б	~	100 — (0,1 + 1,2)	-1,01-

Температура пламени при горении газа в смеси с воздухом и в смеси
с кислородом приведена в табл. 7.

§ 15.	КОНЦЕНТРАЦИОННЫЕ ПРЕДЕЛЫ ВЗРЫВАЕМОСТИ
ГАЗОВОЗДУШНЫХ СМЕСЕЙ

Температурой воспламенения (взрываемости) газов называют
минимальную температуру, до которой должна быть нагрета газо-
-воздушная или- газокислородная взрывчатая смесь, чтобы начался
процесс горения (табл. 8).

Низшая (или высшая) концентрация горючих компонентов во
взрывчатой газовоздушной или газокислородной смеси, при которой
не может происходить реакция горения, называется низшим (или
высшим) концентрационным пределом взрываемости (воспламенения).

Концентрационные пределы взрываемости (воспламеняемости)
смеси газов определяются по выражению

где	Ь — низший (или высший) предел взрываемости

смеси газов;

1Ъ 12, -. - , /„ — низший (высший) предел взрываемости каждого
отдельного газа;

Г1, г2, ... , гп — процентное содержание по объему газа в смеси:

В табл. 8 приведены значения температур воспламенения и пре-
делы взрываемости отдельных газов в смеси с воздухом и кисло-
родом (при 1 атм).
Таблица 8

Газ	Температура _ воспламенения, ’С		Пределы взрываемости при 20° С (объемные проценты) с			
	с возду-.  ХОМ	с кисло- родом	воздухом		кислородом	
			низший	верхний	низший	верхний
Водород	. 510	450	4,1	75,0	4,5	95,0
Метан	.537	. 645	5,3	15,0	5,0	60,0
Этан	510	500	‘3,0	14,0	3,9	50,5
Пропан	466	490	2,1 .	9,5	—	—
Бутан	430'	460	1.5	8,5	—	—
Окись углерода	610	590	12,5	75,0	13,0	96,0
Сероводород	290	220	4,3	45,5	—	•—
Этилен	450 -	485	' 3,0	16	3,0	80,0

Пример 6. Определить пределы взрываемости смеси воздуха с газом состава;
СН4 —93,2%; С2Не —2%; С3Н8 —0,4%; И2 — 4,4% (объемные %),

Пользуясь данными табл. 8, находим:

^-иизш = дз 2	2	0,4 ~	верх = 93,2	2	0,4 =

5,3 + ЗД-+ ”23	15,0 + 14 + 9,5

§ 16.	ТОКСИЧЕСКИЕ ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ [8]

Горючие газы, часто содержат токсические (отравляющие) при-
меси: окись углерода (СО), сероводород (Н25), сероуглерод (С82),
циан (С2Н2), цианистый водород (НСЫ), аммиак (МНа) и др.

Токсическое воздействие на организм человека происходит
главным образом за счет действия ядовитых примесей и продуктов
неполного сгорания.

Горючие природные газы в отличие от искусственных горючих
газов обычно содержат меньшее количество вредных примесей
и практически безвредны в смысле возможности отравления.

Токсическое действие природного таза (нефтяного) проявляется
только при высокой его концентрации, заметно уменьшающей
содержание кислорода во вдыхаемом воздухе; гигиенической нормой
содержания природного (нефтяного) газа в воздухе считается
0,5-мг/л, при содержании 20 мг/л появляются признаки отрав-
ления.

Окись углерода (СО) по токсическим свойствам — один из силь-
нейших ядов; окись углерода является составным компонентом
большинства искусственных газов и может, образовываться, в слу-
чае несовершенства и плохой эксплуатации горелочных и топоч-
ных устройств, не/ обеспечивающих необходимых условий для
полного сгорания.

Предельная концентрация окиси углерода в воздухе рабочей
зоны допускается в размере 0,03 мг]л.

Наличие в воздухе помещения окиси углерода определяется
с помощью двухлористого палладия. Полоски .фильтровальной
бумаги пропитывают однопроцентным раствором. Рс1С12 и высуши-
вают. Перед употреблением эти бумажки смачивают пятипроцент-
ным раствором уксуснокислого свинца; эти влажные бумажки
чернеют при наличии в воздухе окиси углерода, и степень черноты
зависит от концентрации окиси углерода в воздухе и времени ее
действия.

Сероводород Н23 входит - в состав большинства неочищенных
искусственных и некоторых природных газов, является' сильным
ядом и оказывает значительное раздражающее действие на дыха-
тельные пути и глаза; при действии на человека высоких концен-
траций сероводорода (1 лгг/л и выше) отравление может развиваться
почти мгновенно: судороги и потеря сознания сопровождаются
быстрой смертью от остановки дыхания, а иногда от паралича
сердца. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воз-
духе помещений установлена не более 0,01 мг/л.	<

Присутствие сероводорода в воздухе может быть обнаружено
реактивной бумажкой, смоченной'двухпроцентным спиртовым рас-
твором уксуснокислогб свинца. Фильтровальная бумажка должна
смачиваться перед употреблением, окраска появляется через 30 сек:
при концентрации 0,01—0,02 мг/л цвет бумажки • светло-желтый
до желто-коричневого; 0,02—0,06 мг/л — от желто-коричневого до
бурого и 0,06—0,15 мг/л— от бурого до черного.

Сероуглерод (С32) обычно'содержится в горючих искусственных
газах, получаемых в процессе сухой перегонки каменных углей.
Хроническое воздействие малых концентраций приводит к тяжелым
заболеваниям нервной системы. Предельно допустимая концентра-
ция сероуглерода в воздухе помещений 0,01 мг/л.

Аммиак (ЙН3) — токсичный газ; максимально допустимое содер-
жание его в газах, применяемых для газоснабжения городов, не
должно превышать' 0,02 г/нмъ.

Высокие концентраций аммиака (0,5—0,7 мг/л) вызывают рез-
кое слезотечение и боль в глазах, ощущение удушья, сильные
приступы кашля, головокружение, рвоту и могут оказаться смер-
тельными. Предельно допустимая концентрация'.аммиака в..воздухе
помещений 0,02 мг/л.

Цианистый водород (ПСЫ) появляется в процессе коксования
каменноугольных топлив в результате взаимодействия аммиака
с раскаленным коксом.. Вдыхание высоких концентраций цианистого
водорода приводит почти мгновенно к Потере сознания и параличу
дыхания, за которым вскоре наступает паралич сердца. Предельно
допустимая концентрация цианистого водорода в воздухе помеще-
ний установлена в размере 0,0003 мг/л.

Обнаружение в воздухе цианистого водорода может произво-
диться с помощью фильтровальной бумажки, пропитанной раство-
ром Медного купороса и фенолфталеина. При наличии в воздухе
0,001 мг/л цианистого водорода такие бумажки окрашиваются
в ярко-красный цвет, при меньших концентрациях — в розовый?

§ 17.	КОРРОЗИЙНАЯ СПОСОБНОСТЬ ГАЗОВ

Воздействие компонентов горючих газов на стенки аппаратов
и газопроводов сказывается в разрушении (разъедании) металла
стенок (коррозия).

Сероводород На8 является не только высокотоксическим ядом,
он сильно корродирует металл. Сероводород, реагируя с металлом,
образует, сульфиды железа, проницаемые для газа и поэтому не
предохраняющие от дальнейшего разрушения находящийся под про-
дуктами коррозии чистый металл; повышение давления газа при-
водит к ускорению процесса коррозии.

При сгорании сероводород образует сернистый газ, обладаю-
щий высокой токсичностью и коррозийностью.

Предельно допустимое содержание сероводорода в горючем
газе для бытовых нужд, не должно превышать 0,02 а/ж3.

Предупреждение коррозии металла от воздействий сероводорода
может быть осуществлено тщательной очисткой газа от этой при-
меси; при осушке газа процессы коррозии протекают значительно
медленнее, чем при наличии в газе конденсирующейся влаги.

При повышенных температурах и давлениях водород вызывает
так называемую водородную коррозию (пентерацию), приводящую
к хрупкости металла стенок, и диффузию водорода через эти
металлические стенки. Прибавка к стали молибдена (0,5%) и хрома
(4—6%) сильно повышает устойчивость стенок против явлений
водородной коррозии.

Значительную коррозию при высоких температурах вызывают
окись углерода, двуокись углерода и цианистые газы.

§ 18, ВОДА В ПРИРОДНОМ ГАЗЕ

Горючие газы всегда содержат пары воды. Поведение воды
в горючем газе подчиняется общим законам физики о трех агре-
гатных состояниях и закону фазного равновесия.
Содержание влаги в газе определяется по известному выраже-
нию

с1 —	„ ЧРп—, кг/кг сухого газа,

#п. Р — ЧРп

где /?г и 7?п —газовые постоянные соответственно, сухого газа
и водяного пара;

9 — влажность газа, %;

рп—.упругость насыщенных паров воды при данной
температуре, мм рт, ст.’,

Р — общее давление влажного газа, мм рт. ст.-,
д. — влагосодержание, кг,/кг сухого газа.

Для природных газов данные по влагосодержанию и упругости
водяных паров в состоянии насыщения, приведенные в табл. 9,
справедливы только для атмосферного давления. -

Таблица 9

/, °с	Упругость водяного пара, мм рт. ст. -	Содержание водяных паров,	1. ®С	Упругость водяного пара, мм рт. ст.	Содержание водяных паров, г/м*
—10	1,95	2,14	6	7,01	7,3
— 9	2,13	2,33	7	7,51	7,8
- 8	2,32	2,54	8	8,05	8,3
— 7	2,53	2,76	9	8,61	8,8 
— 6	2,76	2,99	10	9,21	9,4
— 5	3,01	3,24	11	9,84	10,0
- 4	3,28	3,51	12	10,52	10,7
- 3	3,57	3,81	13	 11,23	11,4
— 2	3,88	4,13	14	11,99	12,1
— 1	4,22	4,47	15	12,79	12,8
0	4,58	4,84	16	13,63""-	13,6
1	4,98	5,22	Т7	14,53	14,5
2	5,29	5,60	18	15,48	15,4
3	5,69	5,98	19	16,48	16,3
4	6,10	6,40	20	17,54	17,3
5	6,54	6,84			

Содержание водяного пара в углеводородных газах при высо-
ких давлениях и различных температурах определяют по опубли-
кованным экспериментальным материалам или диаграммам [4].

3 Э. X. Одельский
'Содержание водяного пара в природном газе с достаточной
для практики точностью можно определить по выражению [6]

г/нм\	(16)

где 7П — содержание водяного пара в природном газе, г//ш3;'
рп — упругость насыщенных паров воды при данной темпера-
туре, мм рт. ст. (табл. 9);

Р — общее давление газа, ата.

Значения коэффициента А в .выражении (16) приведены в табл 10.

Т а-б л и ц а . 10

Общ. давление газа Р, ата -	до 10	20	30	40	50	60	70	80	90	100 и выше
Значение коэффициента А	1,1	1,2	1,3	1,4	1.5	1,6	1,7	1.8	1.9	2

Пример 7. Определить содержание водяного пара в приррдном газе при
/= Ю’С, I1  № ата.

Упругость насыщенных паров воды при 1= 10°С по табл. 9 рп.=
= 9,21 мм рт. ст.

Содержание водяного пара

Тп = А	= 1,3 ~	0,42 г/нм3.

Полученный результат совпадает с опубликованными экспериментальными дан-
ными в ряде справочников [4].

§ 19. КРИСТАЛЛОГИДРАТЫ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Углеводородные газы, насыщенные влагой, при наличии воДы
в жидкой фазе могут образовать при определенных значениях
давления и температуры соединения с водой, называемые кристалло-
гидратами.

Метан, этан, пропан образуют с водой соответственно гидрат
метана СН4-7Н2О, гидрат этана С2Не-8Н2О, гидрат пропана
СзН8-18Н2О. Эти гидраты, похожие по внешнему виду на белую
снегообразную кристаллическую массу, относятся к неустойчивым
молекулярным соединениям, сравнительно быстро разлагаются на
свои составные части — углеводород и.воду. ,

Гидраты метана, этана и пропана имеют температуру плавле-
ния более высокую, • чем температура замерзания обычной воды.

Для природного газа получена ‘зависимость между давлением
газа и температурой плавления гидратов [7]:

/пл = 10,633 /®-283 — 17,78 град,	(17)
где 1ПЛ — температура плавления гидратов, °С;

Р— давление газа, ата.

Выражение (17) дает возможность выявить условия образова-
ния гидратов природного газа: при наличии в газопроводе воды
в жидкой фазе и при температурах природного газа ниже темпе-
ратуры плавления гидратов образуются гидраты.

Осушка природного газа исключает возможность образования
гидратов в газопроводах, транспортирующих природный газ. Иссле-
дованиями [7] установлено, что для достижения равновесной фазы
между фугитивностью воды в природном газе и фугитивностью
гидратов достаточно обезвоживание газа доводить, до влажности
несколько ниже 60% для самой низкой из возможных температур
в газопроводе.

Наиболее распространенным способом осушки природного газа
является физико-химический абсорбционный (поглощение влаги
жидкими веществами — абсорбентами). В газотранспортной технике
получили промышленное внедрение в качестве абсорбентов растворы
дйэтиленгликоля,4 хлористого кальция и др.

1.	85—97 % -ной концентрации раствор диэтиленгликоля (С4Н10Оз)
смешивается с водой в любых отношениях, понижает точку росы
на 25—34°, стабильный по отношению к газам, содержащим кисло-
род, серу и углекислоту; потери при регенерации раствора состав-
ляют 5—15 кг на 1 млн. м8 природного газа.

2.	35—40%-ной концентрации раствор хлористого кальция
СаС1а понижает точку росы на 17°; раствор коррозийно агрес-"
стен; потери при регенерации раствора составляют 3 кг на-
1 млн. лэ природного газа.

Пример 8. Определить . возможность гидратообразования в трубопроводе,
транспортирующем природный газ с температурой 1Г = 10°С и давлением
Р = Б0 ата.

По выражению (17) определяем температуру плавления гидратов для
Р «в БО ата:

/пл = 10,633Р°’28В — 17,78= 10,633-50°’285 — 17,78 ~ 14,6 град.

Температура газа /г = 10 °С (ниже температуры плавления гидратов
/пл“ Н,6'С) создаст при наличии влажного Таза условия - гидратообразования
в газопроводе.
Глава 3

СУХАЯ перегонка твердого топлива

§ 20.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЦЕССЕ СУХОЙ ПЕРЕГОНКИ

ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

Твердое топливо при нагревании его до высокой температуры
без доступа воздуха разлагается с образованием новых твердых,
жидких и газообразных веществ. Этот процесс термического раз-
ложения твердого топлива называется сухой перегонкой.

Количество и качество продуктов сухой перегонки зависят от
сорта топлива, размеров кусков его и температуры^ при которой
ведется процесс сухой перегонки.

Гигроскопическая влага выделяется из топлива в интервале
температур 100—150°С и выше.

При температурах 150—200 °С начинается выделение из топлива
углекислоты; в пределах температур 200—250 °С происходит уси-
ленное выделение углекислоты, а в. продуктах перегонки торфа
и древесины появляется уксусная кислота.

Смоляные продукты появляются при температуре около 300 °С;
интенсивное смолообразование с выделением из топлива горючих
газов (непредельные углеводороды, метан, водород) происходит
при температурах 350—400 °С; выделение смолы достигает макси-
мальной величины в пределах температур 400—450 °С; по мере
повышения температуры сверх 450° С выход смолы уменьшается,
и при температурах 500—550 °С выделение смолы прекращается.

При повышении температуры сухой перегонки от 550 до 1100 °С
происходит выделение лишь газовой фазы в 4—5 раз больше, чем
в интервале температур 350—550 °С; газы эти содержат метан,
водород, азот.

При 1000—1100°С выделение газа прекращается и твердый
остаток (кокс) оказывается лишенным летучих.

§ 21.	ПОЛУКОКСОВАНИЕ (ШВЕЛЕВАНИЕ).

ВЫХОД ПРОДУКТОВ ПОЛУКОКСОВАНИЯ

Процесс сухой перегонки твердого топлива, осуществляемый
при температурах 500—550 °С, называется цолукоксованием, шве-
леванием или низкотемпературным коксование'м.
Продуктами полукоксования являются: полукокс, смола, газ
и подсмольная вода. Выход продуктов полукоксования и их каче-
ство . зависят от вида исходного топлива, размеров кусков его
и режима работы печей; чем мельче куски перерабатываемого
топлива, тем больше выход смолы и меньше выход полукокса.

Выход продуктов полукоксования некоторых видов топлива
приведен в табл. И.

Таблица 11

Топливо	Баланс шв.елевания в %			на сухое вещество.		Выход газа,
	полу- кокс	смола	пироген- ная вода '	* газ и потери	уксусная кислота	
Каменный уголь (Журин- ского месторождения)	71	12	8	9	.—.	75—85
Подмосковный уголь	72	8	9	11	—	65—85
Торф	41	11	17,5	29,2	1,3	300—350

Главным продуктом полукоксования является твердый остаток,
называемый полукоксом и отличающийся от кокса некоторым
содержанием летучих веществ и высокой реакционной способ-
ностью. Полукокс применяется в качестве: а) топлива для сжига-
ния в топках домашних печей, паровых котлов И промышленных
печей; б) газогенераторного топлива для выработки водяного пара;
в) топлива для паровозов и газогенераторных двигателей автомо-
бильного и тракторного транспорта и др. Использование полукокса
в котельных электростанций служит основанием для энерготехно-
логического использования топлив.

Смола полукоксования наряду с полукоксом является также
главным продуктом полукоксования и служит сырьем для полу-
чения бензина, керосина и смазочных масел. Торфяная и сланце-
вая смолы служат, сырьем для переработки на моторное топливо
и смазочные масла; из буроугольной первичной смолы извлекается
горный воск.

Швельгаз имеет менее существенное значение, чем смола и по-
лукокс, и используется главным образом для отопления печей
полукоксования; в случае передачи швельгаза в сеть бытового
газоснабжения печи полукоксования переводятся на генераторный
газ. Теплотворность швельгаза. из старых каменных углей выше
теплотворности швельгаза из молодых топлив.

Швельгаз из топлив со значительным содержанием кислорода
(древесина, торф, бурый уголь) имеет больше кислородсодержащих
соединений, особенно углекислоты; менее богатые кислородом
каменные угли дают швельгаз с высоким содержанием углеводоро-
дов, особенно метана и его гомологов.
Состав и теплотворность газов полукоксования приведены в
табл. 12.

Таблица 12

Топливо	Состав, швельгаза в объемных %						Низшая тепло- _н трорн. ккал[няР
	СО2+Н28	Сп Нт	СО	Н2	сн4		
Каменный уголь (Журин- ского месторождения)	13,6	5Д	11,2	10,0	46,5	13,6	5280
Подмосковный уголь	50	3,5	7,8-	9,0	28,0	1,7	3350
Торф	41,3	1,7	16,0	20,0	19,5-	1,5	2900

Подсмольная вода обладает резко выраженным запахом серово-
дорода, содержит в себе воднорастворимые соединения (фенолы,
кислоты, аммиак, сернистые соединения и др.) и обладает ядови-
тыми свойствами. Подсмольные воды перед спуском их в реки,
озера и т. п. должны подвергаться очистке с выделением ценных
химических веществ. Очищенная подсмольная вода может быть
использована для тушения полукокса при выдаче его из печи,
для орошения холодильников и скрубберов.

Процесс полукоксования твердого топлива осуществляется
в печах с внешним обогревом и в печах с внутренним обогревом
в зависимости от сорта топлива.

. В' печах с внешним обогревом тепло подводится к перерабаты-
ваемому топливу через нагревательную стенку; толщина слоя пере-
рабатываемого топлива должна быть незначительной вследствие
малой теплопроводности топлива. Конструкция печи с внешним
обогревом для полукоксования мелкозернистого топлива приведена
в работе [11]. Описание технологической схемы завода полукоксо-
вания мелкозернистого топлива с внешним обогревом печей имеется
в работе [11].

В печах с внутренним обогревом тепло подводится непосред-
ственно к поверхности кусков обогреваемого топлива путем кон-
вективного теплообмена при- значительно большей толщине слоя
перерабатываемого .топлива по сравнению с печами с внешним
обогревом. В печах с внутренним обогревом нельзя производить
процесс полукоксования мелкозернистых и спекающихся топлив,
,так как . при этом исключается' возможность равномерно распреде-
лить теплоноситель в .слое. Конструкция типовой, печи Главгаз-
топпрома с. внутренним обогревом. для полукоксования каменных
нёспекающйхся углей, кускового , торфа и сланцев приведена
В работе [10]. Описание технологической схемы завода полукоксо-
вания. твердого, топлива с. внутренним обогревом печей имеется
в работе [11].		-•
§ 22.	КОКСОВАНИЕ. ВЫХОД ПРОДУКТОВ КОКСОВАНИЯ

Процесс.сухой перегонки твердого топлива при температурах
1000—1100°С называется коксованием; в результате процесса
коксования получают металлургический кокс, пригодный для
доменной плавки руд. Для коксования применяют хорошо спекаю-
щийся, невспучивающийся уголь с умеренным содержанием лету-
чих (20—25%) и невысоким содержанием золы. Эти требования
вытекают из необходимости получать наиболее высокие выходы
плотного и прочного кокса,

Продуктами коксования являются кокс, газ, смола .и надсмоль-
ная вода. Выход продуктов коксования и их качество зависят от
сорта каменного угля и режима работы коксовой печи.

Средний выход продуктов коксования каменных углей приведен
в табл. 13.

Таблица 13

Топливо	Баланс коксования в' % на сухое топливо ..					 Выход газа. нл3/ т
	кокс	газ	смола	аммиак	бензол	
Коксующийся каменный уголь	75	20	3,6	0,4	1	300—350

Главным продуктом коксования является твердый" остаток, на-
зываемый коксом, выход, которого в зависимости от количества
летучих в шихте колеблется в пределах 75—82%, считая на
сухую угольную шихту. Рядовой кокс подвергается сортировке:
куски размером больше 25 мм составляют металлургический кокс,
куски размером 15—25 мм носят название «орешек» и применяются
для получения генераторного газа, куски размером ГО—15 мм
относятся к мелочи и сжигаются в топках котельных. Выход
металлургического кокса составляет 92—95% от ег,о валового
выхода, орешка—3—5% и мелочи—2—3%.

Коксовальный газ наряду с коксом является одним из .главных
продуктов коксования; выход сухого- газа составляет 300—350 нм8.
на тонну сухой шихты. Состав газа и его теплотворность меняются
в одной камере коксования на протяжении всего периода, коксо-
вания. Наличие в коксовой батарее нескольких десятков коксовых
камер с разновременностью загрузки камер свежей шихтой и вы-
грузки созревшего кокса, с протеканием процесса коксования
в разных камерах при различных температурных режимах, с вы-
дачей разных составов коксовального газа, перемешивающихся
в барильете, в конечном счете приводит к среднему составу газа
за полный период коксования.

Средний состав и теплотворность коксовального газа приведены
в табл. 14.
Таблица 14

Топливо	Состав коксовального газа в объемных %								Низшая теплотвор- ен ность * ккал/нм?
	со2	Н23	С«Нт	со	Н2	сн<		О2	
Коксующийся ка- менный уголь	2	0,5	2	7	57	23	7,5	1	- 4000

Коксовальный газ применяется в качестве топлива для обо-
грева плавильных и прочих промышленных печей, сырья для хими-
ческой промышленности; коксовальный газ удовлетворяет требова-
ниям современных стандартов на бытовой газ (низкое содержание
окиси углерода и азота и высокая теплотворность газа) и поэтому
применяется для коммунального газоснабжения путем подачи его
на дальние расстояния.

Из коксовального газа путем глубокого охлаждения и компрес-
сии извлекают водород в количестве приблизительно 50% от
исходного газа для нужд химической промышленности, синтеза
аммиака, гидрирования топлива и т. п.; остаточный газ (после
• извлечения водорода из коксовального газа) используется в каче-
стве топлива, имеющего следующий состав и теплотворность:
СО2 -г- 0,7 %; С„Нт — 4,5 %; Оа — 1,1 %; СО — 13,2 %; Н2 — 6,1 %;
СН4—50,6%; И2—23,8%; $« = 5500 ккал/нм*.

Выход смолы составляет 2,5—4%, считая на сухую угольную
шихту. Коксовая смола (каменноугольная смола) перерабатывается
на ряд продуктов, являющихся исходным сырьем ценных химиче-
ских соединений. Смола коксования тяжелее воды и содержит
ряд веществ, отсутствующих в полукоксовой смоле (бензол, наф-
талин, антрацен). Сырая коксовая смола применяется в толевом
производстве, для консервирования древесины, в производстве
сажи и т. д.

Надсмольная вода содержит в растворенном состоянии ряд хи-
мических соединений, главнейшее из которых —• аммиак; выход ам-
миака составляет 0,25 — 0,40%, считая на сухую угольную шихту,

Бензол улавливается из газа в скрубберах в количестве 0,6—0,7%
и из каменноугольной смолы путем отгонки в количестве 0,3—0,4 %
с суммарным выходом около 1 %, считая на сухую угольную шихту,
Сырой бензол является смесью нескольких химических веществ
(бензол, толуол, ксилол и др.).

Подробные сведения о процессе коксования твердого топлива,
конструкциях коксовых печей, отапливаемых коксовальным газом,
с поперечным расположением регенераторов, улавливанием летучих
продуктов коксования, использованием тепла отходящих газов для
подогрева воздуха в регенераторах, машинах и механизмах, обслу-
живающих коксовые печи, о тепловом и гидравлическом режимах
коксовых печей можно найти в специальной литературе, например
[10 и 11].

Описание схемы современного коксохимического завода с цсх.ом
производства кокса, цехом конденсации для улавливания побочных
продуктов и химическим цехом для переработки уловленных про-
дуктов имеется в 'работе [10].

Когда в.вертикалах одной группы происходит горение газа
(восходящий поток), вертикалы второй группы служат для отвода
продуктов горения (нисходящий поток). Коксовальный газ поступает
в вертикалы попеременно по каналам, расположенным в стенках,
разделяющих регенераторы.

К печам газ подводится по трубе, от которой под каждый обо-
гревательный канал отводятся два распределительных газопровода:
один из них питает горелки нечетных номеров, другой — четных.
Перемена направления движения газовых потоков (кантовка) осуще-
ствляется путем переключения краном горелок через равные проме-
жутки времени (через 30 минут).

Каждый вертикал соединен косым каналом с регенераторами.
Воздух поступает в регенераторы через клапаны и распределитель-
ные каналы и отверстия. Дымовые газы, пройдя регенераторы
и канал, через клапаны поступают в боров.

Количество коксовых камер колеблется от нескольких десятков
до сотен; группа из 30—70 камер объединяется в отдельную ба-
тарею. Коксовый завод в зависимости от масштаба производства
представляет собой блок из двух, трех и большего числа батарей,
расположенных в одну линию.

В современных коксовых печах в камерах коксования поддер-
живается температура Н00 °С; в отопительных вертикалах устанав-
ливается температура 1400-—1500°С.

Материал, из которого выкладываются коксовые печи, должен
удовлетворять повышенным требованиям огнеупорности: обладать
достаточной механической прочностью при высоких температурах,
иметь высокую теплопроводность и малую пористость; этим тре-
бованиям отвечает динасовый кирпич, из которого выкладываются
наиболее ответственные части современных коксовых печей.
Глава 4

ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

§ 23.	ЭЛЕМЕНТЫ ОБЩЕЙ ХИМИЧЕСКОЙ КИНЕТИКИ

Изучение процессов безостаточной газификации связано с хими-
ческой кинетикой, рассматривающей количественные зависимости
скорости протекания ' химических реакций от концентрации реаги-
рующих веществ, температуры и давления процесса.

’ Ниже рассмотрены простейшие кинетические закономерности,
без которых не представляется возможным изучение процессов без-
остаточной газификации.

Реакции, протекающие между однородными компонентами, на-
пример между газами, называются гомогенными; число гомогенных
реакций незначительно.

Реакций, связанные с переходом веществ из одной фазы'в дру-
гую или протекающие на' стенках сосудов, в которых они идут,
называются гетерогенными.

- Скоростью химической реакции называется количество вещества
(в молях), прореагировавшее в единице объема за единицу времени;
размерность скорости химической реакции моль/м8  сек. На скорость
химической реакции влияют температура, концентрации и ускори-
тели (катализаторы); Например, соединение, водорода с кислородом
при комнатной температуре идет настолько медленно, что только
через миллионы лет может образоваться небольшое количество про-
дукта этой реакции — воды; та же реакция с увеличением темпе-
ратуры до соответствующей величины протекает с громадной ско-
ростью.

Под концентрациями С следует понимать относительные коли-
чества компонентов, входящих в смесь; объемно-молекулярной кон-
центрацией называется число кмоль данного компонента в 1 л.3
смеси, ее размерность кмоль/м8:

Закон действующих масс

Химические реакции подчиняются основным химическим законо-
мерностям и в первую очередь закону действующих масс. Пусть
химическая реакция между веществами А и В образует продукты С
и П по стехиометрическому уравнению

аД + йВ + ...^сС + йО-р... ,
где а, Ъ, с, й .., — число молей реагентов;

А, В, С, И ... — обозначения реагентов;

С^, Сьв, Ссс, Ср .. . — концентрации реагентов.

При. составлении химических уравнений принято помещать в ле-
вой части уравнения исходные, а в правой — конечные вещества.

Необходимым условием протекания реакции является столкно-
вение реагентов, при этом число таких столкновений в единицу вре-
мени будет тем больше, чем больше их концентрация, т. е.. во всех
случаях скорость реакции пропорциональна произведению концент-
раций реагирующих веществ; последнее положение обосновывает
математическую запись закона действующих масс для гомогенных
реакций в виде выражения

где к-—коэффициент пропорциональности, называемый константой
скорости химической реакции.

Для гетерогенной ' реакции А -ф- В = АВ (например, протекающей
на поверхности твердого тела), ёсли реагент В не меняет своей
концентрации (Сьв = сопз!), уравнение закона действующих масс при-
мет вид

ш^кС^^к'С^.

Таким образом, в случае гетерогенных реакций в уравнение за-
кона действующих масс не входят те концентрации, которые во
время реакции остаются постоянными.

Химическое равновесие. Константа равновесия

Исследование химических процессов показывает, что если имеется
реакция, протекающая при Т = сопД:

аА-\-ЬВ-\-... ;*сС + <Ю-ф. .. ,

то одновременно она  идет в обоих направлениях, т. е. и в сторону
образования продуктов реакции С и О (вправо) и в сторону раз-
ложения последних на Исходные вещества А и В (влево). Такие
реакции носят название обратимых и вместо знака равенства свя-
зываются знаком обратимости (±^).

Скорость прямой реакции определяется выражением

- Й!С“С6В.

Одновременно происходит обратная реакция разложения продук-
тов С и О на исходные вещества А и В, скорость которой

^ = к2СссСао.	’	.
По мере того как идет реакция, исходные реагенты расходуют-
ся, концентрация их уменьшается и вместе с ними уменьшается
скорость прямой реакции; наоборот, скорость обратной реакции
возрастает вследствие увеличения количества продуктов реак-
ции и их концентрации. Таким образом, по мере течения реак-
ции наступит момент, когда количество исчезнувших • мол-екул
исходных веществ будет равняться количеству образовавшихся
за счет разложения; такое состояние системы называется хими-
ческим равновесием, которое в отличие от статического равно-
весия является подвижным. Реакция прекращается только видимо,
в действительности же она непрерывно идет в обе стороны с оди-
наковыми скоростями; такое равновесие называется динамическим.

В момент динамического равновесия имеем

Для данной температуры (Т = сот!)

кс =	= сопз1.	(18)

Величина кс, равная отношению констант скоростей прямой
и обратной (или обратной и прямой) реакций, называется констан-
той равновесия химической реакции, выраженной через концентра-
ции, и отражает закон действующих масс.

Степенью диссоциации а называют процентную долю молей,
распавшихся к моменту равновесия на продукты диссоциации; на-
пример, СОа диссоциирует в СО и О2; Н2О —в Н2 и О2 и т. д.

Константу равновесия химической реакции можно выразить через
степень диссоциации а и получить зависимость к = I (а), с помощью
которой оказывается возможным решение ряда технических вопросов;
соотношение между к и а в зависимости от типа реакции имеет
каждый раз свой особый вид (см. лабораторную работу №5 [16]).

Константу равновесия выражают также через парциальные дав-
ления газов в смеси и обозначают через кр. Для каждого газа,
входящего в смесь, можно написать уравнение состояния

РР = п^Т,

где Р1 — парциальное давление газа в смеси;

V — общий объем смеси;

п1 —число молей рассматриваемого газа;

7? — универсальная газовая постоянная;

Т — температура, при которой протекает реакция.

Из уравнения состояния получаем
р^^КТ=С^Т, .
где С1 — — — концентрация газа.
Из последнего выражения имеем

п   Р1
‘	НТ 

Подставив в уравнение для кс полученные значения концентра-
ций, выраженные через парциальные давления, и произведя преоб-
разования, получим

к.	(19)

РАРв

где Ат = с	• — а —Ь — алгебраическая сумма молей, участ-

вующих в реакции (приращение
или уменьшение молей в результате
реакции).

Рс Ра

Обозначив через кр множитель ——получим зависимость
РАРв

между константами равновесия, выраженными через концентрации
и парциальные давления, в виде выражения

=	(20)

Лишь в частном случае, когда реакция протекает без изменения
числа молекул (Ат — 0), константы равновесия кс и кР равны.

Влияние давления на скорость химической реакции

В случае изменения давления в системе в д раз соответственно
изменится концентрация реагирующих веществ и выражение для
константы равновесия примет вид

_ (?Сс)с(9Сд)а _
сд~ 

(21)

Если Ат=4) (реакция протекает без изменения объема), то со-
став равновесной смеси остается постоянным при любом давлении,
так как при этом кс = ксд.

Если же Ат § 0, то изменение давления поведет к нарушению
равновесия системы; реакция возобновится, в результате чего кон-
центрация компонентов изменится и наступит новое равновесие.

Влияние температурь! на скорость химической реакции

Зависимость скорости химических реакций от температуры вы-
ражается законом Аррениуса, являющимся частным выражением
более общего статического закона Максвелла — Больцмана. Закон
Аррениуса описывается выражением вида

к-к^т,	(22)
где к — константа скорости химической реакции;

кп — предэкспоненциальный множитель, пропорциональный
УТ (к0 = сопз! ]/~Т), характеризующий полное число
столкновений молекул;

И 2 — универсальная газовая постоянная, ккал/г-моль • °К;

Т — абсолютная температура, °К;

Е — энергия активации (энергетический барьер, который
необходимо преодолеть, прежде чем произойдет реак-
ция), ккал/г-моль.

Энергия активации может быть определена из выражения (22)
по двум экспериментальным значениям кг и для двух темпера-
тур и Т2:

в =	(23)

V Т2 - Л )

Изменение концентрации реагента по времени в дифференциаль-
ной форме определяется выражением

АС 

— кС,

где к — константа скорости реакции.

Интегрирование по концентрации от Со до С и по времени от О
до т дает

Со	о

Выполнив интегрирование и произведя преобразования, получим

___е~к~

Со 	•

. Из последнего выражения вытекает, что концентрация, быстро
убывающая вначале, затем асимтотически приближается к 0.

Время, необходимое для снижения концентрации Со до С, на
основе последнего выражения может быть определено из уравнения:

’ 2,3 , С
х =	сек.

(24)

§ 24.	ГАЗОГЕНЕРАТОРНЫЙ ПРОЦЕСС И СХЕМА УСТРОЙСТВА
ГАЗОГЕНЕРАТОРА

Термический процесс, при котором органическая часть твердого
топлива превращается с помощью воздуха (технического кислорода)
и водяного пара в горючие газы, называется газификацией.
Твердый, остаток газификации — шлак —'содержит негорючую
часть топлива (золу) с примесью некоторого количества горючей массы.

При газификации битуминозных топлив получаются наряду с го-
рючими газами и жидкие продукты (смола, уксусная кислота и др.),
парй которых конденсируются при охлаждении газового потока.

Приспособления, в‘ кото-
рых происходит превращение
твердого топлива в газообраз-
ное, называются газогенерато-
рами. На рис. 3 изображен
газогенератор с восходящим
направлением газов; основны»
ми элементами газогенератора
являются:

а)	вертикальная шахта из
листового железа 1, футеро-
ванная изнутри огнеупорным
кирпичом 2;

б)	загрузочное устройство
14 для ручной подачи топли-
ва в газогенератор; •загрузоч-
ное устройство состоит из’кор-
пуса 13, седла 15, конуса 16,

Рис. 3. Схема газогенератора с восходящим
направлением газов.

крышки 11, прижимного ус-
тройства 12, рычага 10 с про-
тивовесов 9. Поверхности ко-
нуса 16 и седла 15, а также по-

верхности борта корпуса 13 и прижимного кольца крышки 12 под-
вергаются механической обработке с целью создания герметичности
в месте их соприкосновения. Применяются также механические загру-
зочные приспособления с непрерывной подачей топлива в газоге-

нератор;

в)	колосниковая решетка 6, обычно укрепленная на поддоне 4
и вращающаяся вместе с ним;

г)	вращающийся поддон 4, заполненный водой, с гидравлическим
затвором 3 и лемехом 7; выгребаемый лемехом 7 шлак, перевали-
вается через борт: поддона 4 на железный желоб в вагонетку. Глуби-
на затвора 3 должна отвечать давлению дутья под колосниками 6;

д)	патрубок 5 для. подачи в газогенератор под колосниковую
решетку 6 воздуха (технического кислорода) и водяного- пара;

е)	патрубок 8, через который отводится генераторный газ из верх-
ней части газогенератора под слоем топлива.

Процесс газификации в установившемся состоянии протекает
следующим образом. Воздух (технический кислород) и водяной пар
подаются через. отверстие 5 под колосниковую решетку. 6, прохо-
дят слой остывающей золы, нагреваются и поступают, в,слой активно
горящего кокса (зона окисления), углерод которого сгорает в угле-
кислоту и. окись углерода. На основе позонных исследований ра-
боты газогенераторов установлено, что в конце окислительной зоны
в газах содержится большое количество СО2 и небольшое количество
СО, водород обнаружен за пределами зоны горения.

В зоне окисления протекают следующие реакции:

С - О2 -|~ 3,76 М2 = СО2 -|- 3,76 М2 4~ 97 650 ккал['кмоль  С;

2С 4- О2 4- 3,76 К = 2СО + 3,76 С'2 ф- 58 860 ккал^кмоль > С.

Для получения генераторного газа необходимо восстановить в окись
углерода образующуюся в зоне окислей'ия углекислоту, что и возла-
гается на восстановительную зону, которая является основной ра-
бочей частью слоя топлива в газогенераторе. Образующаяся угле-
кислота, соприкасаясь с раскаленным углеродом, расположенным
над зоной окисления, реагирует с ним и переходит в окись углерода
(зона восстановления). Наличие восстановительной зоны в газогенера-
торе необходимо не только для восстановления двуокиси углерода,
но и для разложения водяного пара. В зоне восстановления проте-
кают следующие реакции:

С 4- СО2 = 2СО — 38 750 ккал/кмоль  С;

С 4- Н2О — СО 4- Н2 — 28 380 ккал/кмоль • С.

Над зоной восстановления расположена зона сухой перегонки,
в которой газы, покинувшие зону восстановления с достаточно вы-
сокой температурой и практически лишенные кислорода, производят
сухую перегонку топлива, расположенного над зоной восстановле-
ния, с выдачей кокса в зоны восстановления и окисления.

Над зоной сухой перегонки (коксования) находится зона под-
сушки топлива, в которой газы после зоны коксования с понижен-
ной температурой производят подогревание и подсушку свежего
топлива.

Над зоной подсушки топлива находится газовое пространство,
куда поступает смесь продуктов газификации и-сухой перегонки
топлива. Эта смесь продуктов газификации и сухой перегонки топ-
лива, называемая генераторным газом, отводится из газогенератора
через патрубок 8.

Соответственно процессам, протекающим в различных слоях
топлива, можно разбить весь слой топлива в газогенераторе по вы-
соте на следующие зоны: подсушки’топлива, сухой перегонки, вос-
становления и окисления; зоны восстановления и окисления носят
название зоны газификации или реакционной.

Основные конструкции газогенераторов и их элементы описаны
в технической литературе, например [10], в которой приведены: клас-
сификация газогенераторов [10, § 37], газогенераторы с неподвижными
колосниками [10, § 39], газогенераторы с вращающимися; колосниками
и механизированные., газогенераторы [10, § 40], газогенераторы
с получением смолы [10, § 41] и т. д.

§ 25.	ВОЗДУШНЫЙ ГЕНЕРАТОРНЫЙ ГАЗ (ИДЕАЛЬНЫЙ

И ПРАКТИЧЕСКИЙ)

При подаче в газогенератор воздуха для дутья получают так
называемый воздушный генераторный газ,- при этом процесс гази-
фикации протекает следующим образом:

а)	в зоне окисления углерод кокса сгорает в двуокись и окись
углерода с выделением тепла по реакциям:

с | О2 4 3,76 ч = СО2 4 3,764 4 97 650 ккал]кмоль • С;	(25)

2С 4 О2 4 3,76 Н = 2СО 4 3,76 Па 4 58 850 ккал/^кмоль  С; (26)

б)	образовавшаяся в зоне окисления углекислота в востанови-
тельной зоне, расположенной непосредственно над окислительной,
реагирует с раскаленным коксом и восстанавливается в окись угле-
рода по реакции

. С4СО2Х2СО— 38750 ккал/кмоль-С.	(27)

Восстановительная зона является основной рабочей частью слоя
топлива в газогенераторе, а реакция (27) — основной реакцией
в процессе получения воздушного газа.

Объемный состав воздушного газа, получаемого в газогенераторе
в условиях практики, отличается от объемного состава так назы-
ваемого идеального воздушного газа, под которым следует пони-
мать воздушный газ от газификации чистого углерода, полностью
превращенного в окись углерода.

Процесс образования идеального воздушного газа определяется
выражением (26), из правой части которого легко получить состав
идеального воздушного газа в процентах по объему, а именно:

СО =	 100 = 34,7 %; И2 =	-100 = 65,3%.

Из выражения (26) следует, что на 2 кмоля исходного ве-
щества (углерода) получают (2 |-3,76) кмолей конечных веществ
(идеального воздушного газа); следовательно, удельный выход
идеального воздушного газа на 1 кг углерода

уг = 22,4+	= 5,38 нм3,/кг -С.

Сгорание СО в СО2 протекает по реакции

2СО 4 °2 = 2СО2 4 136 440 ккал]2кмоль • С.

4 Э. X. Одельский
Теплотворность идеального воздушного газа, определяемая из
уравнения сгорания СО и СО2 с учетом удельного выхода идеаль-
ного воздушного газа на 1 кг углерода,

136 440	/ з

(ф, =  2.12.5 за = Ю49 ккал[нм.

Коэффициент полезного действия газификации — отношение
количества химически связанного тепла в газе к количеству тепла
в затраченном топливе; он характеризует степень использования
тепла топлива в генераторе; к. п. д. газификации процесса
получения идеального воздушного газа

<2Г шп Ср К-	1049-5,38 1ПП сп „0/

7]г =	-100 =	-----100 = —ягчт— 100 = 69,3 %.

Чуглер	чуглер	о1о/

В практических условиях получения воздушного генераторного
газа »)г<69>3%, так как СО^ не полностью восстанавливается в СО
и имеют место потери тепла с уносом, шлаками и пр. Размеры зоны
восстановления не обеспечивают необходимого времени контакта
углекислого газа с углеродом кокса для полного протекания реак-
ций (27), что следует из выражения (24), по которому определяется
время, необходимое для восстановления СО2 в СО.

Изложенное иллюстрируется примером, не ограничивающим общ-
ности рассуждений.

Пример 9. Определить время, необходимое для восстановления СО2 в СО
при температуре реакции 1300 ° К, начальной концентрации Со = 0,16 нм9/нм9
и конечной С = 0,02 нм? [нм9.

Решение. Для'определения константы равновесия кр обратимой реакции
(27) используется зависимость Ар = /(/’), предложенная Будуаром [10]:

,	21000

1пйр +---т---— 21,4 = 0.	(28)

Подставив в выражение (28) значение Г = 1300 °К и произведя преобразова-
ния, получим

кр = 200.

Из выражения (20) определяется константа равновесия к г, выраженная через
концентрации:

к =__________

е (К.ту&т *

Для гетерогенной реакции (27) имеем

Дт = 2—1 = 1.

Подставив в выражение для кс значения буквенных обозначений и произведя
преобразования, получим

кр	200

= (Р>туьп = (2-1300)1 = °’08-
Из выражения (18) . для гетерогенной обратимой реакции (27) и величины
к = 0,08 определяется константа скорости- химической реакции

к— кс

°’08 = 0,5. Цсек.

0,16	'

Время, необходимое Для восстановления СО2 в СО и определяемое по вы-
ражению (24),

2,3 С 2,3	0,02	 ,

— =_ сек.

В газогенераторах же время пребывания газа в зоне восстанов-
ления не превышает 1 — 2 сек, поэтому генераторный газ всегда
содержит СО2 в большем количестве, чём это следовало бы по
условию равновесного состояния газовой смеси.

Неизбежность наличия в практическом воздушном газе СО и при-
меси продуктов сухой перегонки топлива (в газогенераторе подвер-
гается термической обработке не чистый, углерод, а реальное топ-
ливо с содержанием летучих веществ) приводит к следующему со-
ставу практического генераторного газа:

а)	из бурбго угля в газогенераторе с удалением шлака в твердом
 виде: СОа —11,1%; О2 — 0,2%; С„Нт —0,2%; СО —16,9%;

Н2 —11,0%; СН4 — 1,7%; М2 — 58,9%; теплотворность
~973 ккал/нм3',

б)	из каменноугольного кокса в газогенераторе с жидким шла-
коудалением: СО2 — 0,6%; СО — 33,4 %; СН4 — 0,5 %; Н2 — 0,9%;
Ы2 — 64,6%; теплотворность фр =1082 ккал/нм9.

К преимуществам газогенераторов с жидким шлакоудалением сле-
дует отнести:

а)	возможность ведения процесса газификации с высокой интен-
сивностью благодаря развиваемым высоким температурам порядка
1500—1600 °С;

б)	возможность использования для получения газа топлива с вы-
соким содержанием низкоплавкой золы; газификация таких топлив
в обычных газогенераторах или сжигание их в топках котлов пред-
ставляет большие затруднения;

в)	простоту удаления шлака.

К недостаткам процесса получения воздушного генераторного
газа следует отнести низкий к. и. д. газификации, низкую тепло-
творность газа, высокую температуру газа на выходе из газогене-
ратора со значительными потерями физического тепла газа, быстрый
износ футеровки и др.

Воздушный генераторный газ находит себе применение в каче-
стве -химического сырья там, где требуется высокое содержание
окиси углерода и отсутствие водорода.
§ 26.	ВОДЯНОЙ ГАЗ (ИДЕАЛЬНЫЙ И ПРАКТИЧЕСКИЙ)

Рабочий цикл процесса получения в газогенераторе водяного
газа состоит в следующем.

Подача в газогенератор воздуха для дутья приводит к образо-
ванию воздушного генераторного газа по реакциям (25), (26), (27).
После достижения требуемого нагрева и аккумулирования тепла
слоем кокса в окислительной и восстановительной зонах воздушное
дутье прекращают, и начинается подача пара в слой раскаленного
кокса. Водяной пар вступает в химическое взаимодействие с угле-
родом раскаленного кокса по следующим эндотермическим реакциям:

С Н2О = СО Н2 — 28 380 ккал/кмоль-Ст,	(29)

С 4- 2Н2О = СО2 4~ 2Н2 — 17 970 ккал/кмоль , С.	(30)

Продукты разложения водяного пара углеродом по реакциям
(29) и (30) носят название водяного газа.

Как видно из реакций (29) и (30), разложение водяного пара
требует подвода извне тепла, которое доставляется в слой кокса
экзотермическими реакциями (25) и (26) окисления углерода кокса
воздухом в период его подачи в газогенератор.

Подача пара производится до тех пор, пока температура в слое
кокса не снизится до такого уровня, при котором разложение пара
значительно уменьшится, после чего прекращается паровое дутье
и возобновляется воздушное дутье.

Процессы получения в газогенераторе воздушного газа (воздуш-
ное дутье) и водяного газа (паровое дутье) ведутся разновременно
с раздельным отводом продуктов этих процессов — воздушного газа
и водяного газа. Рабочий цикл процесса получения водяного газа,
таким образом, состоит из последовательно чередующихся продувок
газогенератора воздухом (так называемая, фаза воздушного, или го-
рячего, дутья) и паром (фаза холодного дутья, или газования).

Водяной пар разлагается не нацело; в результате реакций (29)
и (30) получается смесь газов, состоящая из Н2, СО, СО2, Н2О;
содержание всех этих компонентов определяется динамическим
равновесием по реакции

СО 4~ Н2О СО2 4- Н2 ш 10 410 ккал]кмоль - С.	(31)

Уравнение (31), называемое уравнением равновесия водяного газа,
характеризует реакцию получения водяного газа.

Константа равновесия реакции (31) определяется выражением
ь _ -Рсо^НгО
'р ~~ рсс, ‘

Для определения константы равновесия реакции (31) Маурером
и Бишофом [12] предложено уравнение вида

10р =— -^1 Д-2,3—5,161 -Ю-5? —2,54- 10~7724-7,4б- 10-пП
Так как реакция (31) протекает без изменения объема (Лт =
= 14-1 — 1 —1 = 0), то в согласии с выражением (21) состав
равновесной смеси остается постоянным при любом давлении; с уве?
личением давления происходит лишь ускорение установления рав-
новесия. В газогенераторе, где время пребывания газа составляет
1—-2. сек, состояние равновесия полностью установиться не успе-
вает (24).

Процесс образования идеального водяного газа определяется
выражением (29).

Тепло, затрачиваемое на разложение пара по реакции (29), ак-
кумулируется в слое кокса за счет сжигания топлива слоя по
реакции (25),

Из выражений (25) и (29) следует, что для идеального водяного
газа за счет тепла, выделяющегося при сгорании Г кмоля углерода,
можно разложить 97 650 :28 380 = 3,44 кмоля водяного пара;, в та-
ком случае для идеального процесса, суммируя выражения (25)
и (29), можно написать

С 4- О2 4- 3,76 Иа-4-3,44 С 4- 3,44 Н2О = СО2 + 3,76 И2 4-

4-3,44 СО 4~ 3,44 Н2.	(32)

Так как продукты воздушного и парового дутья отводятся
раздельно, то состав идеального водяного газа легко определяется
из выражения (32), а именно: 3,44 СО и 3,44 Н2, или СО = 50%
иН2 = 50%.

Из выражения (32) следует, что на процесс получения идеаль-
ного водяного газа затрачивается 4,44 кмоля углерода, или 12-4,44=
= 53,28 кг-С.

Выход продуктов газификации на 1 кг углерода на основе вы-
ражения (32) составляет:

а)	продувочного газа (воздушного генераторного)

14оз, газ =	= 2,00

б)	водяного газа

Увод. газ =	= 2,89 нмъ[кг-С.

Расход пара на 1 кг углерода, согласно выражению (32),

Теплотворность идеального водяного газа, определяемая по вы-
ражению (13),

= 30,5 СО 4- 25,4 Н2 = 30,5 - 50 + 25,4- 502800 ккал] нм'.

Водяной газ, получаемый в практических условиях из кокса
или антрацита, кроме водорода и окиси углерода, всегда содержит
углекислый газ, кислород, сероводород, метан и азот. В табл. 15
приведены данные [10] по газификации кокса, антрацита и камен-
ного угля на водяной газ, полученные на современном газогенера-
торе.	1

Таблица 15

Показатели	Единицы измерения	Топливо		
		кокс.	антрацит	камен.  уголь марки Д
Теплотворность топлива	ккал/кг	6605	7080	6150
Расход- воздуха	нлР/кг	2,60	2,86	1,60
» пара	кг/кг	1,2	1,7	0,68
Выход водяного газа	нм3/кг	1,50	1,65	1,05
» продувочн. газа	»’	, 2,70	2,90	1,81
Состав сухого водян. газа:	объемн. %			
со2		6,5	6,0	7,5
Н28		0,3	0,4	0,3
о2		0,2	0,2	0,2
		—	•—	0,9
СО		37,0,	38,5	32,0
Н2		50	48	49,6
сн4		0,5	0,5	4,7
		5,5	6,4	4,8
Теплотворн. водяи. газа С”	ккал/нм?	2500	2480	2810
Состав сухого продувочного газа:	‘	«	объемн. %			
со2		17,5	14,5	13,0
Н28		0,1	0,1	0,1
о2		0,2	0,2	0,2
СлНт		—	—	0,3
со		5	8,8 	.12,2
Н2		1,3	2,5	5,4
сн4		,—	0,2	1,2
№		75,9	73,7“	67,6
Теплотворн. продув, газа	ккал]нм3	190	354	653
Температ. продув, газа	°С	600	700	560
»	водян. газа	»	550	675	525
К. п. д. газификации	%	60	61	51
Для производства в газогенераторах водяного газа применяется
топливо с минимальным содержанием летучих и не дающее при
газификации смолы; таким топливом является кокс, антрацит,
тощие угли'.

Наиболее крупным потребителем водяного газа является хими-
ческая промышленность; водяной газ служит источником водорода,
необходимого для производственных синтезов (гидрогенизация жи-
ров, синтез -аммиака, гидрогенизация угля и' смол с- целью получе-
ния светлых горючих).

§ 27.	СМЕШАННЫЙ ГЕНЕРАТОРНЫЙ ГАЗ

При подаче в газогенератор для дутья воздуха не отдельно от
пара, а в виде паровоздушной смеси получают смешанный генера-
торный, или так называемый полуводяной, газ; подачей в газогенера-
тор паровоздушной смеси достигается равномерное распределение этой
смеси в слое, уменьшается шлакование вследствие понижения темпе-
ратуры в реакционной зоне, легко осуществляется контроль за паро-
вым режимом процесса газификации и регулирование подачи пара
по температуре насыщения воздуха; каждой температуре воздуха,
насыщенного паром, соответствует вполне определенное содержание
пара, поэтому изменение парового режима процесса газификации
в желаемом направлении производится по температуре паровоздуш-
ной смеси путем увеличения или уменьшения подачи пара в паро-
воздушную смесь.

Процесс получения смешанного генераторного газа сводится
к одновременному осуществлению реакций с противоположным теп-
ловым эффектом (25), (26), (29) и (30), рассмотренных выше,
а именно:

а)	в зоне окисления

С-ф-Оа-ф-3,76 М2 = СО,ф--3,76П2ф-97 650 ккал/кмоль • С; (25)
2С -ф- О2 == 3.76 М2 — 2 СОф-3,76 Ы2-Ц—58 860 ккал/кмоль  С; (26)

б)	в зоне восстановления

, С ~ф'Н2О = СО ф- Н2 — 28 380 ккал)кмоль  С;	(29)

С-|- 2Н2О = СО2-ф-2Н2 — 17970 ккал]кмоль-С.	(30)

По исследованиям Хаслама [10], при газификации. паровоздуш-
ной смесью водяной пар в кислородной зоне не разлагается; первые
следы разложения водяного пара обнаруживаются лишь после про-
реагирования кислорода.

В табл. 16 [10] приведены достаточно надежные средние прак-
тические показатели выработки смешанного генераторного газа из
различных вйдов твердого топлива.

Под  к. п. д. газификации (как уже было отмечено выше, в § 25)
следует понимать отношение количества тепла в газе, полученного
Показатели

Единицы
измерения

Топливо

Влажность

Зольность

Теплотворность О}']

Расходные коэффициенты и удельный выход

Расход воздуха

» пара

Температура паровоздушной смеси

Выход сухого газа на рабочее топливо

Состав сухого газа

СО2

Н23

Теплотворн. газа 0”

Температура газа на выходе из газо-
генератора

Напряжение попереч, сечения шахты

По топливу

По воздуху

К- п. д. процесса .газификации

.%
»
ккал/кг

нм3/кг
кг] кг
°С

нм3]кг
объемн. %

ккал/нм3
°С

кг]м3-ч.

нЛ]м1--ч
%
Таблица 16

Виды топлива				
антрацит	, газовый уголь	бурый уголь	торф кусковой	древесина (щепа)
5	ё	19	33	30
11	10	17	5	1
6695	6440	4120	'3050	2900
2,8	2,2	1,4	0,86	0,77
0,32—0,50	0,2—0,3	0,12—0,27	0,07—0,12	0,06—0,07
50—57	45—55	45—55	47-52	45-48
4,1	3,3	2,0	1,38	1,3
5,53	5,0	5,0	8,0	6,5
0,17	0,3	0,2	0,06	0,0
0,0	0,3	0,2	0,40 0,2	•0,4
0,2	, 0,2	0,2		0,2
27,5	26,5	30,0	28,0	29,0
13,5	13,5	13,0	15,0	14,0
0,5	2,3	2,0	3,0	3,0
52,6	51,9	49,4	45,34	46,9
1230	1390	1460	1560	1560
350-600	520—650	110-330	70—100	70—100
200	280	260	360	520
560	620	365	310	400
80	—	71	68	—
при газификации, к количеству тепла в топливе, израсходованном
на получение этого газа; к. п. д. газификации показывает долю
тепла твердого топлива, подвергнутого газификации, перешедшего
в полученное газообразное топливо; к. п. д. газификации может
быть записан в виде выражения

*	Чтопл

Анализ приведенных в табл. 15, 16 и в § 25 величин пока-
зывает, что с точки зрения использования топлива наиболее совер-
шенным является метод газификации на смешанный генератор-
ный газ.

При производстве требуемого количества смешанного генератор-
ного газа из заданного сорта топлива имеется возможность по
табл. 16 определить размеры и количество газогенераторов, а также
произвести подбор вспомогательного оборудования газогенераторной
установки.

Пример 10. Определить часовой расход топлива, размеры и количество газо-
генераторов, поверхность нагрева парового котла для приготовления пара, раз-
меры вентиляторов и т. и. для производства' Учас = ЮООО нм91ч смешанного
генераторного газа из кускового торфа влажностью 1\7р — 33%.

Решение. По табл. 16 выход смешанного генераторного газа на 1 кг
кускового торфа Уг = 1,38 н/,?]кг. Для производства Учас = 10000 нм*]ч газа
потребуется кусковой торф влажностью 1УР = 33% в количестве:

У час	Ю000

5час = "-рту =	- 7200 кг/ч.

Напряжение поперечного сечения шахты газогенератора (часовое количество
топлива, которое сжигается в течение часа на 1 л2 поперечного сечения шахты)
Ь 360 кг/м2-ч (табл. 16). Для сжигания кускового торфа Вчас = 7200 кг]ч
потребуется поперечное сечение шахт газогенераторов в размере:

Вчас 7200

Г =	360-= 20 л<-

Диаметром шахты' газогенератора определяется площадь полезного сечения
шахты и производительность газогенератора. Площадь сечения шахты одного га-
зогенератора с диаметром шахты й = 2,5 м
т.й2 г.2,52

Г = ~ =	5 м2.

Потребное количество газогенераторов с диаметром шахты й = 2,5 м

Р 20

п =

/ - 5 - 4-

Для подачи в четыре газогенератора паровоздушной смеси при часовом рас-
ходе топлива Вчас = 7200 кг/ч и удельном расходе пара ^ = 0,07 = 0,12 кг/кг
(табл. 16) потребуется часовое количество пара

Очас = &Вчас = 0,1 -7200 = 720 кг/ч.

Для получения требуемого часового количества пара Очас = 720 кг/ч необ-
ходимо принять к установке паровой котел поверхностью нагрева Н лг2 со
средним напряжением поверхности нагрева к — 12 4-18 кг/л&'Ч пара:

,,__ Очас ___720	2

Н — к ~ 15 ~50	’
Часовое количество воздуха для подачи в один газогенератор паровоздуш-
ной смеси (при удельном расходе воздуха на 1 кг торфа ц = 0,86 н/.Г/кг
(табл. 16) и часовом расходе торфа на один газогенератор йчас = 1800 кг]ч)

<2 == цВ'час = 0,86-1800	1550 нлГ/ч.

Для получения требуемого часового количества воздуха принимается к
установке на один газогенератор центробежный вентилятор производительностью
<2 = 1600 ~ 1800 няр/ч и давлением до 100 мм вод. ст.

При производстве смешанного -генераторного газа к топливу
предъявляются менее жесткие требования, чем при газификации на
водяной газ; для получения смешанного генераторного газа приме-
няется твердое топливо разнообразных видов и сортов; для топлив
с большим содержанием летучих удельный выход' газа умень-
шается и соответственно увеличивается .выход смолы.

Получение смешанного генераторного газа из твердого топлива
разнообразных видов и сортов, включая и низкосортное топливо, не
пригодное для получения водяного газа, делает смешанный генера-
торный газ самым дешевым и обеспечивает наибольшее распрост-
ранение его в промышленности в качестве топлива для высокотем- .
пературных -процессов.

Основными потребителями смешанного генераторного газа
являются:

а)	промышленные печи разнообразного назначения, в том числе
мартеновские, стекольные и др., для которых требуется предвари-
тельный подогрев газа и воздуха перед сжиганием газа;

б)	транспортные и стационарные двигатели внутреннего сго-
рания.

Смешанный генераторный газ является технически и экономи-
чески наиболее удобным заменителем жидкого топлива:

§ 28.	НОВЫЕ МЕТОДЫ ГАЗИФИКАЦИИ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

Ростом использования искусственных горючих газов в промыш-
ленности (плавильные и нагревательные печи металлургических,
машиностроительных, стекольных, химических и других заводов)
и в быту вызвана необходимость изыскать производительные и де-
шевые методы получения газа из низкосортных местных видов
топлива. Для создания газогенераторов высокой производительности
и получения в больших масштабах газа из низкосортных местных
топлив стали применять в качестве средств:

а)	парокислородное дутье, дутье, обогащенное кислородом, и
парокислородное дутье одновременно с высоким давлением, обеспе-
чивающие высокую теплотворность газа;

б)	высокие температуры процесса в зоне газификации с разви-
тием реакционной поверхности топлива, обеспечивающие высокую
производительность;
. в) новые способы, позволившие производить газификацию мел-
козернистого топлива во «взвешенном слое» и «кипящем слое» и
«подземную газификацию».

§ 29.	ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА НА ПАРОКИСЛОРОДНОМ
ДУТЬЕ И ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

При газификации парокислородной смесью при атмосферном
давлении достигается получение газа, лишенного азота и обога-
щенного продуктами разложения пара; парокислородный газ пред-
ставляет собой смесь продуктов газификации углерода кислородом
и водяным паром.

В идеальном случае должны совместиться две реакции:

2С -ф- О2 = 2СО -ф- 58 860 ккал/2кмоль  С;	(26)

С -ф- Н2О = СО -ф-Н2 — 28 380 ккал/кмоль • С.	(29)

За счет тепла, выделяющегося при реакции (26), можно разло-
житщ58 860:28 380 = 2,08 моля водяного пара; при полном исполь-
зовании тепла 'реакции (26) уравнение парокислородной газифика-
ции при атмосферном давлении примет вид (сложением выраже-
ний (26) и (29) при умножении всех членов выражения (29) на
2,08)

4,08С + О2 4- 2,08Н2О = 4,08СО -ф- 2,08Н2.	(33)

Из правой части выражения (33) определяется объемный состав
«идеального» парокислородного газа при атмосферном давлении:

С0= «даТма -100=66%;

Н’ = да5о8-1ОО=3«-

При газификации парокислородом реального топлива (нечистого
углерода) в практических условиях при атмосферном давлении
парокислородный газ, кроме СО и Н2, содержит П2, СО2, СН4 и
другие компоненты. Наличие азота в парокислородном газе -объяс-
няется тем, что применяющийся для дутья технический кислород
всегда содержит в себе азот, который й переходит в газ.

Для получения газа при атмосферном давлении на парокисло-
родной смеси часто применяют вместо технического кислорода-обо-
гащенный кислородом воздух; состав и теплотворность такого газа
в зависимости от концентрации кислорода в обогащенном воздухе
приведены в табл. 17.

В газе, полученном при атмосферном давлении.на парокисло-
родной смеси или смеси пара с применением .вместо технического
кислорода обогащённого кислородом воздуха, .как: это следует из
табл. 17, имеется высокое содержание углекислоты, при этом с
ростом концентрации кислорода в дутье повышается содержание
СО2 в газе.

Таблица 17 >

Показатели	Концентрация кислорода в обогащен, воздухе, объемы. %			
	21	40	50	70
Состав газа:				
со2	6,0	14,7	15,4	17,4
СО	26,0	30,9	34,0	35,2
На	13,0	28,3	31,7	37,5
сн4	0,5	0,5	0,5	0,5
	154,5	25,6	18,4	9,4
Теплотворность газа (2*, ккал/нм8	11,60	1715	1900	2080

Применение парокислородного дутья для производства генера-
торного газа приводит к повышению производительности процесса,
увеличению к. п. д. газификации (^г = 0,8) и позволяет использо-
вать низкосортное топливо для получения газа типа водяного и тем
расширить сырьевую базу для производства высококачественно-
го газа.

Увеличение давления в шахте газогенератора вносит сущест-
венные изменения в количественную и качественную сторону про-
цесса газификации. Реакции образования СО, На, СО2, характер-
ные для процесса на парокислородном дутье при атмосферном
давлении, в той же последовательности протекают и при повыше-
нии давления, при этом вследствие увеличения давления (увеличе-
ние концентрации реагирующих веществ) повышается скорость
•реакций, т. е. интенсивность процесса газификации.

Увеличение давления приводит к образованию вторичного про-
дукта — метана-— по реакциям:

а)	прямого гидрирования углерода топлива

С 4- Н3 = СН4 4- 20 870 ккал/кмоль • С;	(34)

б)	путем других реакций, в частности

СО 4- ЗН2 = СН4 4-112О 4- 49 250 ккал/кмоль • С.	(35)

Реакции (34) и (35) протекают с выделением тепла как это
следует из выражения (21), с уменьшением объема и указывают
на то, что повышение давления: благоприятствует ‘образованию
метана при снижении содержания окиси, углерода й водорода.

Генераторный газ на парокислородном дутье одновременно с
высоким давлением, подвергается промывке водой в скруббере вы-
сокого давления, при этом одновременно с механическими приме-
сями, содержащимися в газе, отмывается и углекислота; в резуль-
тате такой отмывки газ оказывается обогащенным горючими ком-
понентами и по своей теплотворности отвечает требованиям совре-
менных стандартов на бытовой газ.

Состав, теплотворность и выход газа, полученного при газифи-
кации бурого угля на парокислородном дутье под давлением
20 атм в промышленном газогенераторе, приведены в табл. 18.

Таблица 18

Показатели	Сырой Газ	Газ после ОТМЫВКИ углеки- слоты
Состав газа:		
СО2 + Н,8	33,5	1,90
	0,7	1,02
	0,2	0,30
со	14,4	21,20'
Н2	39,9	59,11
СН4	6,8	9,85
С2Н0	3,0	4,37
ж	1,5	2,25
Теплотворность газа О1'., ккал/нм3	2625	3750
Выход газа в расчете на углерод топлива, нм3/кг-С	2,54	1,59
Напряжение Поперечного сечения шахты по топливу, кг/лГ-ч	1000	

Метод газификации на парокислородном дутье под высоким дав-
лением имеет значительные достоинства, а именно: высокое давле-
ние приводит к повышению объемных концентраций газов с интен-
сификацией процесса газификации и повышением производитель-
ности газогенераторов; напряжение поперечного сечения шахты
газогенератора, считая на бурый уголь с влажностью 25 %, состав-
ляет 1000 кг/м^-ч-, высокое давление и незначительное содержание
азота в дутье приводят к уменьшению объема и скорости газа в
генераторе с сокращением выноса пыли из генератора; потери
с уносом не превышают 1 %.

Путем изменения давления, концентрации кислорода и расхода
пара можно получить из низкосортных местных топлив различные
горючие газы, в том числе, высококачественный Городской газ.
Высокое давление приводит к снижению расхода кислорода на га-
зификацию; при давлении в 20- атм расход кислорода снижается
в два-три раза по сравнению с газификацией при атмосферном
давлении. Газификация под высоким давлением исключает необхо-
димость иметь компрессорную для транспорта газа на дальние
расстояния и приводит к значительной экономии затрат на транс-
порт газа, так как компрессии подвергается лишь кислород, состав-
ляющий 15% объема газа, а на вы-ходе из генератора весь газ
имеет давление, обеспечивающее его транспорт на расстояние
200—300 км.

§ 30. ГАЗИФИКАЦИЯ ВО ВЗВЕШЕННОМ СЛОЕ

Метод газификации мелкозернистого топлива во взвешенном
слое, разработанный Институтом газа и искусственного жидкого
топлива (ВНИГИ), позволяет интенсифицировать процесс газифи-
кации за счет реакционной поверхности мелкозернистого топлива

Рис. 4. Газогенератор
для газификации мел-
козернистого топлива
,во взвешенном слое. -

и расширяет сырьевую базу газификации
путем использования фрезерного торфа,
мелкозернистого полукокса, быстро разру-
шающихся бурых углей и др.

Изображенный на рис. 4 газогенератор
для газификации мелкозернистого топлива
во взвешенном слое представляет собой ци-
линдрическую в верхней части и кониче-
скую снизу шахту из кирпича, одетую в же-
лезный кожух.

В верхней цилиндрической части шахты
размещен тарельчатый аппарат 2 для под-
сушивания и частичного швелевания топ-
лива; мелкозернистое топливо размером
зерна до 10 мм шнеком 1 подается на та-
рельчатый аппарат 2; через центртарелок
проходит вал, на который насажены скреб-
ки, переталкивающие топливо при вращении
вала с верхней тарелки на последующие;
с нижней тарелки топливо сбрасывается
в шахту газогенератора навстречу подни-
мающемуся снизу потоку горячих газов.
Воздух через патрубок 4 дутьевой коробки
3 поступает в коническую часть шахты
через диффузор 8.

В конической части шахты, где скорос-
ти газа выше, чем в цилиндрической, и пе-
ременны' по' высоте конуса', частицы мелко-
зернистого-топлива образую’!' взвешенный
слой с расположением более крупных частиц в нижней части слоя
и более мелких частиц в верхней части слоя.

Вследствие движения и интенсивного перемешивания частиц
мелкозернистого топлива исключается возможность зонального про-
цесса газификации, который характерен для покоящегося - слоя
топлива. В нижней конической части шахты, где имеется свобод-
ный кислород, происходит процесс окисления топлива по реакциям
(25) и (26) с получением С02 и СО. При движении вверх частицы
топлива выравнивают температуру потока по высоте, и происхо-
дит взаимодействие .СО2 и Н2О с раскаленным углеродом топлива
по реакциям (27), (29) и (30) с получением СО и Н2.

Мелкие частицы топлива и летучая зола, поднимающиеся сни-
зу, выносятся из газогенератора и улавливаются в расположенном
рядом мультициклоне (на рис. 4 не показан), из которого топливо
посредством шнека 9 возвращается в коническую часть шахты,
в поднимающийся поток газов, и газифицируется в полете через
шахту.

Мельчайшие частицы золы под действием высокой температуры
размягчаются, слипаются друг с другом в более крупные частицы,
выпадают из слоя в виде слегка оплавленных гранул в дутьевую
камеру 8 и через трубу 5 направляются в гидравлик; незначи-
тельная часть золы удаляется вместе с газом.

Частицы ошлакованной золы, оседающие на шамотной стенке
конуса, удаляются со стенок штангой 10, которая посредством
скрытого во вращающейся тумбе 6 привода может вдвигаться в
конусную часть шахты на желаемую высоту; вращение тумбы 6
обеспечивает движение штанги 10 по всей поверхности конуса
с очисткой стенок от шлаков, падающих в дутьевую камеру <3
и направляемых посредством скребков 7 через трубу 5 в гид-'
равлик.

Наличие тарельчатого аппарата 2 для подсушки топлива поз-
воляет применять для газификации мелкозернистое топливо с высо-
кой влажностью порядка 40%, что вместе с возвратом уноса бла-
гоприятствует повышению к. п. д. газификации.

Во взвешенном слое происходит процесс пиролиза (разложение
смолы и непредельных углеводородов при высокой температуре
и атмосферном давлении) (§ 4, пункт «д»), что исключает наличие
смолы в продуктах газификации.

Интенсивность газификации определяется величиной напряже-
ния поперечного сечения шахты, которая составляет 1220 кг/яР-ч
и втрое превышает напряжение поперечного сечения шахты для
кускового торфа.

Применение парокислородного дутья позволяет получить газ,
пригодный для химической промышленности.

• В табл. 19. приведены показатели газификации во взвешенном
слое фрезерного торфа.
Т а б л и ц а  19

Показатели	Единицы измерения	Торф
Влажность фрезерного торфа	%	37
Зольность рабочего торфа	»	9
Температура дутья	°с	27
Напряжение сечения шахты	кг]м2  ч	1220
Гидравлическое сопротивление шахты	мм вод, ст.	20
Выход газа	нм^/кг	1,46
Состав газа:	объемн. %	
со2	»	9,85
С/дН,;	»	0,75
О2	»	0,20
со	»	20,32
Н2	>>	10,85
СН4	»	1,88
	»	56,15
Теплотворность газа 0”	ккал/нм?	1161
К- п. д. газификации	%	56
Выход смолы, фенолов и т, п.	»	0,3
Выход уноса	»	5,9
Температура газа:		
под тарелками	°с	914
в газосливе	»	384

§ 31. ГАЗИФИКАЦИЯ В КИПЯЩЕМ СЛОЕ

Метод газификации мелкозернистого топлива в кипящем слое
разработан в СССР Институтом азота и в Германии (метод
Винклера).

На рис. 5 изображена схема газогенератора с кипящим слоем.
В нижней конической части футерованной шахты газогенератора 6
расположены колосники 4 с живым сечением от 4,5 до 6,5%;
коническая часть шахты переходит кверху в цилиндрическую
и далее в шаровую (в более поздних конструкциях шаровое рас-
ширение устранено и заменено цилиндрической частью [15, рис. 71]).

Мелкозернистое топливо размером зёрна до 5 мм посредством
трех расположенных параллельно шнеков 1 непрерывно подается
в нижнюю часть шахты на расстоянии 0,5 м от плоскости колосни-
ков. Дутье (паровоздушная или парокислородная смесь) подводится
в дутьевую камеру 3, расположенную под колосниками (первичное
дутье), в количестве 75% и через систему сопел 7 непосредственно
в шахту в количестве 25% на расстоянии 5—5,5 м над колосни-
ками (вторичное дутье).

В сечении шахты первич-
ным дутьем создается ско-
рость потока 2—3 м]сек (счи-
тая на 0 ?С и 760 мм рт, ст.),
что приводит мелкозернистое
топливо в движение, по внеш-
нему виду напоминающее ки-
пение жидкости с уменьше-
нием во время работы газоге-
нератора плотности слоя в три
раза (толщина слоя топлива
при отсутствии дутья состав-
ляет 0,5 м, при кипении —

1,5 л); давление
в дутьевой камере
лесниками достигает
2500 мм вод. ст.

воздуха
под ко-

2000—

Интенсивное кипение слоя
вызывает образование топлив-
ной пыли с выносом ее в над-
слойное пространство газоге-
нератора, где производится
дожигание этой пыли подво-
дом вторичного дутья 7.

Рис. 5. Схема газогенератора с кипящим
слоем.

Движение и интенсивное перемешивание частиц мелкозернистого
топлива исключает возможность зонального процесса газификации,'
характерного для покоящегося слоя топлива. В части слоя топлива
у колосников, где имеется свободный кислород, происходит процесс'
окисления топлива по реакциям (25) и (26) с получением СО2 и СО.
При движении вверх частиц топлива выравнивается температура
потока по высоте, происходит подсушка топлива и взаимодействие
СО2 и Н2О с раскаленным углеродом частиц топлива по реак-
циям (27), (29) и (30) с понижением температуры слоя, что огра-
ничивает влажность применяемого для газификации в кипящем
слое топлива на 15—20%. Летучие вещества, выделяющиеся из
топлива в кипящем слое, претерпевают изменения, подвергаясь
пиролизу (см; § 4,. пункт «д»); в результате газ, получающийся
в кипящем слое, не содержит смолы и непредельных углеводородов.

Газ отводится из газогенератора через верх шахты 8. Основная
часть золы (мелкие, частицы) в количестве 90—95% уносится,
с газом; оплавившиеся и отяжелевшие частицы золы и топлива

5 Э. X. Одельский
в количестве' 5—10% ' выпадают на колосники 4 и непрерывно
вращающимся-охлаждаемым изнутри брусом 5 сбрасываются через
два отверстия В колосниках в зольные карманы 2 с последующим
периодическим 'опоражниванием в- вагонетку.

Благодаря . сильно развитой реакционной поверхности топлива
газогенераторы с кипящим слоем являются наиболее производитель-
ными с высоким напряжением сечения шахты (табл. 20).

;	,	.	Т а б л и ц а 20

4.

* \  . Показатели г- \	Единица' измерения	Мелкозёрниетый бурый уголь
Влажность топлива	।	%	10
Зольность		13
Теплотворность -Топлива 0" : *	-1	к.кал]'кг	5480
Напряжение „сечения- шахты (в плоскости колосников) на-рабочее топливо	кг]м2  ч	2700
Часовая производительность генератора по газу	>	нм'-фч	6000'0'
Выход газа на рабочее топливо	нмъ]кг '	2,18 ''
Состав газа:	объемы. К	
'' "Оба'.'	.	»	10
' СО	»	21
	>>	13
сн4	»	‘ 1
м2	»	55
Теплотворность газа	ккал/нм*	1000
Температура газа		°С	900
Диаметр колосниковой решетки	м	3,6

Теплотворность газа при газификации в кипящем слое ниже,
чем при газификации кускового топлива в Покоящемся слое.

В табл. 20 приведены некоторые показатели газификации мелко-
зернистого (до 5 мм) бурого угля на паровоздушном дутье.

Применение парокислородного дутья позволит получить газ типа
водяного с теплотворностью.2100 ккал/нм3.

§ 32. ПОДЗЕМНАЯ ГАЗИФИКАЦИЯ УГЛЕЙ

В. И. Ленин, ознакомившись с идеей подземной газификации,
высказанной в 1888 г. Д. И. Менделеевым, дал высокую оценку
этой одной из,великих задач современной техники. Для координа-
ции всех работ по подземной газификаций углей, изысканию, проек-
тированию и строительству опытных шахт была организована
в 1933 г. Всесоюзная экспериментальная контора «Подземгаз».

Метод подземной газификации с предварительным рыхлением
угольного пласта осуществлен инж. Кириченко в Лисичанске по
схеме, изображенной на рис. 6. В выделенном для газификации
участке угля А, называемом
угольной панелью и изолиро-
ванном от соседних участков
каменной стеной а, пройдены
три наклонные шахты: подъ-
емная 1, вентиляционная 8 и
огневая 9; шахты 1 и 8 сое-
динены коренным штреком 7
(проходы, прорубленные в
угольном пласте по линий
его простирания, называются
штреками).

Розжиг газогенератора про-

изводится заложенными в за- рис Схема подземной газификации
жигательный штрек 4 дрова- с предварительным рыхлением уголь-
ми с подачей через трубы	кого пласта,

2 и распределением через сои-	? .

ла 6 паровоздушного дутья. В зажигательном штреке 4 вследст-
вие наличия кислорода протекает процесс окисления угля по реак-
ции (25) и (26) с образованием СО2 и СО. При движений газов
по гезенеку 8 и огневому штреку 10, где отсутствует свободный
кислород, происходит взаимодействие СО2 и Н2О с раскаленным
углеродом топлива по реакциям (27), (29) и (30) с получением СО'
и Н2. В последующем движении газов по огневому штреку 10
протекают процессы сухой перегонки и подсушки топлива. Отвод,
продуктов газификации производится через огневую шахту 9. Рых-
ление угольного пласта, и заполнение выгорающих пространств
углем производится автоматически по мере выгорания пласта, пу-.
тем взрывания его заложенными до розжига газогенератора снаря-
дами в пробуренных в диагональном направлении скважинах 5.

К недостаткам метода подземной газификации с предварительным
рыхлением угольного пласта следует отнести: а) образование по
мере выгорания угля многочисленных каналов, отводивших часть
воздуха от очага горения со сжиганием части горючего газа;
б) значительные потери тепла на испарение рудничной влаги
и прогревание влажных боковых пород; в) сложность и дороговизну
этого метода газификации.

Схема поточного (шахтного) метода подземной газификации угля,
разработанного в 1934 г. Донецким углехимическим институтом,
представлена на рис. 7. В угольном пласте проходят сверху до
подошвы две вертикальные шахты АВ и БГ, соединяемые штре-
ком ВГ; ограниченный Шахтами АВ и БГ и штреком ВГ участок
представляет собой панель подземного газогенератора. В точке В
закладываются и разжигаются дрова; паровоздушное дутье подается
через трубы, проложенные по шахтам с поверхности. В огневом
штреке ВГ вследствие наличия кислорода, поступающего с паро-
воздушным дутьем, протекает процесс окисления по реакциям (25)
и (26) с образованием СО2 и СО; в гезенеке ГБ, где отсутствует
кислород, происходит взаимодействие СО2 и Н2О с раскаленным
углеродом топлива по реакциям (27), (29) и (30) с получением

Воздух

Рис. 7. Схема поточного (шахтного) метода подзем-
ной газификации угля.

СО и Н2. В последующем движении газов по гезенеку ГБ проте-
кают процессы сухой перегонки и подсушки топлива.

Подача паровоздушного дутья через шахту АВ вызывает более
интенсивное выгорание угля на участке штрека ВГ, расположенном
ближе к точке В, и отставание в выгорании угля на участке штрека
у точки Г, что неизбежно приводит к искажению конфигурации
панели. Чтобы исключить неравномерность выгорания панели по
линии ее простирания, производят подачу паровоздушного дутья
периодически попеременно в шахту АВ с отводом горючего газа
в скруббер у шахты Б или в шахту Б Г с отводом горючего газа
в скруббер у шахты А.

Газовый поток при своем движении от места подвода дутья до
конца зоны подсушки отдает свое тепло обнаженному угольному
пласту, который- под влиянием высокой температуры растрески-
вается, и тепло проникает в глубь панели. Выделяющиеся из глу-
бины пласта продукты сухой перегонки присоединяются к газовому
потоку и обогащают газ..

Горловская промышленная станция подземной газификации углей
выдавала Горючий таз следующего’ состава и теплотворности:
СО2 —9—11%; О2 —0,2—0,3%; СО—15-^19%; Н2—14—17%;
СЩ —1,4—1,5%; !Ч2 — 53—55%; С& = 1000 ккал)нм\
Газ подземной газификации Горловской промышленной станции
сжигался в топках паровых котлов и для обогрева печей соседним
коксохимическим заводом.

Бесшахтная подземная газификация углей (так называемый
фильтрационный метод) осуществляется вместо проходки шахт буре-
нием с поверхности земли скважин, из которых одни служат для
подачи в слой паровоздушного дутья, другие — для отвода газа.

У подножия дутьевой скважины поджигается уголь с после- .
дующей подачей паровоздушной или парокислородной смеси. Благо-
даря пористости пластов угля (в частности, подмосковного угля)
горячие газы проникают к основанию газовой скважины, располо-
женной на некотором расстоянии от дутьевой, при этом под влия-
нием высокой температуры газов уголь нагревается, подсушивается
и растрескивается. У мест подачи паровоздушной смеси (у .подно-
жия дутьевой скважины) протекает процесс окисления по реак-
циям (25) и (26) с образованием СО2 и СО. По мере’ продвижения
СО2 и СО в направлении к газовой скважине и использования
кислорода дутья происходит взаимодействие СО2 и Н2О с раскален-
ным углеродом по реакциям (27), (29) и (30) с получением СО и Н2.
В последующем продвижении газа к основанию газовой скважины
протекают последовательно процессы сухой перегонки и подсушки
топлива, продукты которых присоединяются к газовому потоку,
обогащая его.

Подмосковная станция подземной газификации углей, пущенная
в действие в 1938 г., существует до настоящего времени. Выраба-
тываемый ею газ используется котлами соседних заводов и имеет
следующий состав и теплотворность: СО2 — 14—16%; СО —8—
10%; СН4—1%; Н2 — 17—20%; Н28 —2%; Ы2 —53—55%; (& =
— 1000 ккал/нм?.
ОБРАБОТКА ГОРЮЧИХ ГАЗОВ ПЕРЕД ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

;§ 33. ХАРАКТЕР ОБРАБОТКИ ГАЗА В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ ЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

Горючие газы по выходе из газогенератора, коксовой печи
и т. п. перед их использованием подвергаются охлаждению, осушке
и очистке с целью, уменьшения температуры газа и извлечения из
него твердых, жидких и газообразных продуктов, снижающих
качество газа.

Горючий газ, предназначенный для двигателей внутреннего • сго-
рания, перед поступлением в цилиндр двигателя требует охлажде-
ния и тщательной очистки от пыли и смолы.

Газ, применяемый для целей синтеза, предварительно очищается
от окиси углерода и метана; газ для сжигания в топках промыш-
ленных печей не очищается от СО и СН4, не требует охлаждения
и подвергается лишь грубой очистке от пыли.

Генераторный газ из тощих топлив (антрацит и др.) истребует
очистки от смолы; газ из древесины и некоторых видов торфа часто
требует очистки от уксусной кислоты и т. д.

Природный газ должен подвергаться осушке для предотвращения
образования кристаллогидратов в газопроводах (см. § 19).

§ 34.	ОХЛАЖДЕНИЕ ГАЗА.

СКРУББЕРЫ И ПОВЕРХНОСТНЫЕ ОХЛАДИТЕЛИ

Охлаждение газа'применяется в следующих случаях: для осушки
газа, возможности его транспорта по разветвленной сети, использо-
вания в двигателях внутреннего сгорания, очистки от смолы в ме-
ханических и электростатических смолоочистителях, где по техно-
логическим требованиям температура газа не должна превышать
75 °С, Охлаждение является простейшим способом осушки газа
и основано на уменьшении содержания водяных паров в состоянии
насыщения с конденсацией их при понижении температуры газа.

Для охлаждения и осушки газа применяются скрубберы и по-
верхностные охладители. Охлаждение газа в скрубберах происходит
путем непосредственного соприкосновения воды и газа.
На рис. 8 изображен скруббер, представляющий собой цилиндри-
ческую (реже прямоугольную) башню- из котельного железа.
Охлаждаемый газ поступает в скруббер через штуцер 1 с отводом
охлаждающего газа через штуцер 4. Холодная вода поступает через
брызгало 5 с отводом нагретой воды через приспособление 2. Сопри-
косновение воды и газа. в скрубберах

осуществляется двумя способами:

а)	поверхностью смачиваемой водой
насадки 3, заполняемой кольцами Раши-
та (полые цилиндрики из фарфора, же*
леза, чугуна с диаметром, равным высо-
те), коксом или скрепленными в пачке
деревянными рейками прямоугольного
или трапецеидального сечения (хордовая
насадка); в скрубберах с насадкой 3
применяются простейшие брызгала (соп-
ла,' трубки с отверстиями, сетки и т. п.),
так как поверхность соприкосновения
воды и газа создается насадкой;

б)	без. насадки путем тонкого распы-
ления воды пульверизатором с диамет-
ром капель воды, равным 0,1 мм, при
этом поверхность охлаждения создается
поверхностью капель воды, достигающей
100 № и выше на единицу объема скруб-
бера.

Непосредственное соприкосновение
газа с водой в скрубберах не только
вызывает охлаждение и осушку, но также
производит очистку газа от пыли и

Рис. 8. Схема скруббера для
охлаждения и осушки искус-
ственного горючего газа.

СМОЛЫ.

В-скрубберах протекает сложный процесс тепло- и массообмена,
который можно представить в следующем упрощенном виде. В ниж-
ней части скруббера с более высокими температурами газа'(напри-
мер, в сечении Л) происходит охлаждение за счет испарения воды-
при относительно постоянной температуре воды. Процесс испарения
воды протекает, пока температура газа не достигает точки росы
(в сечении Б). При дальнейшем движении газа по направлению
к штуцеру 4 (например, в сечении В) протекает процесс конден-
сации водяных паров, и охлаждение газа осуществляется путем

передачи тепла от газа к воде теплопроводностью.- <

Коэффициент теплопередачи от ненасыщенного .влагой газа
к воде может быть определен из выражений [10]:

а)	для скрубберов с насадкой

= 6,3 [Л щ ккал/мъ’ Ч* град,
где /31 — коэффициент теплопередачи, отнесенный к 1 л? рабочего
объема скруббера;

но — скорость газа в насадке в первом периоде охлаждения,
м/сек-,

б)	для скрубберов без насадки

&! = 2	10 |/ си ккал/м8 • ч  град,

где ср — относительная скорость падения капли в скруббере:

ш — 162 у м/сек

(3— диаметр капли, м\ 7 —вес 1 л8 газа, кг/м8).

Коэффициент теплопередачи для газов, насыщенных водяными
парами, к„ зависит от температуры и скорости газа и может быть
принят равным в среднем к„ ^150 ккал/м8-ч-град (подробнее
см. [10]).

Температура I , при которой происходит насыщение газа водя-
ными парами, определяется путем подбора из уравнения теплового
баланса:

(сг+- 1Р) = ар[г+св (/р - гв)],

где Св — средняя теплоемкость водяного пара, ккал/кг-град',

Ст — средняя теплоемкость газа, ккал/'нм8-град-,
дг — влагосодержание газа начальное, кг/нм8-,
с10 — влагосодержание газа при температуре насыщения
1р, кг/нм8-,

1р — температура насыщения пара, °С;

1Г и — начальные температуры газа и воды, °С.

Охлаждение газа в поверхностных охладителях производится
водой или воздухом путем теплообмена через стенки труб. На
рис. 9 изображен водотрубный охладитель. Охлаждаемый газ посту-
пает через штуцер 1 в межтрубное пространство 5, где протекает
процесс теплообмена между газом и водой в трубах, с отводом
охлажденного газа через штуцер 4, Вода поступает в трубы 6 через
патрубок Зив нагретом состоянии отводится через патрубок 7;
смоло-водяной конденсат отводится из охладителя через гидравли-
ческий затвор 2.

Водяные охладители газа разделяются на два типа: а) водотруб-
ные, если охлаждаемый газ пропускается через межтрубное про-
странство 5, а вода для охлаждения газа — через трубы 6,
и б) газотрубные, если, охлаждаемый газ пропускается через трубы 6,
а вода для охлаждения газа —через межтрубное пространство 5.

Существенным недостатком водотрубных охладителей является
трудность очистки от смолы и пыли наружных стенок труб в меж-
трубном пространстве по сравнению с очисткой внутренних поверх-
ностей труб газотрубного охладителя.

Охлаждение газа в поверхностных охладителях воздухом вместо
воды имеет ограниченное распространение вследствие менее благо-
приятных условий теплопередачи от газа через стенку трубы

к воздуху по сравнению с теп-,
лопередачей от газа через стен-
ку трубы к воде.

Поверхностные водяные и
воздушные охладители применя-
ются в случае незначительных
объемов охлаждаемого газа и
необходимости получить не Силь-
но обводненную смолу.

В поверхностных охладителях
протекают процессы охлаждения
газов, паров и жидкостей и кон-
денсации паров; количество теп-
ла, отнимаемое от охлаждаемого
газа, определяется из следую-
щего уравнения теплового ба-
ланса:

ЕС = Сохл Н Сконд -|-
Срастп Сохл, конд,
где	— суммарное коли-

чество тепла, от-
нимаемого у газа;

Сохл — количество тепла,

йтажгагда чт гш «ж

Рис. 9. Водотрубный теплообменник
для охлаждения и осушки газа.

отнимаемого у газа и пара при

охлаждении их от начальной температуры С до тем-

пературы точки росы /р;

Сконд —тепло конденсации паров (воды, смолы и т. п.);

Сраств — тепло растворения Н28 и ЫН3;

Сохл, конд — тепло конденсата и газа от 1Р до заданной конечной
температуры /г.

Поверхность охлаждения холодильника в целом равна сумме
поверхностей, необходимых для:

а)	охлаждения газа и паров до температуры конденсации, при
этом коэффициент теплопередачи может быть определен из выра-

жения

&ОХЛ — 2 —р 10

где да — скорость газа, м/сек,

б)	конденсации паров с определением коэффициента теплопере-
дачи по выражению

/гконд = 750 /да • /да^ 0,007,
где да-—скорость газа, м/сек-,

Шу — скорость воды, м/сек',

в)	охлаждения конденсата и газа от температуры конденсации
до заданной температуры с определением коэффициента теплопере-
дачи по выражению’

и	200

Г?КОНД. ОХЛ - |	1	’

1 + 6 К®!	1 Ч- 6 ]//и|2

где — скорость воды, м/сек-,

&у2 — скорость течения конденсата, м/сек.

Приведенные значения коэффициентов теплопередачи относятся
к медным трубам с чистой поверхностью. Для железных труб
коэффициенты теплопередачи составляют 0,75 от значений для
медных труб. Загрязнение поверхности труб смолой и пылью пони-
жает коэффициенты теплопередачи еще на 50%,- Примесь к водя-
ным парам неконденсирующихся газов снижает коэффициенты
теплопередачи в среднем еще на 50% (подробнее см. [10]).

35. СУХАЯ И МОКРАЯ ОЧИСТКА ГАЗА ОТ ПЫЛИ

Сухая очистка газа от пыли производится при температурах,
исключающих возможность конденсации в пыдеотделителях содер-
жащихся в газе паров воды и смолы. Для сухой очистки газа от
пыли применяются:

а)	осадительные камеры и циклоны — для грубой очистки газа
с содержанием пыли в очищенном газе до 1,5 г/нм?-,

б)	электрофильтры — для тонкой очистки газа с содержанием
пыли в очищенном газе до 0,03 г/нм*-, такая степень очистки газа
требуется для использования газа в двигателях внутреннего сгора-
ния и газовых горелках.

Действие пылеосадочных камер основано на осаждении пыли из
потока и на выделении ее из газа при изменении направления
потока газа. Для шарообразных частиц пыли с диаметром до 200 мк,
оседающих из ламинарного потока газа, движущегося с постоянной
скоростью, величина скорости падения частиц под действием силы
тяжести может быть определена из критериального уравнения вида

Де,. = Аг,

где Кег — критерий Рейнольдса для обтекания частицы с диамет-
ром й газовым потоком со скоростью к)п и кинематиче-
ским коэффициентом вязкости у:

Дег = ^;

1
Аг — критерий Архимеда для сферических частиц с диамет-
ром 4 и плотностью рп, движущихся в газовом потоке
с плотностью рг и кинематическим коэффициентом вяз-
кости у:

Аг =
в Рг^

Подставив в критериальное уравнение значения Кег и Аг и произ-
ведя преобразования, получим выражение для определения скорости
падения частиц с диаметром до 200 мк под действием силы
тяжести:

щп = га Уп ~ Тг м/сек,	(а)

где г — радиус частицы, ж;

Тп и Тг — соответственно вес 1 ж3 пыли и газа, кг/м?-,

ц — динамический коэффициент вязкости газа, кг-сек]мг..

Частица пыли должна достигнуть пола
пылеосадочной камеры высотой 1г м за время
движения этой частицы по длине камеры I м
со скоростью щг, т. е. должно иметь место
выражение

И = I
ЬУП Шг ’ .

Секундный объем подлежащего очистке
газа V взаимосвязан с высотой камеры 1г, ши-
риной Ь и скоростью движения газа щг зави-
симостью

V = НЬи)г.	(в)

Сопоставление выражений (б) и. (в) приво-
дит к зависимости

/=_Г
Мт

Выражение (г) дает возможность опреде-
лить размеры . пылеотстойной камеры: длину
ее I, задавшись шириной камеры Ь, так как
секундный объем подлежащего очистке газа V

Рис. 10. Схема уст-
ройства циклонного
пылеотделителя.

является всегда известной величиной, а исчисляется из выра-
жения (а).

Преимущественное распространение в газовой промышленности
получили циклонные пылеотделители. На рис. 10 приведена схема
устройства циклонного пылеотделителя, состоящего из цилиндри-
ческой части 3 с подводом через патрубок 4 очищаемого газа тан-
генциально- к цилиндрической части, камеры спиральной формы
между цилиндрами 3 и трубой 5 для отвода очищенного газа, койи-
ческой части циклона 2, отверстия 1 с плотно закрываемым кла-
паном. Внутри циклона очищаемый газ в камере спиральной формы
приобретает вращательное движение, и взвешенные в газе частицы
под действием центробежной силы отбрасываются к стенке аппа-
рата, где теряют свою живую силу. Благодаря трению о стенки
и под действием силы тяжести эти частицы выпадают в нижнюю ,
коническую часть циклона 2 с удалением через нижнее отверстие /;
отвод очищенного газа производится через трубу 5. Закономерности
процессов в циклонных пылеуловителях описываются в обобщенной
форме критериальным уравнением вида

Аг=18Рц®Бг„,	(д)

где Аг — критерий Архимеда для сферических частиц с диамет-
ром с1 и плотностью р0, движущихся в газовой среде
с плотностью р и кинематическим коэффициентом вяз-
кости V: •

Аг = §

(Ро — р)	.

р\2	’

Ре® — критерий Рейнольдса для обтекания частицы с диамет-
ром й газовой средой в радиальном направлении со ско-
ростью

Ксщ, — — —;

Рг„ — критерий Фруда для частицы, движущейся с танген-
циальной скоростью и в циклоне со средним радиусом
вращения Ц:

Подставив в выражение (д) значения приведенных выше инва-
риантов и произведя преобразования, получим выражение для опре-
деления радиальной скорости частицы в циклонных пылеуловителях:

щ г/2 — ~ А.. “ м/сек.	(е)

18	к

Центробежная сепарирующая сила, действующая на частицы
пыли, зависит от радиальной скорости частицы щ, которая в свою
очередь, как это вытекает из выражения (е), зависит от квадрата
тангенциальной скорости и и радиуса вращения В- Выражение (е)
дает возможность исследовать работу механизма очистки в центро-
бежных циклонных пылеуловителях.

Вследствие зависимости радиальной скорости щ от удельного
веса уп и размеров й частиц пыли в центробежных , циклопах воз-
никают различные условия • очистки: более благоприятные — для
тяжелых и крупных и менее или вовсе неудовлетворительные—
для легких и мелких частиц пыли.
Улавливание пыли в значительной степени зависит от нагрузки
циклона. С увеличением скорости газа во входном патрубке циклона
тангенциальная и в осрбенности радиальная скорости частицы
повышаются, что в конечном -счете приводит к возрастанию коли-
чества уловленной пыли по весу и распространению диапазона
улавливания в сторону более мелких фракций. При уменьшении
нагрузки центробежного циклона пылеулавливающая способность
его резко понижается.

Количество; и фракционный состав улавливаемой пыли зависят
от среднего радиуса вращения циклона. Уменьшение величины К
вызывает при прочих равных условиях увеличение радиальной ско-
рости, что приводит к более интенсивному выпадению частиц.

К недостаткам центробежных циклонов следует отнести невоз-
можность достигнуть требуемой степени очистки, особенно улавли-
вания наиболее тонких фракций пыли.

Действительная эффективность работы циклона для улавливания
высокодисперсной пыли составляет 40—60%, а для грубодисперс-
ной — 90 %.

При мокрой очистке газа одновременно с пылью происходит
выделение из газа влаги и смолы, если очистке подвергается смо-
листый газ. Следовательно, при мокрой очистке газа от пыли
пылеочистительная функция сочетается с газоохладительной. Мокрая
очистка газа от пыли производится в скрубберах, тонкая — в центро-
бежных механических пылеосадителях.

В безнасадочных скрубберах вследствие плохой смачиваемости
пыли содержание ее в промытом и охлажденном газе составляет
1—1,5 г/м3. В. скрубберах с насадкой частицы пыли, резко меняя
свое направление, вместе с газовым потоком ударяются о смочен-
ную поверхность насадки, прилипают к этой поверхности, смываются
водой и уносятся из скруббера. Степень очистки в скрубберах
с насадкой достигает 85%.

§ 36.	ОЧИСТКА ГАЗА ОТ СМОЛЫ И СМОЛОУЛАВЛИВАНИЕ.
ДЕЗИНТЕГРАТОРЫ

Тонкая очистка газа от смолы применяется для систем быто-
вого- газоснабжения и предупреждения выпадения смолы при
транспортировании газа по протяженным трубопроводам. Очистка
газа от смолы, осуществляется путем последовательных операций:

а)	предварительного охлаждения газа и смоляных паров до
образования смоляного тумана в сочетании с грубой первичной
очисткой от пыли в скрубберах или поверхностных охладителях;

б)	тонкой очистки и смолоулавливания в дезинтеграторах или
электрофильтрах.
Наиболее распространенным. аппаратом для. тонкой очистки газа
и. смолоулавливания является дезинтегратор.

„ На рис. 1.1 = изображен дезинтегратор, устройство и принцип
действия; которого состоят .в следующем. - В. корпусе 8 вращается
диск 9, насаженный на вал 6; на диске 9 закреплены лопасти 3,

Рис. 11. Схема дизннте-
гратора — аппарата ' для
тонкой/ очистки газа и
смолоулавливания.

. движущиеся в. промежутках между непод-
вижными лопастями 4, закрепленными на
корпусе 8. Очищаемый газ поступает через
штуцеры 5 и при входе орошается жид-
костью, подаваемой через штуцеры 7 во
вращающийся сетчатый барабан Л. Части-
> цы. жидкости присоединяют к себе части-
цы пыли исмолы и, проходя через каналы
между подвижными и неподвижными ло-
пастями,-попадают‘на лопатки 10 .диска 9,
отбрасываются под ‘ действием . •центробеж-
ной силы на периферию корпуса 5 и через
трубу 1 стекают в смолоприемник-.. Очищен-
ный от смолы и пыли газ покидает дезин-
тегратор через отверстие 2.

Дезинтегратор сочетает процесс смоло-
и пылеулавливания с функциями вентиля-
тора, так как наличие, лопаток ,10 позво-
ляет довести давление' газа .до. 500 мм
вод. ст.

В дезинтеграторах степень очистки газа,
от смбльг составляет 95%р остальная смола,-

представляющая собой легко, кипящие
фракции, улавливается в скрубберах.

§ 37.	ОЧИСТКА ГОРЮЧЕГО ГАЗА ОТ ТОКСИЧЕСКИХ И КОРРОДИРУЮЩИХ
ПРИМЕСЕЙ. ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗОВ

В § 16 отмечалось, что 'горючие' и искусственные газы часто
содержат" токсические (отравляющие) примеси: сероводород (Н28), •
сероуглерод (С82), аммиак (ЫН3), циан (С21Ч2), цианистый водород
(НСГ\!), бензол (СвН6) и др.; некоторые из этих газов, например
сероводород, не только высокотоксичны, но и сильно корродируют
металл.

Очистка горючего газа от токсических и корродирующих ком-
понентов вызывается не только технологическими, но в первую
очередь требованиями санитарной охраны. В некоторых случаях
улавливание из газа токсических компонентов экономически оправ-
дывается тем, что выделяются ценные химические продукты (суль-
фат аммония, бензол и др.).
Очистка газа от бензола

Значительное содержание в коксовом газе паров бензола в коли-
честве-20—50 г]нм9, ценность бензола как химического продукта
и недопустимость концентрации в бытовом газе паров бензола более
0,5—1 г/нм3 приводят к необходимости улавливать, из газа бен-
зол. Поглощение из газа бензола производят . жидкими поглотите-
лями (каменноугольное или соляровое масла) в скрубберах с большой
поверхностью хордовой насадки и с движением газа со скоростью
не более 1,5 м/сек последовательно через три-четыре, таких
скруббера.

Очистка газа от сернистых соединений

Очистку газа от сероводорода производят до содержания его
в газе 0,02 г/нм3 [13]. Существующие методы очистки газа от
сернистых соединений можно разделить на две группы: сухие
и мокрые.

При сухих методах Очистки газа от сернистых соединений при-
меняются твердые поглотительные вещества: гидрат окиси железа,
содержащийся в болотной руде, и активированный-уголь [14].

Из мокрых способов очистки газа от сернистых соединений
получили промышленное применение этаноламиновый и мышьяково-
содовый методы. Этаноламины (моноэтаноламин (СН2СНаОН) ИН2
и др.) обладают щелочными свойствами и образуют соли при
взаимодействии с кислотами; при поглощении этаноламинами Н28
и СО2 образуются карбонаты, бикарбонаты, сульфиты и бисуль-
фиты. Этот метод является в отечественной промышленности наибо-
лее распространенным, так как дает возможность очистить газ до
норм, допускаемых' для бытовых нужд.

Очистка газа от аммиака

Аммиак — токсический газ и вызывает коррозию металла; кон-
центрация аммиака в бытовом газе не должна превышать 0,02 г/нм3.
Извлечение аммиака из газа производится на коксохимических
заводах путем промывки в сатураторе газа серной кислотой. В ре-
зультате взаимодействия серной кислоты и- аммиака получается
сернокислый аммоний (сульфат;аммония), являющийся’ товарным
продуктом производства.

Очистка газа от нафталина

Нафталин С10Н8 образуется в камерах , коксовых печей в про-
цессе коксования каменных углей при температурах- 900—1000° С;
содержание нафталина в сыром коксовом газе составляет 6—10 г/нм9',
нафталин может находиться в воздухе и в газе не только в виде
паров, но и в виде взвешенных частиц (тумана), и по этой причине
содержание его в газе может превышать в три раза количество',
насыщающее газ при данной температуре [2, табл. 42]. Содержание
нафталина в газе для коммунально-бытового потребления не должно
превышать зимой 0,05 е/нж3 и летом 0,10 г/нм9.

Повышение давления и понижение температуры способствуют
выпадению нафталина из газа с образованием отложений, что имеет
место в особенности в дальних газопроводах; вследствие возмож-
ности засорения нафталином системы газоснабжения (трубы, арМа-
тура, контрольно-измерительные приборы, горелки и т. д.), необхо-
димо извлекать его’ на месте производства газа с использованием
уловленного нафталина в качестве ценного сырья для химической
промышленности.

Поглощение нафталина из газа производится соляровым (антра-
ценовым) маслом в скрубберах с хордовой насадкой при скорости
движения газа не более 1,5 м/сек с поверхностью орошаемой
насадки 1,3 жй на 1 ж8 газа в час. Способ извлечения. нафталина
поглощением соляровым, антраценовым и другими маслами по-
лучил преимущественное распространение на отечественных за-
водах.

Улавливание нафталина (СюН8) тетралином (С10Н12) является
перспективным и применяется главным образом при условии даль-
него транспортирования газа; тетралин вводится в газ в мелкорас-
пыленном -виде. При охлаждении газа .тетралин,конденсируется
с растворенным в нем нафталином и удаляется в жидком виде из
аппаратуры и газопровода для регенерации и повторного использо-
вания. Введением тетралина (С10Н12) в газ предотвращается возмож-
ность забивания газопроводов нафталином и обеспечивается раство-
рение ранее образовавшихся нафталиновых пробок. При применении
тетралина на внутренней поверхности газопровода создается жидкост-
ная пленка, защищающая металл от коррозии.

Очистка газа от цианистых соединений

В коксовальном газе основным цианистым соединением является
цианистый водород (НСЫ), содержание которого по выходе из
коксовальной печи достигает 1—1,5 г/нм9. Цианистый водород
способствует коррозии металла; это весьма ядовитый газ, предельно
допустимая концентрация которого в воздухе не должна превышать
0,0003 г/нм9 (см. § 16). Очистка газа от цианистых' соединений
производится специальными поглотителями циана (растворы медного
и железного купороса), а в большинстве случаев в скрубберах
с насадкой вместе с очисткой газа от сернистых соединений.
Одоризация газов

Отсутствие запаха у большинства природных и искусственных
горючих газов и наличие весьма слабого запаха у некоторых горю-
чих газов затрудняют своевременное обнаружение места утечки- газа
и присутствия его в помещениях. Это привело к необходимости
одоризации горючего газа Специальными физиологически безвред-
ными и обладающими резким и неприятным запахом жидкостями
с целью ускорить нахождение мест утечки газа (из газопроводов
или газового' оборудования). В газовой технике для одоризации
применяют меркаптаны (тиоспирты), химический состав которых
Н • 8Н (К — углеводородный радикал).

Из меркаптанов наибольшее применение для одоризации полу-
чил этилмеркаптан. (С2Н58Н), среднегодовая норма расхода которого,
по данным Госгазтехпнспекцнй, на 1000 нм3 природного газа должна
составить 16 г, или 19,1 см8.

6 Э. X. Одельсний
Глава 6

ПОТРЕБЛЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА

§ 38.	ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА НА ПИЩЕПРИГОТОВЛЕНИЕ, ОТОПЛЕНИЕ
ЖИЛИЩ, САНИТАРНО-ГИГИЕНИЧЕСКИЕ И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ
НУЖДЫ НАСЕЛЕНИЯ ГОРОДА

Определение расходов газа в условиях города с его многочис-
ленными и разнообразными потребителями "связано с большими
трудностями, но они облегчаются тем, что проектирование новых
социалистических городов и реконструкция старых предусматри-
вают плановое строительство жилых и общественных зданий, коли-
чество и размеры которых нормируются по числу мест на тысячу
человек населения [17 и 18].

Расход горючего газа на хозяйственно-бытовые и коммунальные
нужды населения и общественными зданиями нормируется законо-
дательством [21].

Годовая потребность стандартного газа (теплотворностью
ф* = 4000 ккал/нм?) дифференцированно, по отдельным видам его
потребления, для города с населением в сто тысяч человек при-
ведена в табл. 21; в нее включены следующие показатели:

а)	графа 2-я — нормативное количество мест по всем видам
общественных зданий культурно-бытового назначения [17 и 18];

б)	графа 3-я — нормативный объем зданий в ж3 на одно место
по разным видам культурно-бытового назначения [17—18];

в)	графа 4-я — строительный объем по всем видам общественных
зданий культурно-бытового назначения; величины, помещенные
в графе 4-й, получены путем перемножения соответственно величин
граф 3-й и 2-й;

г)	графа 5-я — годовые нормы расхода газа на одно место на
пищеприготовление и санитарно-гигиенические нужды по данным
СНиПа [21];

д)	графа 6-я — годовые нормы расхода газа на отопление и вен-
тиляцию зданий на одно нормативное место по разным видам
культурно-бытового назначения; эти нормы вычислены по выражению

У	С/(^в —"Ср. зим) ^4

Ср Ск.у

где V — строительный объем здания на одно нормативное место
по разным видам культурно-бытового назначения (значе-
ния V приведены в графе 3);
Потребление газа	Нормативное Число мест на 100 тыс. жителей
1	2
Жилые дома	100000
Детские сады	5000
Детские ясли	4000
Больницы	1000
Родильные, дома	200
Поликлиники	2500
Гостиницы	500
Столовые, рестораны и закусочные	5000
Школы	16000
- Вузы	1600
Техникумы	2000
Ремесленные училища	1500
Театры	1000
Клубы	2000
Кинотеатры	1500
Цирк	1000
Библиотеки	—
Магазины	500
Учреждения (адм.-хоз. и общественные)	
Банн	1000
Прачечные	12 т/сут
Хлебозаводы и кондитерские фабрики	70 т/сут
Итого ...	
Таблица 21

Объем зданий, л3		Нормы расхода стан- дартного газа на одно место в нм3/год на		Расход стандартного газа в им3/год на	
нормы на  одно место	всего	пищепрнго- товление и санитарно- гигиеннч. ’ нужды	отопле- ние и венти- ляцию	пигцепри го- тов л ение и санитарно- гйгиенич.  нужды	отопление и вентиляцию зданий
3	'4	5	6	7	8	-,
60	6-Ю6	300	700	30-10®	70-10®
23	115103	240	360	1,2-10®	1,8-10®
32	128 • 103	250	500	1,0-10®	2,0-10®
130	130-10’	800	2200	0,8-10®	2,2-10®
150	31,67-10’	1000	2500	0,2-10®	0,5-10®
20	50-10’	40	320	0,1-10®	0,8-10®
100	50-104	320	1100	0,2-10®	0,6-10®
20	,100-10’	180	320	0,9-10®	1,'6-Ю®
17	'272-10’	50	280	0,8-10®	4,5-10®
50	80-10’	100	750	0,2-10®	1,2-10®
40	80-10’	50	650	0,1-10®	1,3-10®
70	105-10’	60	1000	0,1-10®	.1,5-10®
50	50-10’	—	1100	•—	1,1-10®
40	80-10’			900	——	1,8-10®
16	24-10’	—	360	—	0,5-1011
22	22-10’	—	500	—.-	0,5-10®
		22-10’		—	—	0,2-10®
180	90-10’	—	3000	—	1,5-10®
—.	200-10’		—	1,5-10®	3,3-10®
63	63-10’	6000	1450	6,0-10®	1,5-10®
5 м3/т	60-10’	1000	——	3,6-10» '	1,4-10®
300 м?/т	21  10’	200	—	5,0-10® -	0,5-10®
	| 7,77-10® |			53-10®	100,3-10®
</ —удельная тепловая характеристика жилых и обществен-
ных зданий в ккал/м?-ч-град’, осредненные значения д
. приведены в табл. 22;

/Е — расчетная внутренняя температура помещения (/в = 18 °С);.
^ср.зим — средняя температура наружного воздуха за отопитель-
ный период;

п — продолжительность отопительного периода в часах
(и = 4400 час)\

ф — коэффициент запаса, учитывающий потери. тепла маги-
стральными трубопроводами (ф = 1,1);

— теплотворность газа = 4000 ккал/нм9)’,

7]к.у — средний к. п. д. котельной установки (-^к у = 0,7);

Таблица 22

Назначение зданий	Осредненные удельные тепловые характеристики в ккал/град		
	отопление	вентиляция "в	всего  Я 7= А- 7В
Жилые здания, гостиницы, общежи- тия и т. п.	0,35	—	0,35
Административные здания,. школы и т. п.	0,38	• 0,12	0,50
Детские сады и ясли, больницы, по- ликлиники, родильные дома и т.- п.	0,38	0,12	0,50
Театры, клубы, кинотеатры и т. и.	0,35	0,35	0,70

с) графа 7-я — годовые расходы на пищеприготовление и сани-
тарно-гигиенические нужды дифференцированы по отдельным видам
потребления; величины, помещенные в графе 7-й, получены пере-
множением соответственно величин граф 5-й и 2-й;'

ж)-графа 8-я — годовые расходы газа на отопление и вентиля-
цию зданий;’ величины, помещенные в графе 8-й, получены пере-
множением соответственно величин граф 6-й и 2-й.

Для заданного горючего газа теплотворностью С” величины
расхода получают путем пересчета значений, помещенных в графах
5, 6, 7 и 8-й табл. 21, по выражению

V; = ц	' (36)

Анализ величин,' приведенных в табл. 21, дает основание для
следующих обобщающих положений: 

1)	удельный вес жилого фонда в общей застройке города
может быть принят в среднем фж.ф = 75%;
2)	средний удельный расход стандартного газа на пищеприго-
товление и санитарно-гигиенические нужды на одного жителя в- год
с учетом коммунально-бытовых нужд населения (детские ясли,
столовые, гостиницы, поликлиники, больницы и т. п.) составляет
приблизительно 530 нм?/чел. год',

3)	средний удельный расход газа на отопление жилья на
одного жителя в год с учетом отопления зданий, общественных
и предназначенных для коммунально-бытовых нужд населения,
составляет примерно 1000 нм?! чел. год.

При проектировании городских систем газоснабжения в качестве
исходной укрупненной единицы по застройке города принимается
квартал. Обобщающим показателем, характеризующим квартал
в целом, является плотность населения, которая в свою - очередь
определяется плотностью застройки и степенью использования
города под жилье, средней этажностью, удельным весом жилого
фонда в общей застройке и нормой жилой площади на одного
жителя.

Допустимые плотности застройки жилых кварталов города
в зависимости от этажности зданий, плотности населения на 1 га
и удельного веса жилого фонда в общей застройке помещены
в табл. 23 {20], в которой приведены:

Таблица 23

Этажность здания	Количество жилой площади на 1 га территории квартала, м2	Плотность населения на 1 га при средней норме жилой площади 9 м2 на одного жителя	
		жилого квартала.	квартала с учетом удельного веса жилого фонда в общей застройке города (фж ф “ 0,75)
8—10 '	6300—7200	700—800	525—600
6—8	5400—6300	600—700	.	450—525
5	' 5000	550	410
4	4200	470	’ 350
3	3300	360	270
2	1800—2000	200—220	150—165
Одноэтажные	800	90	'—

а)	количество жилой площади на 1 га территории квартала;

б)	плотность населения на 1 га жилого квартала при средней
норме жилой площади в 9 ж2 на одного жителя;

в)	плотность населения на 1 га квартала с учетом удельного
веса жилого фонда в общей застройке города (фж.$ = 0,75).
Ч

. В, табл. 24 [19] приведены новейшие-данные о плотности насе-
ления микрорайона в чал/га в -зависимости от этажности зданий.

Таблица 24

 При жилой площади; на одного человека	Пределы	Этажность зданий							
		2	3	4	б'	6	7	8	9 и выше
9- ж2-	Не более	210	280	300	330	380	400	410	435
	Не менее	190	255	280	300	340	360	370	400
12 ж2	Не более	160	210	220	250	280	300	315	335
	Не менее	140	190	210	230	260	265	275	300
15-ж2	Не более	125	165	180	200	230	240	245	270
	Не менее	ПО	155	165	180	205	215	220	240

§ 39. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК ГАЗА

Потребление газа не бывает равномерным и постоянным и ко-
леблется по часам суток и временам года. На рис. 12 изображен
характерный график суточного расхода газа населением города на

Рис. 12. Характерный график суточного расхода газа
населением города на пищеприготовление, санитарно-
гигиенические и коммунально-бытовые нужды.

пищеприготовление, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые
нужды. Представление о колебаниях расхода газа по месяцам
года на пищеприготовление, санитарно-гигиенические и коммуналь-
но-бытовые нужды населения дает график на рис. ГЗ. Годовой
график расхода газа на отопление и вентиляцию зданий приведен
на рис. 14, характерные графики суммарного расхода газа потре-

бителями города — на рис. 15 (суммарный суточный расход) и
рис. 16 (суммарный расход газа по месяцам года).

Суточный график (рис. 15) позволяет.определять расчетные часо-
вые расходы газа: а) для проектирования производительности
источника и магистрального газопровода берется среднечасовой
расход за сутки с максимальным потреблением газа и б) для
проектирования городской рас-
пределительной сети —т макси-
мальный часовой расход газа за
то же время.

Выявление газопотребления
и составление расчетной схемы
городской распределительной се-
ти со значительным количеством
потребителей и относительно ма-
лым и неравномерным по време-
ни расходом газа каждым из них
представляет собой сложную за-
дачу; решение ее приводит к не-
обходимости принять упрощен-
ную схему разбора газа с равно-
мерным расходом его по всей

Рис. 16. График суммарного расхода
газа потребителями города по месяцам
года.

1 — расход газа автотранспортом; 2 — расход
газа промышленными предприятиями; 3 — рас-
ход газа на бытовые и коммунально-бытовые
нужды; 4 — расход газа на отопление.

длине распределительного газо-
провода.

В настоящее время определе-
ние расчетных нагрузок газа
производится по двум методам:
а) в долях годового расхода и
б) по установленным газовым

приборам и коэффициентам одновременности их работы.

Метод расчетных часовых расходов газа в долях годового рас-
хода основан на анализе эксплуатационных показателей работы
газовых сетей многих городов СССР. По этим показателям макси-
мальный суточный расход газа определяется в пределах от п/200 до 1/300
годового расхода, а максимальный часовой расход — в размере 0,127
максимального суточного. Расчетный часовой расход газа на пище-
приготовление, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые
нужды с учетом приведенных коэффициентов неравномерности
(суточный — за год и часовой — в дни максимального газопотреб-
ления) в долях годового расхода

= 0,0005 Угод' нм^ч-чел.

(37)

Удельный расчетный часовой расход газа на отопление зданий
на одного жителя для условий зимнего максимума определяется из
выражения
уОТОПЛ

(38)

где 8760 — число часов в году;

ф, — коэффициент, учитывающий сезонность отопительных
нагрузок; для европейской части СССР продолжитель-
ность отопительного периода составляет 183 дня и

’]>2 — коэффициент, учитывающий переменность отопительных
нагрузок в течение отопительного периода и опреде-
ляемый из выражения

/ - ^еред. зим

где 1В — температура воздуха в жилых помещениях (1В =
= 18°С), °С;

^расч — расчетная температура наружного воздуха, °С;

^сред. зим — среднезимняя температура наружного воздуха, °С.

Для городов европейской части СССР <р2 = 0,5.

Выше, в выражении (37), определены удельные расходы газа:
на пищеприготовление, санитарно-гигиенические и коммунально-
бытовые нужды —535 нм3 станд.газа)чел.год, или 250 нм8
природ, газа/чел. год, и на отопление зданий с учетом коммунально-
бытовых нужд — 1000 нм8 станд. газа/чел. год, или 470 нм8 природ,
газа/чел. год.

Расчетные часовые расходы природного газа составляют:

а)	для газовых сетей, обеспечивающих нужды пищеприготов-
ления, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые,

= 0>0005.250 ~о,13 нм8/ч  чел-	(39)

б)	для газовых сетей, обеспечивающих нужды отопления,

= 876040Л~0Л = °’21 НМЗ/Ч ’ЧеЛ’	(40)

в)	для газовых сетей, обеспечивающих одновременно нужды
отопления, пищеприготовления, санитарно-гигиенические и комму-
нально-бытовые, в соответствии с требованиями [21]

Ррасч = Ррас^+Ура0™ = 0,13 + 0,21 = 0,34 нм8/ч-чел. (41)

Полученные величины 1/™й, Рра°чЛ, Урасч служат исходными
показателями для расчета нагрузок распределительных газопрово-
дов путем перемножения величин Урай, Урй™ и УраСЧ соответственно
на количество жителей кварталов, обслуживаемых газопроводом.
Величины Враи и Крае дают возможность получить безразмер-
ные характеристики шдйам и ©металл, по которым судят о размерах
диаметров газопроводов и расходе металла в трубах на газовые
сети, обеспечивающие одновременно нужды отопления, пищеприго-
товления, санитарно-гигиенические, коммунально-бытовые, по сравне-
нию с диаметрами газопроводов и расходом металла в трубах на
газовые сети, обеспечивающие нужды пищеприготовления, сани-
тарно-гигиенические и коммунально-бытовые.

На основе выражений (39) и (41) получены безразмерные харак-
теристики:

__ -Ротопл __	/ Врасч ____ Г 0,73 _

“Ж=>.6;	(42)

4. -^ОТОПЛ   о Г\	/л

^Металл V гл	2,0,	(43)

ыПищ

где Ротопл — диаметр газовой сети, обеспечивающей нужды отопле-
ния, пищеприготовления, санитарно-гигиенические и
коммунально-бытовые;

Рпнщ — диаметр газовой сети, обеспечивающей нужды пище-
приготовления, санитарно-гигиенические и коммуналь-
- но-бытовые;

ф — коэффициент, учитывающий увеличение толщины сте-
нок труб с увеличением диаметра трубопровода:

ф = 1,154-1,35.

Практическое применение выражений (42) и (43) состоит в том,
что по известным диаметрам газовой сети, обеспечивающей нужды
пищеприготовления, санитарно-гигиенические и коммунально-быто-
вые, путем умножения на коэффициент ш = 1,6 (с округлением до
стандартных размеров) вычисляют размеры диаметров газовой сети,
обеспечивающей одновременно нужды отопления, пищеприготовле-
ния, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые, при этом
расход металла в трубах увеличится Вдвое, согласно выраже-
нию (43).

Расчетные нагрузки можно также определить- суммой расходов
газа всеми установленными газовыми приборами, умноженной на
коэффициент одновременности. Суммарный расход газа всеми уста-
новленными газовыми приборами определяется по их удельным
расчетным расходам. Для газовых приборов, потребляющих при-
родный газ (Ор = 8500 ккал/нм9), рекомендуются следующие удель-
ные расчетные расходы: для четырехконфорочной газовой плиты —
1,2'нл3/ч, кухонного водонагревателя — 1,3 - нж3/ч и для ванной,
колонки — 2,5 нм3/ч.
Значения коэффициентов одновременности и расчетные расходы
газа для жилых домов с квартирами, оборудованными газовыми
четырехконфорочными плитами и ванными колонками, по данным
ЛНИИАКХа [23], приведены в табл. 25, составленной применительно
к расчетным расходам для природного газа (<2р = 8500 ккал)нм?)',
для горючего газа другой теплотворности расчетные табличные
расходы соответственно пересчитываются.

Таблица 25

Расчетные часовые расходы природного газа для случай установки
в каждой квартире четырехконфорочной газовой плиты и ванной колонки

Число квартир	Номиналь- ный рас- ход газа»	Коэф, одновре- менности	Расчетн. расход газа, нм*[ч	Число  квартир	Номиналь- ный рас- ход газа» нм^/ч	Коэф, одновре- менности	Расчетн. расход газа, нм? [ч
1	3,7	1	3,7 .	15	55,5	0,22	12,21
2	7,4	0,51	3,77	20	74,0	0,20	14,8
3	11,1	0,44	4,88	30	111,0	0,19	21,09
4	14,8	0,38	5,62	40	148,0	0,19	28,12
5	18,5	0,36	6,66	50	185,0	0,18	33,3
6	22,2	0,33	7,33.	60	222,0	0,18	40,0
7	25,9	0,30	7,77	70	259,0	0,18	46,62
8	29,6	0,28	8,29	80	296,0	0,17	50,32
9	33,3	0,26	8,65	90	333,0	0,17	56,61
10	37,0	0,25	9,25	100	370,0	0,17	62,9.0^

Примечав и е.

Таблица составлена для природного газа.

(2“ = 8500 ккал]ш?.

Значения коэффициентов одновременности и. расчетные расходы
газа в жилых домах с квартирами, оборудованными только газо-
выми плитами или газовыми плитами и кухонными водонагрева-
телями, а также другими газовыми приборами, приведены в табл. 13,
14 и 15 [22], табл. 22 [24] и др.

Максимальный часовой расход газа для расчета стояков и под-
водок к ним внутри здания определяется из условия одновременной
работы всех конфорочных горелок плит на полную их производи-
тельность и одной трети водонагревателей.

Максимальный часовой расход газа при расчете диаметров
внутриквартирных газопроводов определяется из условия одновре-
менной работы всех приборов.
Пример 11. Квартал города площадью / = 9 га застроен преимущественно
пятиэтажными зданиями. Определить расчетные часовые расходы' природного
газа на отопление, пищеприготовление, санитарно-гигиенические и коммунально-
бытовые нужды населения этого квартала.

Решение Для пятиэтажной застройки квартала с учетом удельного
веса жилого фонда в общей застройке города, согласно табл. 23. плотность
населения на 1 га равна 410 человек.

Расчетный часовой расход природного газа на пищеприготовление, санитарно-
•гигиенические и коммунально-бытовые нужды

^расч = п/ = 0,13-410-9 = 480 нл.з/4.

Расчетный часовой расход природного газа на отопление зданий квартала
определяется из выражения

2'/расчЛ =	= °’21 •410'9 = 775 нм^4'

Для газовых сетей, обеспечивающих одновременно нужды отопления, пище-
прнготовления, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые, расчетный
часовой расход природного газа равен сумме

2 Ррасч=е та+- тал= 1255 нм^-

Решить эту задачу можно и путем определения расчетных расходов газа
по установленным газовым приборам и коэффициентам одновременности их
работы. Квартиры жилых домов квартала предполагаются оборудованными газо-
выми. четырехконфорочными плитами и ванными колонками.

Число квартир в квартале при средней населенности каждой квартиры
в количестве 4—5 человек равно

п/ 410-9	

т = —5— = —д— = 720 квартир.

При номинальном расходе природного газа на квартиру в размере 3,7
и коэффициенте одновременности работы газовых приборов, равном 0,17 (табл. 25),
расчетный часовой расход природного газа на пищеприготовление, санитарно-,
гигиенические и коммунально-бытовые нужды населения квартала

'	2	= 3,7 • 720 • 0,17 = 470 няР/ч.

$ 40. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ.

СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗА И ИХ ЭЛЕМЕНТЫ

Все газопроводы городской сети делятся на Магистрали (распре-
делительные газопроводы) и вводы (дворовые газопроводы и ответ-
вления к зданиям).

По признаку максимального рабочего давления газопроводы
подразделяются на [21]:

а)	газопроводы низкого давления, по которым искусственный газ
подается под давлением не свыше 0,02 кгс/ся? и природный — до
0,03 кгс/см?, при установке регуляторов на каждом вводе в здание
или в каждой квартире давление газа принимается до 0,05 кгс/см?-,

б)	газопроводы среднего давления, по которым газ подается под
давлением свыше 0,05 до 3 кгс[см2-,

в)	газопроводы высокого давления—-свыше 3 до 6 кгс!см2г
г)	газопроводы высокого давления для подачи газа промыш-
ленным предприятиям и к газгольдерным’ станциям — свыше 6 до
12 кгс/см2.

Расстояние по горизонтали от подземных газопроводов до на-
земных и подземных сооружений по линии застройки должно быть:
для высокого давления от 6 до 12 кгс/см2—15 м, высокого дав-
ления от 3 до 6 кгс]см2-—9 м, среднего давления от 0,05 до
3. кгс/см2— 5 м и низкого давления до

Рис. 17. Схема газоснаб-
жающей системы с одно-
ступенчатым распределе-
нием газа.

500 мм вод. ст. 2 м (продолжение
см. § 72, табл. 37; подробнее см. [25
и 26]>..

Газоснабжение городов и населенных
пунктов осуществляется по одно-, двух-
и многоступенчатой системам распреде-
ления газа.

Рис., 18. Схема двухступенчатой системы
газоснабжения города.

Городские системы распределения газа должны удовлетворять
требованиям надежности и бесперебойности газоснабжения, дости-
гаемым кольцеванием газопроводных сетей и питанием их из двух
точек.

Для небольших населенных пунктов с малым потреблением
газа применяется одноступенчатая система распределения с подачей
газа потребителям только сетями низкого давления. Элементами газо-
снабжающей системы с одноступенчатым распределением газа
(рис. 17) являются: газопровод 1 от источника газоснабжения, газ-
гольдер 2 для хранения газа в период «провалов», когда поступле-
ние газа превышает его расход, и покрытия «пик», когда расход
газа превышает его поступление (о газгольдерах см. § 62—67),
регулятор давления 3 для снижения давления газа до требуемой
величины — не свыше 300 мм вод. ст. (о регуляторах см. § 49—
52), газопроводы низкого давления 4, к которым производится
присоединение потребителей газа.
В городах с большим потреблением газа на значительных терри-
ториях применяются двух- или трехступенчатые системы распреде-

ления газа.

При двухступенчатой системе (рис. 18) производится подача

газа по

газопроводам высокого или среднего
давления 4 с установкой ре-
гуляторных станций 5 для
снижения давления газа и
последующей подачи его в се-

распределительным

ти низкого давления 6.

Элементами газоснабжаю-
щей системы с двухступенча-
тым распределением газа яв-
ляются: газопровод / от
источника газоснабжения; газ-
гольдерная станция 2, регу-
ляторная станция высокого
давления 3 для снижения
давления газа до среднего,
газопроводы среднего давле-
ния 4, регуляторы давления 5
для снижения давления газа
от среднего до низкого — не
свыше 300 мм вод. ап., газо-

Рис. 19. Схема трехступспчатой системы ПрОВОДЫ НИЗКОГО давления 6.
газоснабжения города, . При трехступенчатой сис-
теме (рис. 19) весь газ, посту-
пающий от источника газоснабжения по газопроводу 1, подается по
транзитным газопроводам высокого давления 3 к газгольдерным стан-
циям 4, размещенным в разных районах города; от газгольдерных
станций 4 после снижения давления в регуляторных станциях 5
газ поступает в распределительные сети среднего давления 6 с по-
следующей подачей через регуляторные станции низкого давления 7
в сети низкого давления 8.

Элементами газоснабжающей системы с трехступенчатым распре-
делением газа являются: газопровод-1 от источника газоснабжения,
главная распределительная станция 2, газопроводы высокого дав-
ления 3, газгольдерные станции 4, регуляторные станции 5 по
выходе из газгольдеров, газопроводы среднего давления 6, регуля-
торы 7 и газопроводы низкого давления 8.
Глава 7

гидравлический расчет газопроводов

§ 41.	УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

В ГАЗОПРОВОДАХ. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ

Движение газа в трубопроводах, как известно, связано с поте-
рей .давления на преодоление всех сопротивлений.

Фрикционное сопротивление прямолинейного цилиндрического
трубопровода определяется общепринятым в гидравлике уравнением
Дарси — Вейсбаха, имеющим в дифференциальной форме вид

,	, 1000	гиа ,,	лч

#	— X —ус11,	(44) -

где с!р— фрикционная потеря давления, кгс]м\

X — безразмерный коэффициент сопротивления;

I — длина газопровода, ж;

О — диаметр газопровода, мм’,

щ —средняя скорость движения газа по сечению трубы, ж/сек;

у — удельный вес газа, кг/м2-,

§ — ускорение силы тяжести, м{сек^.

Условие неразрывности газового потока определяется выраже-
нием

Зр , д (рйД . д (Р^у) । д (ркД р

йт "I- дх "Т- ду ' дг

В векторной форме уравнение сплошности газа при неустано-
вйвшемся движении имеет вид

б IV рку = 0.

Величина относительного изменения плотности газа (так называе-
мое «сжатие газа») определяется в аэродинамике отношением ско-
рости движения газа щ к скорости звука а в этой же газовой
среде:

м (45)
р а	7

где р —массовая плотность газа до сжатия, кг- сек2]м^.

рх — то же после сжатия, кг-сек^]м\
ар — скорость движения газа, м/сек;

М — критерий Маха;

а — скорость звука в газовой среде, определяемая из выражения

а ==

В газопроводах низкого давления средняя скорость движения
газа в подавляющем большинстве случаев не превышает 4—6 м/сек;
скорость звука в этой газовой среде а 400 м/сек; величина отно-
сительного изменения плотности газа низкого давления, согласно
выражению (45), не превышает

М = —=0,01.

а

Следовательно, с точностью, достаточной для практических
целей, газ низкого давления при движении его в трубопроводах
может рассматриваться как несжимаемая среда, что дает основание
в выражении (44) считать = сопз! и условие неразрывности газо-
вого потока выразить зависимостью вида

• 10-С 3600 щ = V м3/ч
или

ш = 353,7 м/сек.

Небольшие скорости движения газа низкого давления в трубах
и малые диаметры этих труб определяют режим движения газа со
слабо развитой турбулентностью, для которого величина коэффи-
циента сопротивления X вычисляется по известному выражению
Блазиуса:

Область переходного режима движения газа (жидкости) опреде-.
ляется из условия

2320 < Ее < 100-^,
где г — внутренний радиус трубы, мм;

е — величина абсолютной шероховатости, принимаемая равной
0,1 мм [27 и 28]:

Подставив в выражение (44) вместо величин и X соответ-
ственно их значения и произведя преобразования, получим

V1;75

Лр = —26,4 • 106	^257й/.	(47)

Коэффициент кинематической вязкости газа входит в выраже-
ние (47) в степени 0,25, что свидетельствует о незначительном
влиянии этого коэффициента на потери давления газа низкого дав-
ления при движении его в трубах; для наиболее распространенных
горючих газов с учетом значений'их кинематических коэффициентов
вязкости [29] можно с достаточной точностью для целей практики
в сторону расчетного запаса принять в выражении (47) величину
•А25 = 0,063; это упрощающее допущение является уместным еще
и потому, что газопроводы низкого давления большую часть вре-
мени работают- с переменным расходом газа, меньшим расчетного.
С учетом сделанного упрощающего допущения выражение (47)
может быть преобразовано к виду

^ = -1,7.10ь^ТЛ

Выполнив интегрирование и произведя преобразования, получим

Поделив обе части последнего уравнения на /, получим

— = Д = 1,7- 10Б мм вод.ст./пог.м. (48)

Выражение (48) является обобщенным уравнением движения
газа низкого давления в трубопроводах и пригодно для любо-
го газа.

По выражению (48) определяются потери давления на 1 пог, м
прямолинейного цилиндрического трубопровода, по которому дви-
жется газ низкого давления.

Для воздуха, движущегося в трубопроводах систем вентиляции,
сушильных установок и т. п., выражение (48) примет вид

Д = 2>106-^^ мм вод-ст./погм.	(49)

В выражениях (48) и (49) буквенные обозначения имеют следую-
щие размерности: Д — мм вод.. ст./пог.м,У—мР/ч, В—мм, у—кг/м?,

В целях облегчения и упрощения расчета газопроводов низкого
давления на основе выражения (48) составлена вспомогательная
табл. 26 для определения сопротивления трения на 1 пог. м пря-
молинейного и цилиндрического трубопровода при движении газа
с удельным весом у = 1 кг/м?. Для любого другого газа величина
Д' получается умножением табличной величины Д на удельный вес
газа, т. е.

Д' = Д'].

Для удобства учета потерь давления от местных сопротивлений
применен метод эквивалентных длин, по которому для ( = 1

I = -°—

ЭКЕ 1000Х 

7 Э. X. Одельский
Таблица 26

Сортамент труб	Трубы стальные газовые ГОСТ 3262—55							Трубы стальные -бесшовные ГОСТ ЗИ—50					
условный проход	‘/2"	7Г		17.*	172 “	2"	27/	80-	100	125	150	200	250
наружный диаметр, мм	21,25	26,75	33,50	42,25	48,00	60,00	75,50	89	108	133	159	219	273
внутренний диаметр, мм	15,75	21,25	27,00	35,75	41,00	53,00	68,00	81	100	125	150	' 207	259
^экв	= 1	0,4	0,6	0,8	“1,0	1,5	2,5	3,5	4,0	5,0	6,0	8,0	Л2,0	16,0
сопротивл. трения на  1 пог. я трубы К, ям вод, ст./пов. м				количество газа, проходящего через поперечное сечение трубы, V,							м3/ч		
0,008	0,12'	0,26	0,49	1,1	1,6	3,2	6,1	10,0	17,5	31,9	52,8 .	125	224
0,009	0,13	0,28	0,54	1,2	1,7	' 3,4	6,6	10,7	18,8	34,1	56,5	134	245
0,010	0,13	0,30	0,56	1,2	1,8	3,6	7,0	11,4	20,0	36,3	60,1 .	142	266
0,012	0,15	0,33	0,62	1,4	• 2,0	4,0	7,8	12,5	22,2	40;4	66,8	158	288
0,014	0,16	0,36	0,67	1,5	" 2,1 .	4,4	8,4	13,8	24,1	43,8	72',6 ,	171	313
0,016	0,17	0,39	0,73	1,6	, 2,3	4,7	9,1	14,7	26,1	47;4	78,4	185 '	338
0,018	0,19	0,41	0,78	1,7	2,5	5,0	9,8	15,9	27,9	50,7	84,0	198	363
0,020'	0,20	0,44	0,83	1,8	2,6	5,4	10,4	17,0	29,7	53,9	89,3 .	 211	388
0,022	0,21	0,46	0,87	1,9	2,8 '	. 5,6	10,9	17,8	31,2	56,8	' 94,0 '	222	408
0,024	0,22	0,49	0,91	2,0	2,9	5,9	11,5	18,8	32,9	59,7	98,9	234	428
 0,026	0,23	0,51	0,96	2,1	3,1	6,2	12,0	19,7	34,4	62,6	 103,6	245	449
0,028	0,24	0,53	1,00 •	2,2	3,2	6,5	12,6	20,5	36,0	65,3	108,2	256	470'
0,030	0,25	0,55	1,04	2,4	3,3	6,7	.13,1	21,3	37,3	67,8	112,2	265	495
0,035	0,27	0,60	1,14	2,5	3,6	7,4	14,3	23,3	40,8	74,2	125,7	290	532,
0,040	0,29	0,65	1,26	2,7	3,9	7,9	15,4	25,1	44,0	79,9	132,4	313	574'
Продолжение

Сортамент труб	Трубы стальные газовые ГОСТ 3262—55							Трубы стальные бесшовные ГОСТ 301 —50					
условный проход	7.' |	7*' |	Г |	I1/* 1	17= 1	2"	2'/2	80	100	125	150	200	250
наружный диаметр, мм	21,25	26,75 |	33,50 |	42,25 |	48,00 |	60,00	75,50	89	'108	133	159	219	273
внутренний диаметр, мм	15,75	21,25 I	27,00 |	35,75	41,00	53,00	68,00	81	100	125	150	'207	259 '
^экв Для — 1	0,4	0,6	0,8	1,0 ]	1,5	2,5	3,5	4,0 	5,0	6,0	8,0	12,0	16,0
сопротивл. трения на  1 пог. м трубы /?, мм вод. ст. /погм	количество газа, проходящего через поперечное сечение трубы, V, мР/ч												
0,045	0,31	0,70	1,32'	2,9	4,2	8,5	16,5	26,5	47,3	85,6'	141,7	335	612
0,050	0,33	0,74	1,40	3,1	4,4.	9,0	17,5	28,6	50,0’	90,3	150,5	355	652
0,055	0,35	0,78	1,48	3,2	4,7	9,5	18,5	30,2	52,9	96,1	159,1	376 .	693
0,060	0,37	0,82	1,55	3,4	4,9	10,0	19,4	31,7	55,5	100,9	167,1	395	735
0,065	0,38	0,86	1,63	3,6	5,1	10,6	20,3	33,3	58,1	105,6 	174,8	413	766
0,070	0,40	0,89	1,69	3,7	5,4	10,9	21,2	34,6	60,4	110,1	182,3	430	798
0,075	0,42	0,92	1,76	3,9	5,6	1'1,4	2.2,1..	36,1	63,1	114,6	189,7	448	839
0,080	0,43	0,97	1,82	4,0	5,8	11,8	22,9	37,4	65,5.	119,0	197,0	465	861
0,085	0,45	1,00	1,89	4,1	6,0	12,2	23,7	38,7	67,7	123,1	204,9	481	892
0,090	0,46	1,03	1,95	4,3	6,2	12,6	24,5	39,9	70,0	127,1	210,5	497	924
0,095,	0,48	1,07	'2,02	4,4	6,3	13,0	25,3	41,3	72,2	131,2	214,7	513	949
0,100	0,49	1,10	2,08	4,5	6,6	13,4	26,0	42,4	74,3	135,1	223,6	528	973
0,110 	0,52	1,16	2,19	4,6	7,0	14,3	27,5	44,8	78,5	142,6	236,2	558	1029
0,120	0,55	1,22	.2,30	5,2	7,3	14,9	28,9	47,1	82,5	149,9	248,3	586	1085
0,130	0,57	1,28	2,41	5,3	7,7	15,6	30,3	49,3	86,4	157,0	259,9	614	1137
Продолжение

Сортамент1 .труб	’ Трубы стальные газовые ГОСТ 3262—55							Трубы стальные бесшовные ГОСТ 301—50					
условный проход	‘А "		1"	I1//	| РА"	2"	272"	80	100	125	I 150	200	250
наружный диаметр, мм	21,25	26,75	33,50	42,25	| 48,00	60,00	75,50	89	108	' 133	159	219	273
внутренний диаметр, мм	15,75	21,25	[ 27,00	35,75	41,00	53,00	68,00	81	|	100	125	|	150	| 207	259
^экв Для С = 1	0,4	0,6	| 0,8	1,0 |. 1,5		2,5	| 3,5	4,0	5,0	6,0	|	8,0	| 12,0	1 16,0
Сопротивл. трения на 1 пог. м трубы Ц, мм. вод. ст. /пог. м.	количество газа, проходящего через поперечное сечение трубы, У,м3/ч												
0,140	0,58	1,33	2,51	5,5	8,0	16,4	31,6	51,4	90,1	163,7 '	271,1	640	1190
0,150	0,62	1,38	2,62	5,7	8,3	16,9	32,8	53,5	93,7	170,3	282,0	666	1239
0,160	0,64	1,44	2,71	5,9	8,6	17,6	34,0	55,5	97,2	176,7	292,6	691	1288
' 0,170	О,'67	1,49	2,81	6,1	8,9	18,2	35,3	57,5	100,7	182,9	302,9	715	1321
0,180	0,69	1,54	2,91	6,4	«9,2	18,8	36,4	59,4	104,1	189,1	313,2	740	1365
0,190	0,71	1,58	3,00	6,6	9,5	19,4	37,6	61,3	107,3	195,0	322,8	762	1405
0,200	0,73	1,63	3,08	6,8	9,8	19,9	38,7	63,1	110,5	200,7	332,3 ’	785	1445
0,220	0,77	1,72	3,26	7,1	10,3	21,1	40,8	66,6	116,7	213,3	351,0	829	1500
‘ 0,240	0,81	1,81	3,42	7,5	10,9	22,1	42,9	70,0	122,6	222,8	368,9	871	1590
0,260	0,85	1,89	3,58	7,8	11,4	23,2	45,3	73,3	 128,3	233,1	386,0	911	1680
0,280	0,88	1,98	3,74	8,2	11,8	24,2	46,9	76,4	133,9	243,3	402,8	951	1760
0,300	0,92	2,06	3,89	8,5	12,3	25,3	48,8	79,5	139,3	253,1	419,1	990	1820
0,320	0,95	2,1.3	4,03	-8,8	12,8	26,1	50,6	82,5	144,5	262,5	434,7	1026	1870
0,340	0,99	2,21	4,18	9,1	13,3	27,0	52,4	85,4	149,6	271,8	450,1	1063	1920
0,360	1,02	2,28	4,32	9,4	13,7	27,9	54,1	88,2	154,6	280,9	465,1	1098	1980
0,380	1,05	2,35	4,45	9,7	14,1	28,8	55,8	91,0	159,4 -	289,6	479,5	1133	2130
0,400	1,09	2,42	4,58	10,0	14,6	29,6	57,5	93,7	164,2	298,3	493,9	1166	2180
0,420	1,12	2,49	4,71	10,3	15,0	30,5	59,1 '	96,4	168,8	306,6	507,8	1198	2240
0,440	1,15	2,56	4,84	10,6	15.4	31,3	60,7	99,0	173,3	314,9	521,5	1232	2300
Продолжение

Сортамент труб	Трубы стальные газовые ГОСТ 3252—55							Трубы стальные бесшовные ГОСТ 301—50					
условный проход	Нг"		’’	11//	11//	2' |	27/	80	100	125	150	200 1	250
наружный диаметр, мм	21,25	26,75	33,50	42,25	48,00 |	60,00	75,50	89	108	133	159	219	273
внутренний диаметр, мм	15,75	21,25	27,00	35,75	41,00	53,00	68,00	81	100	125	150	207 ,	259
Джв для 5 = 1	0,4	0,6	0,8	1,0	1,5	2,5	3,5	4,0	5,0	6,0	8,0	12,0 |	16,0	
сопротивл. трения на 1 пог. м трубы  7?, мм вод. ст./пог. м	количество газа, проходящего через поперечное сечение трубы, V, м9/#												
0,460	1,18	. 2,63	4,97	10,9	15,8	32,1	62,3	101,6	178,0	323,3	535,4	1264	2335
0,480	1,20	2,69	5,09	11,1	16,1	32,9	63,8	104,0	182,2	331,0	548,2	1295	2367
0,500	1,23	2,75	5,20	11,4	16,5	33,7	65,9	106,5	186,4	338,7	560,9	1324	2400
0,520	1,26	2,82	5,32	11,7	16,9	34,4	66,8	108,9	190,7	346,5	573,8	1355	2456
0,540	1,29	2,88	5,43	11,9	17,3	35,2	68,2	111,3	194,8	354,0	586,2	1395	2512
0,560	1,32	2,94	5,55	12,2	17,6	35,9	69,7	113,6	198,9	361,5	598,6	1414	2570
0,580	1,34	3,00	5,66	12,4	• 18,0	36,6	71,1	115,8	202,9	368,7	610,5	1442	2626
0,600	1,37	3,06	5,78	12,6	18,3	37,4	72,5	118,2	206,9	376,0	 622,6	1470	2680
0,650	1,43	3,20	6,05	13,2	19,2	39,1	75,9	124,7	216,6	393,6	651,8	1539	2780
0,700	1,49	3,34	6,31	13,8	20,0	40,8	79,2	129,1	226,1	410,7	680,2	1606	2880
0,750	1,55	3,47	6,56	14,4	20,8	42,4	82,3	134,2	235,1	427,1	707,3	1671	3020
0,800	1,61	3,60	6,81	14,9	21,6	44,1	85,4	139,4	244,0	443,4	734,3	1738	3160
0,850	1,67	3,73	7,05	15,4	22,4	45,6	88,4	144,2	252,5	458,8	759,7	1794	3310
0,900	1,72	3,85	7,28	15,9	23,1	47,1	91,4	149,0	260,9	474,0	784,9	1854	3460
0,950	1,78	3,97	7,51	16,4	23,8	48,6	94,2	153,6	269,1	488,9	809,6	1912	3560
1,000	1,83	4,09	7,74	16,9	24,5	50,0	97,0	158,2	277,1	503,9	833,6	1969	3650
те/?9  —™ • 10-^-3600  4	0,7	1,28	2,06	3,62	4,76	7,92	13,1	18,8	28,4	44; 3	63,6	121	189,6
Для переходной области режима движения газа величина /эка
должна определяться в каждом отдельном случае с учетом выра-
жения (46), однако, характерный для газопроводов низкого давле-
ния ограниченный диапазон скоростей движения газа с перемен-
ным по времени расходом, в подавляющем большинстве случаев
меньше расчётного, служит основанием с приемлемой для практи-
ки точностью в сторону расчетного запаса принять величину /экв,
исчисленную по наибольшей скорости движения газа (по данным
табл. 26).. .

Для определения скорости движения газа низкого давления в
трубопроводе в 'табл. 26 помещена для каждого диаметра трубы
~Д)2

вспомогательная величина (—• 10-6-3600 —последняя строка сни-
зу); частное от деления часового расхода газа на вспомогательную
величину для выбранного диаметра дает скорость движения газа
в трубе.

Пример 12. Определить потерю давлений на участке газопровода низкого
давления, транспортирующего природный газ (у = 0,80 кг/нм3) в количестве V =
= 50 м3/ч; длина участка по трассе I = 105 м, диаметр газопровода О = 100 мм,
местные сопротивления на этом участке 25 = 10.

Решение. По данным табл. .26 величина для диаметра газопровода
/)= 100 мм' равна 5. Приведенная длина газопровода

ь = /‘+7ЭКВ = 105 + 5-10 = 155 м.

Для О = 100 мм и V = 50 м3/ч по табл. 26 Я = 0,05 мм вод. ст./пог.м-,
величина 17.' определяется- умножением табличной величины Г на удельный вес
газа и составит'

Др = К'ч = 0,05-0,80 = 0,04 мм вод-ст./погм.

Полная потеря давления на рассматриваемом участке газопровода

Др = 17’Ь = 0,04-155 =* 6,2 мм вод. ст.

Скорость движения газа в трубе получим путем деления часового расхода
газа V = 50 м3/ч на вспомогательную величину 28,4 (по табл. 26 для Пвн =
= 100 мм), что составит

50

ш — ^75 м/сек.

§ 42. УРАВНЕНИЕ ДВИЖЕНИЯ ГАЗА ВЫСОКОГО И СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЙ
В ТРУБОПРОВОДАХ. ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ

Фрикционное сопротивление прямолинейного цилиндрического
трубопровода определяется принятым в гидравлике уравнением
(44) Дарси — Вейсбаха в дифференциальной форме:

,	. 1000 к.'2 ,, .
Буквенные обозначения см. в § 41, выражение (44).

Из условия неразрывности газового потока (см. § 41) имеем

353,7 V	353,70

№ = ....,<7,- = --

2)2	2)2у

где 6 — часовой расход'.газа, кг/ч.

‘Умножив обе части уравнения (44) на, р и подставив значение
да, после' преобразований получим

рЛр = — 638  104Х ’ § 	(11.	5 0)

В выражении (50) переменными являются р, > , у и I; для воз-
можности интегрирования уравнения (50) необходимо переменные
величины X и у выразить через постоянные.

Используя уравнение состояния газа', член — в выражении (50)

можно заменить:

Р_
7

КТ = 37,85 —,
То

где то'—удельный вес газа при нормальных условиях.

Коэффициент сопротивления X в выражении (50) может быть
заменен постоянной величиной Х?р, так как движение в трубопро-
водах, транспортирующих газ высокого и среднего давлений, про-
исходит при интенсивной, вполне развитой] турбулентности, для
которой коэффициент сопротивления X не зависит от критерия Ке,
а зависит лишь от степени относительной шероховатости и являет-
ся постоянной величиной на рассматриваемом участке трубопровода
при данном гидродинамическом режиме.

Область интенсивного, вполне развитого турбулентного режима
движения газа в трубопроводах определяется из условия

Не >100 Д.

Буквенные обозначения те же, что и в § 41.

Подставив в выражение (50) вместо переменных у- и X их зна-
чения, выраженные через постоянные величины, и произведя пре-
образования, получим

р^ = -242.10«ХсрД.Дб1/.

Интегрирование последнего выражения в пределах Рг и Р2,
I и 0' дает

-242.10%,
р\	1	10 о
ИЛИ

=	(51)

Заменив в выражении (51) размерности давлений (кгс/см2 вместо
кгс/м2),- длины участка (км вместо м) и вес газа О кг/'ч на объем
V нм?]ч и приняв для величины Хср ее значение, равное X = Хср =
=	[30], получим после преобразований рабочую формулу для

гидравлического расчета газопроводов среднего и высокого давле-
ний

= 305^.	(52)

В выражении (52) буквенные обозначения имеют следующие
значения и размерности:

и Р2 —давление газа в начале и соответственно в конце участ-
ка газопровода,’ ата',

V — часовая производительность газопровода, нм3/ч;

Т — абсолютная температура газа, ° К;

Р — внутренний диаметр газопровода, мм;

То — удельный вес газа при нормальных условиях, кг/нм?;

I — длина газопровода, км.

Выражение (52) является уравнением движения газа высокого
и среднего давлений в трубопроводах и служит для гидравличес-
кого расчета этих газопроводов,л

Показатели	Трубы стальные газовые ГОСТ						
Условный проход А)	V/	3А"	1"	Г/Г	Г/2"	2"	
Наружный диаметр ^нар» ММ	21,25	26,75	33,5	42,25	48	60	
Внутренний диаметр Овн, мм	15,75	21,25	27	35,75	41	53	
Вес 1 пог. м, кг)»	1,25	1,63	2,42	3,13	3,84	4,88	
/экв ДЛЯ В = 1,0	0,4	0,6	0,8	1	1,5	2	
Л4,75 ^вн	4,9-105	2-10°	6,1-10»	2,4-10’	4,6-10’	1,6-108	
дБ,25 ^ВН	1,93-10°	9.3-10»	32,7-10»	14,3-10’	29,3-10’	11.3-108	
тс/)2  	52-3600-10-6  4	0,7	1,28	2,06	3,6 ‘	7,75	7,9	
Выражение (52) может быть преобразовано к виду

> _	। ЗО5РТоЛ.

1 ~ У 1	Д)5,25	’

, . 1/ зобТ^ТТ
2 — |/ ‘ ч Д5,25	‘

(53)

Потери давления от местных сопротивлений могут быть учте-
ны методом эквивалентных длин, по которому для В = 1 и X =
0,063
~ 1)0.25

= таг = 161)1,25-10-6 км’	<54)

где П— внутренний диаметр трубы, мм.

Полные потери давления в газопроводе среднего или высокого
давлений при движении газа с учетом местных сопротивлений вы-
числяют по выражениям (52) или (53) с заменой фактической дли-
ны газопровода I км на приведенную длину Ь км, равную

ь = /+/ЭКЕй.

В целях облегчения расчетных операций по выражениям (52),
(53), (54) в табл. 27 помещены для каждого диаметра труб значе-
ния Овн5 и /эКВ для Д = 1.

Пример 13. Горючий газ в количестве . V = 50 500 шё/ч с удельным весом
7о = 0,72 кгф.'г' и температурой I — 7°С транспортируется по газопроводу дли-
ною I = 90 км, диаметром б' = 529X8 мм с количеством местных сопротивле-

Таблица 27

3262-55

Трубы стальные бесшовные ГОСТ 301—50

	г1//	80	100 .	125	150	200	250	300
	75,5	89	108	133	159	219	273	325
	68	81	100	125	150	207	259	309
	6,64	8,38	10,26	12,73	17,15	31,52	45,92	62,54
	2,5	4	5	6	, 8	12	16.	20
	5,1-108	14-1О8	32-10»	9,1-10°	22-10»	10.2-10“	29-10“	6,3-1011
	41,8-108	115-Ю8	325-1б8	102-10»	266-10»	130-1010	405-1010	115-Ю11
	13,05	18,5	28,26	44	63,5	 121	190	- 270
ний X? = 345. Определить начальное ’ давление газа при поступлении в газопро-
вод Р1г чтобы конечное давление у потребителя составило Р2 = 2 ата. Выявить
режим движения газа в трубопроводе.

Решение. Приведенная длина газопровода; учитывающая потери от мест-
ные сопротивлений,'

В = I + /8МВ25 = I + 1601.25.10-6	90 + .16.5131.25.10-6--345 == 103,5 км.

Начальное давление газа Рх при поступлении в газопровод определяется из
выражения (52):

о т/Е	•	!'/“	, . 50-5002-0,72-280-103,5 .. ,п

Р1= У ^+305-^- = У + 305-----------------------^5---------^ = 10 шт.

Режим движения газа в трубопроводе определяется величиной критерия
Рейнольдса.

В начале газопровода скорость движения газа при Рх = 10 ата

V	50 500-106

= -—++---------------= —42---------—' = 6,8 м/сек.

-/у/ .3600-10-6 Ю 4	- 3600'

Величина"критерия" Рейнольдса

кчй 11М1Р-,	6,8-0,513-10-1б6

Р₽ = ——   х_ . = —++ _.---------------------= 9 дпп пт

Эта величина Ре = 2 400 000 значительно превышает величину критерия
г , 267,5

100 — = 100 0 1' = 267 500, что определяет режим движения газа с интен-
сивной, вполне развитой турбулентностью!

Величина Ре для • любого другого сечения газопровода (например, в конце
газопровода с давлением Р2 = 2 ата) определяет тот же режим движения
газа.

§ 43.	ФОРМУЛЫ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ГАЗОПРОВОДОВ
ВЫСОКОГО, СРЕДНЕГО И НИЗКОГО ДАВЛЕНИЙ

Кроме предложенного выражения (52), гидравлический расчёт
газопроводов высокого и среднего давленйй может производиться
по следующим формулам.

1.	Формула Веймаута, которая в переводе инж. Степановым в
метрические единицы имеет вид

К = 20,5660^/ДЕД нм^/ч,	(55)

где V — пропускная способность газопровода, ндр/ч;

Пвн — внутренний, диаметр газопровода, см;

Рх и Р2 — абсолютное давление газа соответственно в начале и
конце участка газопровода, ата;

8 — относительный вес газа (по воздуху);

Д —длина участка газопровода, км;

г— коэффициент сжимаемости газов (см. § 6, рис. 2).
Для газопроводов, работающих при давлениях до 20 ата, коэф-
фициент' сжимаемости может быть- принят- г як- 1-. -

2.	В последние годы для гидравлического расчета газопроводов
больших диаметров, работающих под давлением 50—60 'ата, стали
применять эмпирическую формулу [29]

= V = т)/г!?2’н6182	Нм3!сутки,	(56)

где V — количество передаваемого газа, нм8/сутки;

Ов11 — внутренний диаметр газопровода, см;

Рх иР2 — соответственно начальное и конечное давления газа на
расчетном участке газопровода, ата;

Ь — длина газопровода, км

\ к — коэффициент, ‘ зависящий от относительного веса и тем-
пературы газа и равный

, _	839,96

:	50,46 7’0,5394 ’

т) — коэффициент, учитывающий шероховатость стенок, засо-
ренность газопровода и т. п.; принимается в пределах
7)^0,92 + 0,95.

3.	В 1945 г. академиком С. А. Христиановичем [31] для рас-
чета газопроводов высокого и среднего давлений предложена фор-
мула вида	_

б? — "т 1/~—	1 Г 1 -I- — (Р 4-

° “ 4 V р ’ р/у | 1 1 з 1 г	+ р

X ^вн —-Р!) кг/сек,	(57)

у ЬТ

где 6 —весовой секундный расход газа, кг/сек:

—газовая постоянная I Я — ——кгс-м/кг •град};

То — удельный вес газа , при нормальных условиях, кг/нм8;

}. — безразмерный коэффициент сопротивления, исчисляемый
по формуле Никурадзе:

1,74+ 218 у

Р, и Р2 давление газа соответственно в начале и конце участка
газопровода, кгс/м*;

— внутренний диаметр газопровода, м;

Ь — длина участка газопровода, м;

к — коэффициент, учитывающий отклонение от .закона совер-
шенных газов; для углеводородных газов к определяется

по выражению

к = 0,00228 (т + 4/ + Зс -ф- 0,22а),
Таблица 28

Автор	Формула		Размер- ность	Суточная водитель газопро  :л~/сИтки	произ- иость  вода  %
Веймаут	V- 20,5661^ |/  *	О 1 21-/		м6/ч	5 100 000	113
«Панхэндл»	г = ад46182	у,5394	м6/сутки	5 600 000	124
Э. X. Одель- ский	V 305-ГоТЬ	5,25 вн	мР/ч	4 500 000	100
С. А. Хри- стианович	0 = 21	1 +  5 (Р1—Р1) ГТ	. кг]сек	4 250 000	95

Суточная производительность газопровода (графа 4, табл. 1) подсчитана для
следующих исходных данных, взятых из примера 1 [29, стр. 194]:

диаметр трубопровода О = 529 X 9 мм или _ОЕН = 511 мм;

длина трассы газопровода 2. = 125 км;

давление газа Рг == 52 ата, Р2 = 32 ата;

средняя температура газа Т = 283° К;

относительный вес газа 5 — 0,6.

где т, I, с и а — процентное содержание в газе соответственно
метана, этана, углекислоты и воздуха.

Г к I

В выражении (57) член 1 + у(<Рх+ Рх + Р2 ) является по-
правкой на отклонение углеводородных газов от закона идеальных
газов.

Формула (55) отражает уровень научных знаний в области ги^
дродинамики конца прошлого столетия, когда еще не была выяв-
лена сущность процесса движения жидкостей в трубопроводе.
Уравнение (56) является эмпирической формулой. Выражения (55)
и (56) не могут в достаточной степени удовлетворить запросы и •
требования современной газовой промышленности также и потому,
что при проверке их оказалось, что измеренные расходы газа от-
клонялись от вычисленных всегда в сторону уменьшения на 10=-
15% [26, 32].

Уравнения (52) и (57) отражают новейшие достижения в области
теоретической гидромеханики, и в их основу положены современ-
ная физическая интерпретация механизма турбулентного потока и
характер распределения скоростей; теоретическое и практическое
превосходство уравнений (52) и (57) по сравнению с выражениями
(55) и (56) пока еще не дало первым преимущества, и до настоя-
щего времени они не получили должного применения и распростра-
нения в практике проектирования трубопроводов дальнего газоснаб-
жения.

В табл. 28 приведены результаты сравнительных расчетов про-
изводительности трубопровода дальнего газоснабжения по форму-
лам (52), (55), (56) И (57); объект для сравнения взят из «Спра-
вочника по транспорту газа» [29, стр. 194, пример 1].

§ 44.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ПО СНиПу

Строительные нормы и правила [21] рекомендуют производить
гидравлический расчет газопроводов низкого давления по форму-
лам в зависимости от режима движения газа:

1)	для ламинарного режима при значении чисел Рейнольдса
Не <2000

Я = 115 420

2)	для критического режима при Не = 2000 4- 4000

г/? 334

Н = 0,0526 -Л ’ очз< Т/;

3)	для турбулентного режима при Не > 4000

Н = 7	+ 1922 ^)0,26 у/,

\с1 1 V/ йв • ’

где Н — потеря давления, кгс]м2;

V — расход газа, нмр]ч;

I — расчетная длина газопровода, л;

й — внутренний диаметр газопровода, см;

у— удельный вес газа при 0°С и давлении 760 мм рт. ст.,
кгс/нм?;

V — кинематический коэффициент вязкости (м2/сек) при 0°С
И давлении 760 мм рт. ст.;

/гэ — эквивалентная абсолютная шероховатость стенки трубы,
см.

Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого дав-
лений во всей области турбулентного режима следует производить
по формуле

^1=^- =1,45-10~3	+1922 ^)°’23 т,

где Рн — абсолютное давление газа в начале газопровода, кгс[ы/Р;

Рк— абсолютное давление газа в конце газопровода, кгс[см2.
Остальные обозначения — см; выше, стр. 109..

• Расчетная длина газопровода определяется из выражения

где I — расчетная длина газопровода, ж;

— действительная длина газопровода, м\

. Г? •— сумма коэффициентов местных сопротивлений участка
газопровода;

4кв — условная длина прямолинейного участка газопровода (л),
линейные потери которого равны потерям в местном со-
противлении со значением коэффициента В= 1:

а)	для ламинарного режима

/экв = 5,5.10-64;

б)	для критического режима

.,1,333„0,333

 1	_' 19 1 к “ у .

‘эки — ‘4,14	у 0,333

в)	для всей области турбулентного режима

По изложенному методу гидравлического расчета газопроводов
по СНиПу имеются- следующие замечания.

1.	Ламинарный режим движения во всех случаях эксперимен-
тальной и технической практики не является устойчивым и легко
подвергается возмущениям, поэтому его можно не рассматривать
при расчете газопроводов низкого давления.

2.	Для критического режима движения газа (режим со слабо
развитой турбулентностью) необоснованно приняты значения числа
Рейнольдса в пределах Ре = 2000 4- 4000 вместо научно обосно-
ванной величины Не, определяемой по выражению Не< 100-^-.

3.	Для турбулентного режима движения газа приняты значения
критерия Рейнольдса Не > 4000 вместо Не >'100 4-.

§ 45. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРОДСКИХ ГАЗОПРОВОДНЫХ СЕТЕЙ.

ТРУБЫ ДЛЯ ГОРОДСКИХ ГАЗОВЫХ СЕТЕЙ

Газовые сети в соответствии с классификацией городских распре-
делительных газопроводов по признаку максимального рабочего
давления подразделяются на сети низкого Давления (в которых газ
транспортируется под давлением не свыше 300 мм вод. ст.), сред-
него давления (в которых давление газа находится в пределах
0,05 кгс/см2 Р 3 -Д 6 кгс]см2) й высокого давления (в которых
давление газа находится в пределах 6 кгс]см2^Р<<^ 12 кгс/см2).

По признаку распределения газа городские разветвленные сети
разделяются на простые (тупиковые) и сложные кольцевые (замк-
нутые).

Простые (тупиковые) и кольцевые сети.в свою очередь подраз-
деляются на:

а)	транзитные, не имеющие, ответвлений на всем протяжении
пути с постоянным расчетным расходом газа, равным объему, посту-
пившему в газопровод;

б)	распределительные разветвленные с небольшим числом ответ-
влений ,к отдельным- потребителям с заданными расходами газа
и требуемыми давлениями у потребителя;

в)	распределительные разветвленные, питающие многочисленных
потребителей, с переменным количеством газа по длине газопровода.

• По простым (тупиковым) сетям и их отдельным участкам транс-
портируется определенное количество • газа в определенном направ-
лении.

В кольцевой, (замкнутой) сети направление потоков газа по
отдельным участкам неопределенное.

Для внутридомовых газопроводов низкого давления, городских
распределительных сетей низкого, среднего и высокого давлений
применяются стальные трубы, размеры и основные показатели
которых приведены в табл. 27 (продолжение см. § 72, пункт «в»).

На газопроводные сети расходуется до 80% всех капиталовло-
жений, предназначенных на сооружение городской системы распре-
деления газа, включая строительство объектов подсобного произ-
водственного и обслуживающего назначения.

Т а б лица 29

Этажность застройки	1	2	3	4	5	6
Количество жителей на 1 га (по						
табл. 23 или 24)	90	165	270	350	410	450
Требуемое количество металла в						
трубах:						
т]га	2,3	• 3,6	4,7	5,6	6,4	6,8
т]тысячу жителей	25,6	21,8	17,4	16,0	15,6	15,2
Первоначальные капитальные за-						
траты:						
руб]га	1300	1900	2400	2900	3300	3600
руб] тысяч у жителей	14500	11500	8900	8300	8000	8000
На основе анализа и обобщения проектной документации газо-
снабжения ряда городов СССР с двухступенчатой системой
распределения газа и в ценах, введенных с 1 июля 1956 г,, с наклад-
ными расходами в размере 16,8% потребности металла городских
и газопроводных сетей и общий объем первоначальных капитальных
затрат по табл. 29 могут быть определены с точностью, достаточ-
ной для плановых заявок.

По площади и средней этажности зданий квартала (района)
города по табл. 29 определяются требуемое количество металла
в трубах и первоначальные капитальные затраты для строительства
газопроводных сетей этого квартала (района).

Суммируя количество металла в трубах и капитальные затраты
по отдельным кварталам (районам) города, получают плановую
потребность в трубах и первоначальные капитальные затраты на
сооружение газопроводной сети города в целом.

§ 46. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОСТЫХ (ТУПИКОВЫХ)
ГАЗОПРОВОДНЫХ СЕТЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

Задача гидравлического расчета газопроводных сетей — опреде-
ление требуемых диаметров газопроводов для заданных часовых
расходов транспортируемого газа и перепадов давления. Основой
его являются уравнения материального баланса расходов газа
и равенство потерь давления по трассам газопроводов к потреби-
телям.

Гидравлический расчет транзитной газопроводной сети низкого
давления сводится к установлению потерь давления в газопроводе
для принятого'диаметра трубопровода и заданных часового расхода
транспортируемого газа, длины и направления газовой сети. Метод
расчета транзитного газопровода низкого давления иллюстрируется
примером 11.

Гидравлический расчет разветвленной газовой сети с небольшим
числом ответвлений к отдельным потребителям с заданными сосредо-
точенными расходами газа и заданным перепадом давления произ-
водится путем определения потерь давления на участках основной
магистрали при принятых диаметрах трубопроводов на участках
с соответственно постоянными расходами газа; для каждого участка
он выполняется по образцу расчета транзитного газопровода.
Гидравлический расчет ответвлений газовой сети производят с уче-
том выравнивания сопротивлений газовых сетей и требуемых давле-
ний газа у потребителей.

Гидравлический расчет разветвленной газовой сети низкого дав-
ления с небольшим числом ответвлений показан на примере 14.

Пример 14. По разветвленной газовой сети, схема которой изображена на -
рис. 20, транспортируется природный газ с удельным весом у0 = 0,80 кг/нм9 от
ГРП с давлением Рв = 200 м» вод, ст, к потребителям, расположенным в пунктах
М, Е, Д и Г. Сосредоточенные часовые расходы газа, длины-участков газовой
сети и суммы коэффициентов местных сопротивлений на каждом участке приве-
дены на схеме (рис. 20). Требуется определить диаметры труб разветвленной
газовой сети, обеспечивающие подачу от ГРП в пункты М, Е, Д и Г газа
с давлением Рк х 135 мм вод. ст. в количествах, указанных на схеме (рис. 20),

ГРП

О,= РЗОнУч
(у =275»
1&=10

ЦГ3 = 100»Чч
(5= 150 м

=20



й.



о,=воо»Мч
(1=120»

Е&з

1Ь=420мЧч

1г=кон
Е&з

ц^гзомЧч
(з=150м
Е&ю

1* = 150»3/Ч -
4 =250»
Е^=Ю

(с\	(в =230»

^=ю

Рис. 20. Схема разветвленной газовой сети низкого давления
(к примеру 14).

Решение. Часовые расходы газа на участках 3, 2 и 1 должны составить:

Г, •. Г4-| Г.-, = 250 ж8/ч;
Г2— Рв + В6 = 420 мъ/ч‘,
У1 V, + Г7 == 600 м3]ч.

Располагаемый перепад давления ДР = Рн — Рк = 65 мм вод. ст.

Величины диаметров газовой сети на участках 1, 2, 3 и 4 - основной магист-
рали подбирают по часовым расчетным расходам газа V], У2, Г3 и и средней
удельной потере давления

ДР	65

Рср = । 25^	— 1 25*0 8-670 ”— 0,097 мм вод. ст./пог. м

(напомним, что приведенные в табл. 26 величины К применимы для газа с удель-
ным весом 70 = 1 кг/нл?).

Все расчеты разветвленной газовой сети низкого давления све-
дены в табл. 30. Величины /экв и взяты по табл. 26 для задан-
ных часовых расходов газа и принятых диаметров трубопроводов.
Величины получены путем умножения табличных величин на удель-
ный вес газа р0 = 0,8 кг/нм?, т. е. /?' .=

8 Э. X. Одельский
Для распределительных газопроводов.с большим числом ответвле-
ний и переменным количеством'гйза, протекающего по всей длине
газопровода, условно принимают, что весь газ, расходуемый по
пути газопровода (так называемый «путёвой расход»), потребляется
равномерно на всем его протяжении, при этом равномерно распре-
деленный расход газа на расчетном участке может быть .заменен
по создаваемой потере давления эквивалентным концевым расходом,
равным путевому расходу с коэффициентом 0,50 [33], т. е.

Ураеч = 0,5Упут.	(58)

При одновременном пропуске путевого расхода и транзитного
величина расчетного расхода газа на рассматриваемом участке
вычисляется по выражению

Грасч = Гтр4-0,5Упут.	(59)

Гидравлический расчет газопровода с путевым расходом произ-
водится по расчетному расходу Урарч обычным способом по образцу
простых транзитных газопроводов.'

При гидравлическом расчете газопроводных сетей низкого дав-
ления с резко выраженным переменным рельефом местности учи-
тывается влияние разницы геометрических высот по отношению
к исходной точке по выражению

АР = И (Хрозд Тгаз),	(60)

где	И— разность геометрических высот, ж;

Твозд и '['Газ — удельные вес’а соответственно воздуха и газа, кг/лг.
 В выражении (60) знак плюс относится к более высоким,
а знак минус — к более низким точкам трубопровода по отноше-
нию к исходной точке.	'	.

Гидравлический расчет газопровода с равномерно распределен-
ным путевым расходом (с большим и неопределенным числом
ответвлений) иллюстрируется,примером; 1-5.,  .	

Пример 15. По газовой сети, схема которой гвображена'нй риЙ.’'21;'с’ 6оль,
шим и неопределенным числом ответвлений транспортируется природный газ
удельного веса 70	0,80 кг]нмг в количестве Гд= 600 мР/нас от ГРП» с давле-

нием Р„ = 200 мм вод. рт. Определить, диаметры труб газовой сети,♦ если потеря
давления в газопроводе не должна превышать 65—70 мм вод. ст. Длина трассы
газовой сети и предполагаемое, количество местных сопротивлений показаны на
схеме (рис. 21);

ГРП

Г&В	^2^

Рис. 21. Схема газовой сети с большим и неопределенным
числом ответвлений (к примеру 15).

Решение. Для равномерно распределенного путевого расхода газа в ко-
личестве Г = 600 лР/ч и при длине трассы • X/ = 670 м удельный расход газа
V 600

^уд = 2/ = 670 == 0,9 м*!ч'м'

Разобьем трассу газопровода на два участка с диаметрами и длинами
200 мм и 4 = 270 м, = 150 мм и /2 == 400 м. Путевые расходы газа
па участках 1 и 2 газовой сети соответственно составят: Их = Руд/х = 0,9-270 =
= 243 мР/ч и Г2 = Гуд/2 = 0,9-400 = 360 ма/ч.

На первом участке газовой сети, кроме путевого расхода Рх = 243 мР/ч,
имеется транзитный расход газа в количестве Итр = Г2 = 360 мР/ч,

Расчетные часовые расходы на участках 1 и 2 соответственно равны:

[ГРасч11 = Утр + 0,5014 = 360 + 0,50-243 = 482 л®/«;

[Грасчк = 0,50Г2 = 0,50  360 = 180 мР/ч.

Весь последующий гидравлический расчет сведен в табл. 31.

Таблица 31

Номер участка			а  <3	$  ДАТ  И	"к	‘ане; .+ / = 7  2!		’о; 	а/ «  с;	* 5	  ЪЬК'
1	482	270	2.0О		96	366 ,	0,085	, 0,068	24,9	24,9
2	180-	400	150	40	320	720	0,07	0,056	40,3	65,2
Примечание. Если в результате гидравлического расчета потеря дав"
ления в газопроводе превысила заданную величину, т. е. мм вод. ап.'
то соответственно изменяют длины участков 1 и 2 или принятый размер диамет-
ров с последующим гидравлическим пересчетом.

§ 47. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОЛЬЦЕВЫХ ГАЗОВЫХ
СЕТЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

Система разветвленных кольцевых газопроводов применяется
в сетях низкого давления с отбором газа по всей длине расчетных
участков.

Все участки кольцевой сети по расчетной схеме подразделяются
на участки с двух- (участок 4, рис. 22) и односторонним отбором
газа (участки 2, 3, 5, рис. 22), а также транзитные (участок 1,
рис. 22).

При определении длин расчетных участков сети учитываются
только участки с непосредственным отбором Газа, при этом для
участков сети с двухсторонним отбором газа принимается полная,
фактическая их длина, для

участков сети с односторон-
ним отбором газа — только
половина фактической длины.

Определение удельных
расходов газа Гуд м3/м  ч про-
изводится для каждого микро-
района в отдельности путем
деления газопотреблепия мик-
рорайона на сумму расчет-
ных длин участков газовой
сети, т. е.

Гуд =	м3[м-ч.

Л4расч

Рис. 22. Расчетная схема кольцевой Путевой равномерно рас-
газовой сети низкого давления. пределенный расход газа
определяется для каждого
расчетного участка сети путем перемножения удельного расхода
Пуд на расчетную Длину участка, т. е.

Г пут — Гуд/расч>

Гидравлический расчет участка кольцевой сети для случая
путевого равномерно распределенного расхода газа производится;
по эквивалентным концевым расходам Ккв, равным путевым рас-
ходам с коэффициентом 0,50, по выражению (58):

Грасч = Гэкв 0,5Гпут.
При одновременном пропуске путевого Ипут и транзитного Итр
расходов величина расчетного расхода газа Урас11 вычисляется по
выражению (59);

Грасч — Г-гр “Ь 0>5Упут‘

Расчет кольцевой сети ведется на основании уравнений мате-
риального баланса и равенства потерь давления в кольцах сети
и сводится к следующим операциям.

Предварительно намечают по отдельным участкам схемы коль-
цевой сети кратчайшие направления и величины транзитных рас-
ходов: по путевым и предварительно намеченным транзитным
расходам определяют расчетные расходы газа на участках кольце-
вой сети.

Предварительное назначение диаметров труб участков кольцевой
сети газопровода производят по расчетным расходам газа и вели-
чине средней удельной потери давления кольцевой сети 7?ср,
равной

п	ДР	л ,

 ^с₽ = ' 1 25-ГоИг. мм вод‘ ст-'м’

где АР — заданная величина перепада давления от ГРП до наибо-
лее удаленной точки кольцевой сети (рис. 22, точка М);

17— длина сети по трассе от ГРП до наиболее удаленной
точки кольцевой сети (рис. 22, точка М);

1,25 — коэффициент, учитывающий влияние местных сопро-
тивлений.

По расчетным расходам газа, назначенным диаметрам газопро-
водов (которые должны обеспечить пропуск заданного количества
газа) и местным сопротивлениям производят по табл. 26 опреде-
ление потерь давления по каждому расчетному участку кольцевой
сети с суммированием этих потерь давления по ветвям колец до
точек встречи потоков газа.

Если при выбранных расходах, направлениях потоков и диамет-
рах газопроводов потери давления на полукольцах равны или не
превышают допустимых невязок (10——15% суммы потерь давления
на полукольце), то расчет считается законченным.

Чаще всего предварительно намеченное распределение газовых
потоков и заданные диаметры газопроводов сразу не обеспечивают
равенства потерь давления на полукольцах, поэтому возникает
необходимость перераспределения транзитных потоков газа с изме-
нением величин расчетных расходов таким образом, чтобы в ре-
зультате повторного определения потерь давления на полукольцах
иметь уменьшение невязки до практически приемлемых величин
(не более 10—15% суммы потерь давления на полукольце).

Изложенное иллюстрируется примерами.
Пример 16. Рассчитать кольцевую газовую сеть низкого давления (рис. 22),
обеспечивающую кварталы 1 и II с четырехэтажной застройкой природным
газом -|'о = 0,80 кг]нм& для пищеприготовления, санитарно-гигиенических' и'ком- -
мунально-бытовых нужд населения. Потеря давления в газопроводах не должна
превышать 40 мм вод. ст.

Схема кольцевой газовой .сети,- фактические длины участков сети и местные
сопротивления приведены на рис. 22.

. „Решение. Плотность населения на 1 га при четырехэтажной застройке
с учетом удельного веса жилого фонда в общей застройке города (Ф?1{..ф ~ 0,75),
согласно 'данным табл- 23, составляет п = 350 чёл]га.

Расчетный часовой расход природного газа на -пищеприготовление, сани-
тарно-гигиенические и коммунально-бытовые нужды -населения; согласно ' выра-
жению (39), составляет Р’р,1^ » 0,13 нм3]ч-чел.

Площадь кварталов

= 300-200 = 6 га.

_ Расчетный часовой - расход природного газа на пищеприготовление, сани-
тарно-гигиенические и коммунально-бытовые нужды населения кварталов I и II
при удельном расходе к 0,13 нм3/ч-чел, согласно выражению (39), составит

^газопоч, = « (Л +	« = 350-12-0,13 = 546 н^ч.

Определение расчетных длин участков кольцевой сети

Расчетная длина участков кольцевой сети 2, 3 и 5, имеющих односторонний
отбор газа, принимается равной половине их фактической длины; расчетная
длина участка 4,.имеющего двухсторонний отбор, принимается равной его факти-
ческой длине. Суммарная расчетная длина всех- участков кольцевой сети квар-
талов I и II

2/расч = 100 + 150 + 100 + 300 + 100 + 150 + 100.= 1000 м.

Определение удельного расхода газа Еуд АГ/м-ч

Удельный расход газа Руд м^/м-ч получается путем деления газопотребле-
ния кварталов ЕРГазопотр на суммарную расчетную длину участков, т. е.

^газопотр	.

- юоо ~ °-55 « М-ч.
расч

Определение путевых равномерно распределенных расходов газа

Путевые равномерно распределенные расходы газа для. каждого расчетного
участка кольцевой сети, определенные путем перемножения Руд на /рам, приве-
дены в табл. 32; для каждого участка сети они .показаны дробным числом: в
числителе — полный путевой расход УПуг> в знаменателе — эквивалентный коль-
цевой расход, равный 0,5Рпут.

Кратчайшие направления и величины транзитных расходов

По кратчайшему направлению через участок 2 транспортируется, транзитный
расход газа в количестве 83 лГ/ч, необходимый для' питания участка 3; по
кратчайшему направлению через участок 4 транспортируется транзитный расход
в количестве ПО л3/ч для питания участков' 5.'
Таблица 32

Номер участка	ч	3 ь* со	а» Д =5	Упут ~  = 1/уд‘грасч’	Л*  А	г?  А „  И С № ОО СО .  &.а+	Л, мм	4ЛГ РЧ	Та.	и  М  +  -4	Д, мм вод. ст./м	к  И  в;	ЫГ, мм вод. ст. 				-
1	40	40	.—.	.—.	—.	546	200	5	60	100	0,11	0,088	8,8
2	200	100	0,55	55/28	83	105	125	10	60	260	0,065	0,052	13,51
3	300	150	к »	'83/42	—	42	100	12	60	360	0,04	0,032	П,5 ]
4	300	300	»	165/83	110	193	150	6	48	348	0,08	0,064	22,31
5	200	100	»	55/28	—	28	100	3	15	215	0,018	0,015	3,2]

е

25,0

25,5







Определение расчетных расходов газа по участкам
кольцевой сети

Расчетные расходы газа для участков с путевым равномерно распределен-
ным расходом найдены по выражению

Грасч — 17тр + О,5ГпуТ.

Подбор диаметров труб кольцевой сети произведен по величине /?Ср:

ДР

Яср~ 1,25^ “

40

1 25’0 8-540 ~ 0’^5 мм вод. ст./пог. м,

где X/ — расстояние по трассе газовой сети от ГРП до наиболее удаленной
точки (М, рис. 22):

X/ = 1г + /2 + /8 ='540 м.

Результаты по определению расчетных расходов газа и гидравлический
расчет участков кольцевой сети приведены „в табл. 32.

Из табл. 32 следует, что при выбранных расходах, направлениях потоков
и диаметрах газопроводов потери давления на полукольцах составляют:

ХДРуЧ 2 и з = 25’0 мм в°д- ст-'>

ЯГКуЧ' 4 п 5 — 25,5 мм вод. ст:,
полная потеря давления в газопроводах от ГРП до наиболее удаленной точки
2Д7?уЧ 5 — 34 мм вод. ст.

Равенство потерь давления на полукольцах (ХГ.Руч 2и 3 '	4 и з)

и величина полной потери давления в газопроводах кольцевой сети
ХДРу,, г, 2, з 40 мм вод. ст. дают основание считать расчет законченным-

Пример 17. Для задания, приведенного в примере 16, рассчитать кольцевую
газовую сеть низкого давления (рис. 22), обеспечивающую кварталы I и II
с четырехэтажиой' застройкой природным газом т0 = 0,80 кг/нм* для отопления
зданий, пищеприготовления, санитарно-гигиенических и коммунально-бытовых
нужд населения. Потеря давления в газопроводах должна быть в пределах
50 мм вод. ст. Схема кольцевой газовой сети, фактические длины участков сети
и местные сопротивления приведены на рис. 22.
Номер участка		!? о св	д	5^ ч  а  II	А	&  л 1Л О +  А  А  II  й* о св'	I  <5	
1	40	' 40	—	—	1428	1428	300	
2	200	100	1,43	143/72	215	287	200	1
3	300	150	»	215/108	7	115	125	г
4	300	300	1,43	429/215	272	487	200	
5	200	100	»	143/72	—	72	125	
•	и	5?  й м  II	/?, мм.вод.ст./м	4 ё чЭ  СО § 3  к.  11	мм вод. ст.	ЯЬф, мм вод. ст.	Д (ЗД7?7), мм. вод. ст.
5	100	140	0,091	0,073	9,2	9,2	
0	120	320	0,035	0,028	8,9		
2	72	372	' 0,075	0,060	22,3	31,2	
6	72	372	0,085	0,06	25,4		
3	18	218	0,035	0,028 ,	6,1	31,5	
Решение (см. решение примера 16). Расчетный часовой расход природ-
ного газа на отопление зданий, пищеприготовление, санитарно-гигиенические
и-коммунально-бытовые нужды населения кварталов I и II при удельном рас-
ходе Ррасч = 0.34 нм?]ч-чел, согласно выражению (41), составит

Х^газопотр = « (Л + ^ц) ^расч = 0,34-350 -12 = 1428 нм*/ч.

Удельный расход газа Руд нмъ]м-ч

__ ^газогютр _ 1428	8

ГУД- 2/расч “ 1000 ~ 1,43 НМ1М'4-

Диаметры труб газовой сети для требуемых нагрузок газа в соответствии
с выражением (42) принимаем примерно в 1,5—1,6 раза больше (с округлением
до стандартных размеров) по сравнению с диаметрами труб, принятыми в при-
мере 16.

Результаты определения путевых расходов, кратчайших направлений и вели-
чин транзитных расходов, расчетных расходов газа по участкам кольцевой сети,'
расчетных длин участков и гидравлический расчет участков кольцевой сети
приведены в табл. 33.

Для диаметра газопровода размером О = 300 мм в табл. 26 не приведены
величины /?, которые подсчитываются для расчетных расходов газа по выра-
жению (48). Для участка 1 с расчетным расходом газа V = 1428 м3/ч
и Двн = 309 мм величина Р составит

У1-75	14281’75

Д = 1,7.- 10В ^75" = 1,7- Ю5 "дд~д4,75" = 0-091 ММ в°^' С1П'1 М'<

К' =	= 0,80-0,091 = 0,073 мм вод. ст.]м.

Полная потеря давления от ГРП до наиболее удаленной точки кольцевой
сети (точка М, рис. 22) составит, согласно данным табл. 33:

по трассе КЛМ = (5Ш?')Х	(17.7?')2 и 3 = 9,2 + 31,2 = 40,4 мм вод. ст.-,

по трассе КНМ = (2Т1?')1 + и 5 в 9,2 +	мм в°д- ст-

Пример 18. Определить и сопоставить расходы металла в трубах на коль-
цевые газовые сети для двух случаев, когда природный газ расходуется на:
а) пищеприготовление, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые нужды
(пример 16) и б) отопление зданий, пищеприготовление, санитарно-гигиенические
и коммунально-бытовые нужды (пример 17). '

Р ешен ие. Вычисленные веса металла в трубах для примеров 16 и 17 све-
дены, в табл. 34.

Таблица 34

Кольцевые газовые сети, обеспечивающие природным газом

пищеприготовление, санитарно-гигиенические й коммунально-бытовые нужды (табл. 32, пример 16)				отопление зданий, пищеприготовление, са- нитарно-гигиенические и коммунальйО-быто-' вые нужды (табл. 33, пример 17)			
О, мм	1. м .	Ь, кг/м	О Ы, кг	I), мм	1, м	Ь, кг/м	0 = Ь1, кг
200	40	33,6	1344	300	40	62,6	2504
150	300	17,2	.5160	200	700	33,6	25240
125	400	12,7	5080				
100	1000	9,64	9640	125	1000	12,7	12700
		20 г = 21 224 кг				2О2 = 40 444 кг	
. Фактическое увеличение расхода =металла

40 444

'	“металл = 21 224 =

Увеличение расхода металла по безразмерной характеристике (43)
“ металл ~ 2-

§ 48. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГОРОДСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ СРЕДНЕГО И ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЙ

Задачей гидравлического расчета городских распределительных
газопроводов среднего (0,05 кгс/см^ Р 3 — 6 кгс/см2-) и высо-
кого (6 кгс/см? <.12 кгс/см?) давлений является определение
требуемых диаметров газопроводов для заданных часовых расходов
и перепадов давления транспортируемого газа.

Р?=150 мм

Ту) 07=6500™ /ч
~ ГКЛ Л*

6= /бон

1)5=200Ми
1/5 =3500ни31ч
(5 = 2^0 н

ГРС

/?

^=*н//ии	. ,

1/,=1В000"к7ч
й=200н
Ц, = 5

Г =250ни	Б	7>з =ЗООин

Р$=200мм

0

7 =300и

(?

Т/р$--200ли
»/№и

_ Б %’6=5

1Г>-7000"н'‘1ч
7=301/'
^3-5

и, =35001,"‘Р
4 -- зоон
77»

X



1М1

/)$ - 200нн
1Гв=1.500т>/ч
Св-ЗОО"
^6^/0	(

ъК-КОни

&К=?ос=

Рис. 23. Схема городской распределительной газовой сети
среднего давления (к примеру 19).

Гидравлический расчет городских распределительных газопро-
водов среднего и высокого давлений (см. § 42) может произво-
диться по одному из выражений (52), (53), (55), (56) и (57) путем
определения потерь давления на участках основной магистрали
и выравнивания сопротивлений на ответвлениях газовой сети.

В целях облегчения расчетных операций по гидравлическому
расчету газопроводов среднего и высокого давлений пользуются
табл. 27, в которой даны значения вспомогательных величин Пни5.

Гидравлический расчет городской распределительной газовой
сети среднего давления показан на примере 19.

Пример 19. Определить размеры диаметров труб городской распределитель-
ной газовой сети среднего давления, обеспечивающей подачу от газораспреде-
лительной станции (ГРС) -требуемых часовых расходов природного газа (-у0 =
= 0,80 кг/нм? и I = 7°С) в газорегулировочные пункты (ГРП) Н, М, Е и Д.
Номер  участка	V, иа’/ч	Л, мм	ЛЕ	1, м	^экв> м	Ь = 1 +  + *ЭКВ. км	рн> ата ,
			Основная магистраль				
1	18000	250'	5	200	80	0,28	4
2	11500	250	5	300	80	0,38	3,8
3	7000	200	5	300	60	0,36	3,68
4	3500	200	5	300	60	0,36	3,56
			«	Ответвления			
5,	' 3500	200	10	240	120	0,36	3,56
6	4500	200	10	350	120	0,47	3,68
7	6500	150	5	160	40	0,29	3,80
6'	4500	200	5	100	60	0,16	3,68
6"	4500	150	5	200	40	0,24	
Рк= л/" р2 эдч ’ ат<*
к у ₽н—305	д5,25

р = |/	305.180002.0,8.280-0,28' _3;80;

А У 10 —	405-Ю10

Р - 1/7777	305-11 5002-0,8-280-0,38	якя.

РБ - у 14,47 —------;----405-! О10 .------= V 13>63 = 3>68!

г, 1/7777	305-70002-0,8-280-0,36	___. •

РС = у 13,63-------------130-Ю10----------= / 12,71 = 3,56;

п 1/	305-35002-0,8-280-0,36	—	„г,

РД = у 12,71—------------130^-------’-----=/12,39 =3,51;

П	1/7 7	305-35002-0,8-280-0,36

Ре= у 12,71--------------13о.цй°----------= /12,39=3,51;

п	1/	7	305-45002-0,8-280-0,47	п

Р]Л — У 13,63 —	1 до. /рю	— / 3,3 — 3,60,

Р '1/7777	305-65002.0,8-280-0,2	.

РН = У 14,47 —----------- 266-10°--- ----= 12,31 = 3,50

_у.3,63- 305.45<ЮМ.3.2ВТГ=

Р„=у 13.42 _ -^°х28
Начальное давление по выходе газа из ГРС Рн = 4 ата, конечное давле-
ние газа в пунктах Н, М, Е й ДРК должно быть не ниже 3,5 ата. Часовые рас-
ходы газа, длины участков газовой сети и сумма местных сопротивлений на
каждом участке приведены на рис. 23.

Решение. Определение потерь давления на участках 1, 2, 3 и 4 основной
магистрали (рис. 23) произведено по выражению (53) с использованием данных
табл. 27. По заданному давлению газа в начале участка (1) ₽и = 4 ата и ис-
ходным величинам 1^, и определяется для выбранного диаметра по
выражению (59) и табл. 27 конечное давление газа РА в конце участка (1)
в точке А. Давление Рд газа в точке А является начальным давлением газа
для участков (2) и (7); по давлению Рд и заданным величинам /2 и Х62 оп-
ределяется для выбранного диаметра по выражению (53) и табл. 27 конеч-
ное давление газа РБ в конце участка (2) в точке Б и т. д.

Результаты гидравлического расчета участков основной магистрали приве-
дены в табл. 35, из которой видно, что конечное давление газа в точке Д со-
ставляет Рд = 3,5 ата и удовлетворяет требованиям задачи.

По давлениям в точках А, Б и С и Рк = 3,5 ата и заданным величинам
V, I и 56 на ответвлениях подбираются диаметры участков ответвлений с про-
веркой по выражению (59) величин конечных давлений в точках Е, М и Н, при
этом может выявиться' необходимость подбора на ответвлениях двух размеров
труб газопровода (участок 6).

Все операции по Гидравлическому расчету газопроводов на ответвлениях
приведены в табл. 35.
Глава 8

АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛИРУЮЩИЕ
И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
ГАЗОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ

Назначение автоматических регулирующих и предохранительных
устройств газоснабжающих систем — обеспечить безопасность, на-
дежность и экономичность использования горючего газа потреби-
телями.

§ 49. РЕГУЛЯТОРЫ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА

Приборы, посредством которых осуществляется снижение дав-
ления газа в местах присоединения сети среднего давления к сети
высокого давления, сети низкого давления к сети среднего давле-
ния и поддержание на заданном уровне давления в системе рас-
пределения газа, называются регуляторами давления газа.

Регуляторы давления применяются не только на городских
распределительных газопроводах, но также на газораспределитель-
ных, газгольдерных и компрессорных станциях.

Регуляторы давления по принципу их действия подразделяются
на регуляторы прямого действия (регулирующее действие их осу-
ществляется усилием, вызываемым изменением конечного давления
газа) и непрямого (регулирующее действие их осуществляется от
источника энергии, включаемого распределительным механизмом,
приводимым в действие при изменении конечного давления газа).

В городском газовом хозяйстве получили преимущественное
распространение регуляторы давления прямого действия, отличаю-
щиеся простотой конструкции, надежностью в работе, удобством
обслуживания и т. п.

Ниже приведены некоторые наиболее распространенные в газо-
снабжающих системах регуляторы давления; описание многих раз-
личных конструкций регуляторов давления имеется в специальной
технической литературе [34, 35, 36, 37 и др.].

На рис. 24 показан регулятор низкого давления прямого дей-
ствия с подвешенным к мембране клапаном. Корпус 1 регулятора
разделен внутри перегородкой 6 с кожаным уплотнением на две
полости: в верхней полости корпуса размещена эластичная мем-
брана. 2 с грузом 3 над ней для уравновешивания давления газа
на мембрану; в нижней полости корпуса 1 регулятора размещен
кинематически связанный с мембраной клапан 5; импульсная труб-

ка 4 служит для соединения подмембранного пространства с ниж-
где расположен клапан 5. Давле-

ние газа под мембраной и вес
груза 3 над ней уравновешивают
систему в определенном положе-
нии. Изменение расхода газа вы-
бывает изменение ’ давления * газа
на выходе й через импульсную

ней частью корпуса регулятора.

Рис. 25. Регулятор давления с рычаж-
ной передачей движения мембраны на
односедельный клапан с отсутствием
перегородки,  отделяющей мембранную
полость от клапанной.

Рис. 24. Регулятор низкого давления
прямого действия с. подвешенным
к мембране клапаном.'

трубку 4 на мембрану, что в конечном счете приводит к переме-
щению' мембраны и связанного с ней клапана 5. Так, повышение
расхода газа понижает давление на- выходе из регулятора и на
мембрану-, при этом вес груза .5 превышает давление газа, что вы-
зывает опускание мембраны с открыванием клапана 5; уменьшение
же расхода газа повышает давление газа на выходе из регулятора
и на мембрану, при этом давление газа на мембрану превышает
вес груза 3, что вызывает поднятие мембраны с перекрыванием
клапана 5.

Таким: образом, непрерывное изменение потребления, газа приво-
дит к непрерывному регулированию даже при ничтожных измене-
ниях давления.

На рис. 25 изображен регулятор давления с рычажной переда-
чей движения мембраны на -односедельный клапан с отсутствием
перегородки, отделяющей мембранную полость от клапанной; этот
регулятор давлениясостоит из корпуса 1, мембраны 2, клапана 4
и рычажной передали -3. Благодаря плотному закрытию клапана
при отсутствии газоразбора регуляторы. с односедельным клапаном
и рычажной передачей движения ^мембраны устанавливают в слу-
чае непосредственного подключения отдельных потребителей (жилые
дома, промышленные предприятия и т.- п.) к сети высокого давле-
ния. .	-

’ Регуляторы давления универсальные типа РДУК2- (конструкции
Казанцева) с регуляторами управления типов КН2 и КВ2 предна-
значены для редуцирования высокого или,среднего, давления газо-
образных сред, автоматически поддерживают заданное выходное
давление при переменном входном давлении .и при изменении рас-
хода газа от 0 до максимума.

Заводы-изготовители— саратовский завод «Газаппарат» и Мос-
ковский завод газового оборудования. ,

В комплект регулятора РДУК2 входят следующие основные
узлы: регулирующий клапан с мембранным приводом, регулятор
управления (пилот КН2 или КВ2), соединительные трубки и дрос-
сели.

Регулирующий клапан с мембранным приводом. (рис. 26)

В корпусе регуляторов с условным проходом Оу = 100 и Ду =
= 200 на резьбе крепится сменное седло, а корпус регулятора
с условным проходом Ду = 50 имеет постоянное седло.

К нижней части корпуса прикрепляется мембранная коробка,
внутри которой находится большая рабочая мембрана с подвижной

Рис. 26. Регулятор давления универсальный типа РДУК.
тарелкой. В центральное гнездо тарелки упирается толкатель,
а в него —шток клапана, передающие вертикальное перемещение
тарелки мембраны основному клапану регулятора. Шток переме-
щается во втулках направляющей колонки корпуса; на верхнем
конце штока свободно сидит клапан с резиновым уплотнением.
Над клапаном расположен фильтр-отстойник для очистки газа, на-
правляющегося к регулятору управления (пилоту). Сверху корпус
закрыт съемной крышкой.

Регулятор управления (пилот) (рис. 27)

Регулятором управления служит пружинный статический регу-
лятор давления прямого действия; он представляет собой мембран-
ную камеру; сверху которой расположена головка (крестовина),
а снизу — регулировочный стакан’ с пружиной.

Головка имеет входное и выходное резьбовые отверстия. Внутри
головки расположен узел клапана, состоящий из шпильки, самого

Рис. 27. Регулятор управления (пилот).

клапана с резиновым уплот-
нением и пружины с кол-
пачком. Клапан в сборе
свободно вынимается из
головки благодаря нали-
чию верхней пробки. Под
клапаном установлено сед-
ло, а ниже седла запрес-
сована гильза с отверстием
под шпильку; гильза отде-
ляет выходную полость го-
ловки от мембранной каме-
ры. Шпилька пропущена
через отверстие в седле и
гильзе и опирается на
толкатель, а толкатель —
на центр мембраны.

Мембранная камера име-
ет два резьбовых отверстия:
одно закрыто пробкой, ко
второму подводится газ
с выходным контролируе-
мым давлением. При повы-

шении этого давления в мем-

бранной камере тарелка мембраны опускается, а клапан под дей-
ствием своей пружины закрывается; при понижении выходного
давления тарелка мембраны под действием регулировочной пружи-
ны поднимается и клапан открывается.

В регуляторе управления высокого давления КВ2 устанавли-
вается более сильная пружина, а взамен тонкой тарелки мембраны
регулятора КН2 между нижней крышкой и мембраной вставляется
кольцо, уменьшающее рабочую площадь ее.

Соединительные трубки и дроссели, принцип действия
регулятора

Регулятор управления (пилот) является командным прибором,
а регулирующий клапан — исполнительным механизмом.

Газ, поступающий в регулятор с начальным давлением Рг ата,
проходит основной клапан, одновременно часты этого газа посту-
пает через фильтр на малый клапан регулятора управления (пи-
лота) и после него по соединительной трубке через демпфирую-
щий* дроссель под мембрану регулирующего клапана, откуда газ
сбрасывается в газопровод за регулятором давления через сброс-
ный дроссель.

Газ на выходе из регулятора с давлением Р2 ата подается по
соединительным трубкам в камеры над мембранами регулирующего
клапана и регулятора управления (пилота).

Давление под мембраной регулирующего клапана автоматически
регулируется малым клапаном регулятора управления (пилота)
в зависимости от потребления газа и входного давления Рг ата
перед регулятором. Так, уменьшение потребления газа вызовет од-
новременно повышение давления газа на выходе из регулятора
и в камере над мембраной пилота через трубку,, соединяющую га-
зопровод на выходе из регулятора и камёру над мембраной регу-
лятора управления. Повышение давления над мембраной пилота
(регулятора управления) приводит к опусканию клапана пилота
с уменьшением расхода газа через него и уменьшению давления
; в камере под мембраной регулирующего клапана (после прохода
через малый клапан пилота газ поступает через соединительную
трубку в камеру под мембраной регулирующего клапана). Одновре-
® менно в камере над мембраной регулирующего клапана через сое-
динительную трубку с газопроводом на выходе из регулятора по-
' высится давление. Повышение давления в камере над мембраной
। регулирующего клапана, понижение давления в камере Под мем-
। браной и действие входного давления приводит к опусканию ос-
новного клапана до тех пор, пока его проходное сечение не будет
соответствовать новому потреблению газа и выходное давление не
! восстановится.

На газорегулировочных пунктах (ГРП) принят к установке ряд
типов регулирующего оборудования, выпускаемых в настоящее
время отечественной промышленностью,, из- которых наиболее рас-

* Демпфер — устройство для успокоения колебаний с целью обеспечения
устойчивости их действия.

9 Э. X. Одельский
Тий регулятора	Условный	Максимальное входное дав-	Регулируемое выходное дав-	Седельное отверстие клапана		Скоростной	Пропускная способность  Утабл <‘НМ>Ю «ля дртабл = “ 1 кгс/емг' Дабл = = 0,73 кг/м2, Р™бл = = 1,01 кгс/с^.
	проход Лу, мм	ление Рг, кгс/см2	пение Р2, кгс/см?	диаметр б?, ММ,-	площадь /, и2	коэффициент истечения а	
РДУК2Н-50/35  РДУК2В-50/35	50	6  1'2	0,005—0,6  0,6 —6,0	35	0,00096	0,6	1000
РДУК2Н-100/50  РДУК2В400/50	100	12	0,005—0,6  0,6 —6,0	50	0.00196	0.41	1400
РДУК2Н-100/70  РДУК2В-100/70	100	12	0,005—0,6  0,6 —6,0	70	0,00384	0,51	3400’ *
РДУК2Н-200/105  РДУК2В-200/105	200	12	0,005—0,6  0,6 —6,0	105	0,00865	0,40	6000
РДУК2Н-200/140  РДУК2В-200/140 •	200	6	•0,005—0,6  0,6 —6,0	140	0,02	0,35	12000

Пропускная способность регулятора давления РДУК2 для- заданных значений давлений (Рг ата и Р2 ата'у и удельного
веса (у кг/нм3), отличающихся от табличных, производится путем пересчета по выражениям:

Р	Р

для -п2-< 0,55 У= 0,4251/табл '	' нм?!ч-,

,	Г То ____

для -|5-> 0,55 1/ = 0,00857та6л 1/нлУ]ч,

1	'То

где Рг ата, Р2 ата, № = (Р1 — Р2~) 10 000 мм вод. ст.. т0 кг/нм?.
Тип регулятора	Условный проход  Лу, .«.«	Д^ансимально допускаемое давление перед регулятором Р1, кгс/см2	Выходное (ко- нечное) давле- ние Рг, ям вод. ст.		Диаметр клапана &  мм
			мини-. мяль- ное	макси- маль- ное	
РНД-100	100	3	35	300	40
РНД-150	150	3	35	300	60
РНД-200	200	3	35	300	85

Тип регу- лятора	Условный проход 25 ММ	Максималь- но допускае- мое давление перед регуля- тором Рц кгс/см-	Выходное (конечное) давление Р3, мм • вод. ст.		Диаметр	1
			мини- маль- ное '	максимальное	ММ	
РДС-80	80	12(3)	50—200	200—11000	34	
РДС-100	100	12(3)	50—200	200—11000	42	
РДС-150	150	12(3)	50—200	200—11000	62	
РДС-200	200	12(3)	50—200	200—11000	90	
РДС-300	300	12(3)	50—200	200—11000	140	
Таблица 37

Пропускная способность V (нм3 /ч) при Рг = 1000 мм вод. ст., у — 1 кг/нм? и Рг — = 1,01 ата	Размеры (см. рис. 28), мм				Вес, кгс
	А	Б,	в	Г	
400	"500	560	73	210	105
950	625	710	130	480	200
1900	835	870	155	545	330

Таблица 38

Пропускная способ- ность V (нм3/ч) при >1 — 1000 мм вод. ст., 7о " 1 кг/нм? и Р2 — = 1,01' ата	Размеры (см. рис. 29), лш						Вес,' кгс
	Н	о	Вх	К	А	г	
360	960	195	480	180	420	511	182
510	970	215	480	19Ь	420	541	224
1300	997	285	480	220	420	627	237
2500	1187	340	690	295	572	842	336
6000	1387	445	920	400	810	1303	596
пространенными являются регуляторы давления газа РДУК2(рис. 26
и 27), РНД (рис. 28), РДС (рис. 29), РД-32М, РД-50М [37].

В табл. 36 приведены основные технические характеристики ре-
гуляторов давления' РДУК2.

Сварные регуляторы низкого давления типа РНД (рис. 28) из-
готовляются Ленинградским газорембнтным заводом управления
«Ленгаз».

Рис. 28. Сварной регулятор
низкого давления типа РНД
конструкции Ленинградского
газоремонтного завода.

Рис. 29. Регулятор давления типа РДС,
изготовляемый Московским газовым
заводом и заводами Ленинграда.

В табл. 37 приведены основные технические характеристики
и габаритные размеры регулятора давления газа РНД.

Регулятор давления типа РДС (рис. 29) изготовляется машино-
строительным заводом (г. Лебедянь), Московским газовым заводом
и заводами Ленинграда. В табл. 38 приведены основные- техни-
ческие характеристики и габаритные размеры регулятора газа РДС.

Более подробно о типах регуляторов давления газа см. [38]
и др.

Газорегулировочные пункты (ГРП) оснащаются, кроме регуля-
торов давления газа,, фильтрами, предохранительными запорными
клапанами и запорной арматурой.

§ 50. ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ И ДРУГИЕ ПРИСПОСОБЛЕНИЯ
РЕГУЛЯТОРНЫХ УСТАНОВОК

На регуляторных установках безопасность газоснабжающей си-
стемы обеспечивают: а) предохранительные запорные клапаны, ус-
танавливаемые непосредственно перед регуляторами и выключаю-
щие их при давлении на выходе сверх допустимого; б) выхлопные
предохранители для сброса газа во избежание повышения давления
газа на выходе и предотвращения закрытия предохранительного
запорного клапана и в) фильтры для защиты рабочих- частей ре-

гуляторов от смолистых частиц.

На рис. 30 изображена одна
из распространенных конструкций
односедельного тарельчатого предо-
хранительного, запорного клапана,
состоящего из корпуса Г, мем-
браны 7, клапана 10 со свободно
перемещающимся в вертикальном
направлении штоком 8 в сальнике
штока 9, рычага клапана 2, удер-
живающего сцеплением 4 клапан
10 в поднятом положении, при
котором газ через открытое отвер-
стие проходит в регулятор, рычага
мембраны 5, грузов 3, фланца 11
и отверстия 6 для присоединения
импульсной трубки, передающей
на мембрану 7 давление на выходе
из регулятора.

Принцип действия "предохрани-
тельного запорного клапана сос-
тоит в следующем. При повыше-
нии давления на выходе регуля-
тора сверх допустимого повышается
также давление на мембрану 7,
вержяя полость камеры которой
соединена импульсной .трубкой

Рис. 30. Конструкция однбседель-
ного тарельчатого предохранитель-
• ного запорного клапана.

с выходным трубопроводом, регулятора; с перемещением вниз ры-
чага мембраны 5 и освобожденного от сцепления рычага клапана. 2
освободившийся от сцепления рычаг клапана 2 под действием веса
груза 3, клапана ГО и штока 8 опускает жЛапан 70 Вниз, плотно
закрывает отверстие и прекращает подачу газа в регулятор.

Включение предохранительного запорного клапана в нормаль-
ную работу после его закрытия производится вручную''путем под-
нятия груза 3 и сцепления ’ защелкой рычага клапана 2 с рычагом
мембраны О, при котором клапан ГО находится в поднятом поло-
жении со свободным проходом газа через открытое отверстие в, ре-
гуляторе.

Включение предохранительного запорного клапана вручную
является недостатком большинства- конструкций этих клапанов.
Конструкции предохранительных клапанов ПКВ и ПКН, их раз-
меры и характеристики см. [37].
.Изображенная на рис. 31 конструкция гидравлического предо-
хранителя с водяным затвором служит для сброса газа при повы-
шении давления на выходе сверх допустимого и предотвращения
закрытия предохранительного запорного клапана. Этот гидравли-

Рис. 31. Конструкция гидравличе-
ского предохранителя с водяным
затвором.

Рис. 32. Фильтр для улавливания
из газа взвешенных частиц.

ческий предохранитель с водяным затвором состоит из корпуса 1,
штуцера 4 для присоединения к выходному газопроводу, штуцера 2
для присоединения к выхлопному газопроводу, водомерного стек-
ла 5 и закрываемого пробкой отверстия 3 для заполнения гидрав-
лического предохранителя водой.

Принцип действия гидравлического предохранителя состоит
в следующем. Через отверстие 3 он заполняется водой до уровня,
превышающего на 50—70 мм вод. ст. давление газа на выходе из
регулятора. При повышении давления газа на выходе из регуля-
тора также повышается давление в трубе 4, присоединенной к вы-
ходному газопроводу, при этом, если давление газа превысит дав-
ление слоя жидкости на глубине погружения трубы 4 в жидкость,
газ будет выходить в атмосферу по трубе 2.
Предохранители с водяным затвором отличаются высокой чув-
ствительностью и точностью и применяются при Давлении до
1000. мм вод. ст. Испарение воды и необходимость осуществлять
систематический контроль за уровнем через водомерные стекла 5
являются основными недостатками гидравлического предохранителя

Рие. 33. График потерь давления в газовых фильтрах
в зависимости от часового количества проходящего через
них газа (для ц = 1 кг/нм6).

с водяным затвором. В целях уменьшения испарения воды ее за-
ливают слоем масла (веретенного).

На практике получили также распространение ртутные гидрав-
лические предохранители и другие выхлопные приспособления (см.
[34, 35 и др.]).

На входе газа в регуляторное помещение устанавливают фильт-
ры для улавливания из газа взвешенных' частиц (пыли, окалины
и т. п.) с целью защиты рабочих частей регуляторов, предохра-
нительных и запорных клапанов и т. д. В газоснабжающих систе-
мах городов широкое распространение получил фильтр (рис. 32),
состоящий из корпуса 4, сменяемой шайбы 3, обтянутой с обеих
сторон металлической сеткой 2, внутренней полости /, заполнен-
ной фильтрующим материалом, преимущественно конским волосом,
мелкими кольцами Рашпга, стеклянной .ватой и т. п., ручки 5
и крышки корпуса 6 для извлечения обоймы 3.

Газовые фильтры с условным проходом Пу = 80, 100, 150, 200
и 300 изготовляются сварными или литыми (чугунные) и имеют
кассеты с волосяной набивкой; в фильтрах с условным проходом
Оу = 32 и 50 очистка производится с помощью сеток. В целях
предотвращения разрыва кассет и сеток потерн давления в газо-
вых фильтрах не должны превышать 1000 мм вод. ст.

Рис. 34. Фильтр, изготовляемый, заводами Ленинграда,
для улавливания из газа взвешенных частиц.

На рис. 33 [38] приведены значения потерь давления в газовых
фильтрах в зависимости от часового количества газа, проходящего
через них (для уг = 1 кг/нмй). При определении потерь давления
для фильтров Пу = 35, 40, 50, 80 и 100 следует пользоваться
значениями по верхней шкале расходов, для фильтров Оу = 150,
200 и 300 — по нижней шкале расходов.

Для газа с удельным весом, не равным 1 кг/нм?, и для расхо-
дов газа,  значения которых превышают приведенные на рис. 33,
потери давления определяют по 'выражению

ДР — ДРГ	мм вод. ст.,

\ V г / Тг г

где ДР—искомая потеря давления, мм вод. ст.;

&РГ — потеря давления по графику (рис. 33), соответствующая
расходу газа Уг, мм вод. ст.;

V — расчетный расход газа, нм?1ч;

Гг —расход газа по графику (рис. 33), нмъ/ч;

7— удельный вес газа, кг/нл?;

уг — удельный вес газа (уг = .1 кг/нм®).
На рис. 34 изображен фильтр, изготовленный заводами Ленин-
града в литом (чугунном) исполнении для Оу = 80, 100,' 150, 200
и 300; в табл. 39 приведены основные технические характеристики
и габаритные размеры литых и сварных фильтров.

Таблица 39

Условный проход 2Эу* мм	Рабочее дав- ление, кгс!см?	Перепад давления, мм вод. ст.	Габаритные размеры, мм .(рис. 34)					Вес, кгс
			А	Б	В	Г	Е	
		Литые						
50	3	1000	165	157	165	115	103	6
80	12(3)	1000	352	280	131	168	168	59
100	12(3)	1000	376	280	143	182	190	66
150	12(3)	1000	406	280	160	197	190	74
200	12(3)	1000	500	280	210	244	190	103
300	12(3)	1000	670	320	280	315	220	148
		Сварные						
100	3	1000	315	230	108	230	175	35
150	3	1000	400	240	152	300	200	58
200	3	1000	485	270	200	325	220	79
300	3	1000	590	320	238	400	200	116

§ 51. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ РЕГУЛЯТОРА ДАВЛЕНИЯ

В основу расчета пропускной способности регуляторов давле-
ния взяты законы истечения и следующие исходные данные: ми-
нимальное давление газа на входе в регулятор Р± ата (начальное
давление), давление газа на выходе из регулятора Р2 ата (конеч-
ное давление), удельный вес газа у0 кг/нмъ, площадь клапанных
отверстий / мг.

Определение пропускной способности регулятора давления про-
изводится в предположении адиабатического процесса- истечения
газа через седельные отверстия и для полностью открытого кла-
пана.

В термодинамике отношение критического давления  Рк к на-
чальному при истечении газа определяется выражением
к

2 )

1 )

к— 1

(61)
где /г — показатель адиабаты, определяемый в свою очередь из
, выражения

к = -Ц-2-.

I

Для идеальных газов число степеней свободы молекул равно:
для двухатомных 4 = 5, трех- и многоатомных I = 6; следовательно,
показатель адиабаты для двухатомных газов /г ==1,4, Для трех-
и многоатомных газов к — 1,33.

Подставив значение к в выражение (61), получим для трех-
и многоатомных газов

В зависимости от значений величин Рг и Р2 применяются- раз-
ные выражения для определения пропускной способности регуля-
тора давления, а именно:

для < 0,55

Г	2

I/ к ( 2 Xй-1
3600/а У	2§ -улГу ( А + ЛТ1

• V = —-------------------—---------- нл3/ч; (62)

для 15->0,55
 _________________________________________

т /	'	2	Л+1

3600/«|/ 2§^АтАъ[(-7Г-) -(-4)	]

V —-------------------—------------------ нм3]ч. (63)

Выражения (62) и (63) применимы для определения часовой
производительности регулятора давления любого газа.

Для природного газа, компоненты которого в подавляющем
числе являются многоатомными с числом степеней свободы I = 6
и показателем адиабаты к = 1,33, выражения (62) и (63) примут
вид:

для 0,55

г 1

V = 7700нм3/ч;	(64)

для -^->0,55

То
В выражениях (62) и (64), (63) и, (65)

V — искомая часовая производительность регулятора давления,
НМ3[ч;

[ — площадь седельного отверстия клапана, л2;

§—ускорение силы тяжести, § == 9,81 м/сек?;

к— показатель адиабаты для данного газа;

Рх — минимальное начальное давление на входе в регулятор,
кас/л? абс;

Рй—конечное Давление на выходе из регулятора, кгс/м? абс;

—удельный вес газа, кг/нм3;

11 — удельный вес газа при ’ давлении Рг и температуре 7\,
кг/м?;

РуТ

 Т1==^Р7\;

Р — атмосферное давление (Р = 1,0333 ата);

Т — температура газа при нормальных условиях (Т = 273°К);

а — скоростной коэффициент истечения, принимаемый по дан-
ным каталогов заводов-изготовителей (а — см. табл. 36).

Расчет пропускной способности регуляторов давления может
быть произведен по табличным характеристикам (табл. 36,- 37 и 38).
в которых приведены для каждой конструкции регуляторов диа-
метры седла клапана и пропускная способность для перепада дав-
ления АР-габл конечного давления Р™6*1 и удельного веса газа 1та6л.

Для заданных значений давлений (Рг ата и Р2 ата) и удель-
ного веса газа (у0 кг/нм3), отличающихся от табличных, пропуск-
ная способность регулятора давления природного газа определяется
путем пересчета по выражениям:

для ~ 0,55

У <66)

| а7табл1о/2

ДЛЯ

^<0,55
р1 ,

^ = 50Рта6лР1|/

____7табл___
7о^табл^2^Л

(67)

Для универсального регулятора давления РДУК2 с табличными
данными часовой производительности Итабл нм3/ч, полученными для
стандартных параметров АРтабл= 10 000  мм вод. ст., 1табл —
= 0,73 кг/м3 и Д™бл = 1,01 ата, выражения (66) и (67) примут
вид:		•

для ~ 0,55

71
0,0085 Утабл1/^- нм?]ч;	(66')

- г То

для -—-<0,55
о

У = 0,4251/табл мР/ч.	(67')

г То

Для регуляторов давления РНД и РДС с .табличными показа-
телями Утабл нм^/ч, полученными для стандартных параметров
АРтабл = ЮОб мм вод. ст., 7табл = 1 кг/м5 и Р™6л — 1,01 ата, вы-
ражения (66) и (67) примут вид:

для -^->-0,55

V = 0,031 Утабл нм*/ч;	(66")

для, -|2- < 0,55

V = 1,57 Утабл нм?/ч.	(67")

г То

В выражениях (66'), (67'), (66") и (67")

V — искомая часовая производительность регулятора давле-
ния, нм?/ч;

Ртабл—табличная часовая производительность регулятора дав-
ления, НМ9)Ч‘,

ЬР— перепад давления, равный Рг— Р%, мм вод. ст.;

Рг — начальное Давление при входе в регулятор давления,
ата;

Р2 — конечное давление на выходе из регулятора, ата;

То — удельный (объемный) вес газа, для которого подби-
рается регулятор, кг]нмР.

Часовая производительность регулятора давления с точностью,
достаточной для технических расчетов, может быть определена по
выражению

У = 3600 /а У ‘-~^Р ПМ8/Ч.	(68)

В выражении (68) член а У Ь Р представляет собой ско-
рость истечения газа, которая не может превысить критическую
скорость, равную скорости звука в среде, куда происходит исте-
чение (й>кр = У к§РТ).

Пример 20. Определить часовую производительность универсального  регу-
лятора давления РДУД2Н-100 с диаметром седла клапана <1 = 70 мм
—6	\

/ = -у- Ю = 0,00384 л2 ) для природного газа (т0 = 0,71 кг/нм?) с темпера-
турой./х = 15° С, начальным давлением на входе Рг — 3 ата, конечным давле-
нием на выходе из регулятора Р2 -= 1,03 ата.

Решение,- Для рассматриваемых в примере условий имеем

Р2 1,03

— =—_ = 0,344.

р (	-

Для значений ~р~ С 0,55 часовая производительность регулятора давления
для природного газа определяется по выражению (64):

V = 7700	 нм^/ч.

То

Удельный вес газа при давлении Рг = 3 ата и /х == 15°С (Тх = 288°К)

Т1 = То •= °»71 1,0333-288 ~ 1,95 кгМ3-

Скоростной коэффициент истечения а = 0,51 (табл. 36).

Подставив в выражение (64) значения буквенных обозначений, получим

1а VРр/1	0,00384 • 0,51 V 30 000 • 1,95

V = 7700	—= 7700 —------------- р 71 ------------= 5150 нм3/ч.

Часовая производительность этого регулятора давления может быть опре-
делена также по данным табл. 36 путем пересчета на заданные условия задачи

1< 0,55

по выражению (67'):

V = 0,425

Утабл Р1
/ То

0,425-3400-3

=	0,71

= 5150

нм3]ч.

Пример 21. Определить часовую производительность универсального регу-
лятора давления РДУК2Н-100 с диаметром седла клапана й = 70 мм
10—6 = 0,00384 м2^ для природного газа (у0 = 0,71 кг/нм3) с темпера-
турой I = 15° С, начальным давлением газа на входе Рх = 1,5 ата и конечным
давлением газа на выходе из регулятора Р2 — 1,03 ата.

Решение. Для рассматриваемых в примере условий имеем

Р2 1ДЗ

Рх ~ 1,5

= 0,685.

Р,

Для значений ~р~	0,55 часовая производительность

для природного газа определяется по выражению (65):

регулятора, давления

V = 31 800

Удельный вес газа при давлении Рх = 1,5 ата и (х = 15°С (Т1 = 288°К)

Т1 — То = 0,71 1,0333-288 ~ 0,98 кг1Л‘3;

Скоростной коэффициент истечения а = 0,51 (табл. 36).

Подставив в выражение  (65) значения буквенных'обозначений, получим

„	„„„ 0,00384-0,51 У 15 000-0,98 (ОДеб1’50 — 0.6851’75)

V = 31 800 —---------’—----------п у,- --------------;----- = 2380 нм3/ч
Часовая производительность этого, регулятора давления может быть опре-
делена также по данным табл. 36 путем пересчета табличных данных.на задан-
(р у

-2- > 0,551 по выражению (66'):
/

Г = 0.00851/табл Т/= 0,0085-3400 1/'4700'1,03 = 2380 нмР/ч.
г То	г 0,71

§ 52. ГАЗОВЫЕ РЕГУЛИРОВОЧНЫЕ ПУНКТЫ (ГРП)

Городские регуляторные установки в зависимости .от их назна-
чения подразделяются на: 1) местные для жилых домов, комму-
нальных и промышленных предприятий и др.; 2) районные и
3) при газгольдерных станциях.

Схема оборудования газового регулировочного пункта (ГРП)
изображена на рис, 35.

Аппараты в регуляторных установках располагаются по на-
правлению движения потока газа в такой последовательности:
входной газопровод 1 среднего (высокого) давления, входная за-
движка 2, фильтр 5, предохранительный клапан 4, регулятор Дав-
ления 5 и выходная задвижка 6, выходной газопровод 7 низкого
давления, задвижка 8 и обходной газопровод 9. Выхлопное предо-

хранительное устройство
тором. В случае необходимости

монтируется непосредственно за регуля-
предусмотреть замер расхода газа
устанавливают газовый счет-
чик за выходной задвижкой
регулятора так, чтобы была

Рис. 35. Схема оборудования газового
регулировочного пункта (ГРП).

обеспечена возможность от-
ключения счетчика для ре-
монта или проверки.

Газовые регулировочные
пункты (ГРП) с регуляторами
давления РДУК2, РДС и РНД

монтируются в . отдельных

зданиях, специально для этого предназначенных, освещенных днев-
ным светом, хорошо отапливаемых и вентилируемых.

На рис. 36 изображен монтажно-установочный чертеж газового
регулировочного пункта (ГРП) с оборудованием РНД-200. Здесь
показаны: входной газопровод 1 среднего (высокого) давления
Р <1 3 кгс/см?', входная задвижка 2 7),.= 200, фильтр <? Оу = 200,
предохранительный запорный клапан 4 ПЗК-200, регулятор давле-
ния 5 РНД-200, выходная задвижка 6 Оу = 200, выходной газо-
провод 7 низкого давления Р = 200 мм вод, ст. , задвижка 8 Пу =
= 150, байпас 9, присоединенный непосредственно за регулято-'
ром 5, гидравлический предохранитель 10, щит контрольно-изме-
рительных приборов (КИП) 11 и отопительная печь 12. Присое-
Разрез по 1-1

1200

ьооо уоНР.

Рис. 36. Монтажно-устйновочный чертеж газового регулировочного
пункта (ГРП).


динение гидравлического предохранителя, импульсные коммуника-
ции и контрольно-измерительные приборы на рис. 36 не показаны.

Все технические ’ трубопроводы и оборудование после монтажа
и испытания окрашиваются алюминиевой краской. Импульсные
коммуникации и запорная арматура к ним окрашиваются эмале-
выми красками: высокого и среднего давления — в красный цвет,
низкого давления — в голубой.

.Отопление.зданий ГРП (для предупреждения обмерзания мем-,
бран, клапанов регуляторов, автоматических запорных устройств)—
паровое или водяное от распределительной водяной сети или от
местной котельной либо газопечное во взрывобезопасном исполне-
нии с обслуживанием топки вне помещения ГРП. Кладка печи де-
лается прямоточной и полностью заключается в стальной сварной
кожух с' зажиганием и регулировкой горелок снаружи помещения
ГРП.

Здание регуляторной установки оборудуется естественной вен-
тиляцией при* помощи фрамуг или’ дефлекторов. Кратность возду-
хообмена должна обеспечить концентрацию газа в помещении не
свыше х/6 нижнего предела взрываемости 'и по содержанию токси-
ческих составляющих не.более- нижнего предела токсичности по
существующим санитарным нормам (§ 16).

Величина часовой утечки газа из аппаратуры и трубопроводов
принимается,’ по данным практики, в пределах 2—5% от-ИХ
объема.

Приближенно размер утечки может быть вычислен по формуле
[39]

33,6 сУ . л /~ т Л, ,
ё = —щ— Ут НМ>4’ 

где ё — утечка газа, нж3/ч;

с — коэффициент, зависящий от наибольшего допустимого дав-
ления испытания; для Р = 2 ата с = 0,166;

V — объем аппаратуры и трубопроводов, ж3;

Т — абсолютная температура газа, °К;

т — малекулярный вес газа, кг/кмоль.

Описание двухступенчатых регуляторных установок, .регулятор-
ных установок при газгольдерных станциях, регулирующих уст-
ройств при газгольдерах высокого давления и т. п. можно найти
в специальной технической литературе, в частности в работе [35].
ДАЛЬНЕЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЕ

Перемещение газа на дальние расстояния при значительной раз-
ности "давлений получило распространение в связи с необходи-
мостью транспортировки громаднейших запасов природного газа
от мест его добычи к местам потребления.

Задачей гидравлического расчета газопровода дальнего действия
является нахождение функциональной зависимости между часовым
расходом, газа ,V нм3/ч, внутренним диаметром газопровода О мм,
давлениями газа в начале газопровода Рг ата и в конце его
Ра ата, удельным весом газа Хо кг/нму, длиной трассы газопро-
вода I км и абсолютной температурой газа Т° К.

Главный вопрос экономики при проектировании трубопроводов
для дальней передачи газа — выбор таких величин диаметра газо-
провода О мм и начального давления газа Рг ата при поступле-
нии его в газопровод, которые обеспечили бы из множества воз-
можных вариантов величин О и Рг при заданных условиях
передачи газа наименьшие эксплуатационные затраты по газовой
сети и компрессорным станциям.

Основные зависимости для гидравлического расчета газопрово-
дов высокого давления дальнего действия приведены в § 42 и 43
в виде выражений (52), (55), (56) и (57), которыми в дальнейшем
будем пользоваться.

§ 53. ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ДАЛЬНЕГО '
ДЕЙСТВИЯ. РАСЧЕТ СТАЛЬНЫХ ТРУБ НА ПРОЧНОСТЬ

Для строительства подземных газопроводов применяются легко
свариваемые стальные трубы по ГОСТ 3101—46, 301 ——50, 4015—52,
1753—53, а при отсутствии их — по согласованию с Госгортех-
надзором по ГОСТ 3262—55 или чугунные по ГОСТ 5525—50.

Трубы по. ГОСТ 1753—53 и 4015—52 должны быть первого
сорта, а трубы по ГОСТ 3101—46 — относиться к I классу [78].

Ю Э. X. Одельский
Наиболее употребляемые размеры стальных бесшовных труб по
ГОСТ 301—50 приведены в табл. 40. Сортамент стальных элек-
тросварных труб диаметром от 426 до 1420 мм по ГОСТ 4015—52
дан в табл. 41.

Таблица 40

Диаметр условного	Наруж- ный диа-	Толщина стенки, мм							
		6.	7	8	9	9,5	10	11	12
прохода, мм	метр, мм		Теоретический вес 1 пог. м в кгс (уд. в.ес стали  785.0 кгс/м3)						
200	219	31,52	36,60	41,63	46,61	49,08	51,54	56,43	61,26
250	273	.—.	45,92	52,28	58,60	61,73	64,86	71,07	77,24
300	325		—	62,54	70,14	73,92	77,78	85,18	92,65
350	377	—'	—	.—,	—	—	90,51	99,23	108,02
400	426	—	—	, —	—	—		112,58	122,52

Таблица 41

Диаметр условного прохода, мм	Наружный, диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм							
		7	8	9	10	11	12		14
		Теоретический вес 1 пог. м в кгс (уд. вес стали , 7850 кгс/м3)							
400	426	72,3	82,46	92,56	102,6	112,6	122,5	122,5	—
450	478	81,3	92,72	104,1	115,4	126,7	137,9	—	—
500	529	—	102,78	115,4	128,0	140,5	153,0	—	—
600	630	—	122,70	137,8	152,9	167,9	182,9	—	—
700	720	—	—	157,8	175,2	182,3	209,5	—	—
800	820	—	-	180,0	199,8	219,5	239,1	258,7	278,3
900	920	—	—	202,2	224,4	246,6	268,7	290,8	312,8
1000	1020	—	•—*. ,	224,4	249,1	273,7	298,3	322,8	347,3
1100	1120	.—.	—	—	273,7	300,8	327,9	354,9	381,8
1200	1220	—		—	298,4	328,0	357,5	387,0	416,4
1300	1320	—•	—	—	323,0	355,0	387,0	418,0	450,9
.1400	1420	—	—	—	—	382,2	415,7	451,1	485,4

При расчете труб на прочность- определяется минимальная тол-
щина стенки трубы, которая обеспечивает при заданных условиях
работы газопровода его прочность и надежность.
Толщина стенки трубы определяется по выражению

Ь РВнар

8 = ТЖГ’

где о—толщина стенки трубы, см;

Р — давление газа внутри трубы, кгс/см2;

~ наружный диаметр трубы, см;

Рг — допускаемое напряжение, кгс/см2.

Допускаемое напряжение вычисляем по выражению

Р. «
г п

где с — предел текучести металла, кгс/см2. Предел текучести ме-
талла для стальных газопроводных труб принимается
₽= 2600 кгс/см2 или о2 = 3300 кгс/см2 в зависимости от
назначения трубопровода;

п — коэффициент запаса прочности; для линейных участков
газопроводов принимают и—1,7; для более ответствен-
ных участков газопровода (переходы через реки, болота,
железные дороги, автодороги с покрытием и т. п.) п = 2.

Для строительства подземных газопроводов, кроме стальных
труб, могут применяться:

а)	трубы из стеклоцемента на однонаправленном стекловолокне
и глиноземистом (быстросхватывающемся) цементе марки 400; проч-
ность при изгибе 900—1300 кгс/см2, объемный вес 7= 1,8 тн/м?;
материал обладает диэлектрическими и антикоррозийными свой-
ствами, что исключает необходимость в комплексной защите с по-
мощью изоляционных покрытий труб от коррозийных воздействий
(почвенной и электрической коррозии). Производство стеклоцемент-
ных труб любых диаметров и требуемой толщины стенки осуще-
ствляется наматыванием на цилиндрический шаблон последова-
тельно слоев из стекловолокна и глиноземистого цемента. Стыко-
вание труб производится наматыванием на стык. последовательно
слоев требуемой толщины из стекловолокна и глиноземистого
цемента. Так, для диаметра магистрального газопровода ,ОВН =
= 800 мм и давления газа в нем Р •== 50 ата толщина .стенок
такой .трубы составит 8 — 40 мм при весе .1 пог. м О = 200 кг/пог. м
вместо 220 кг/пог. м стальной трубы при толщине стенки 11 мм.
Стоимость ниже стальных;

б)	предварительно напряженные железобетонные трубы с на-
несением внутреннего пленочного покрытия (из полиэфирной смолы
холодного отвердения), исключающего утечки газа через стенки
железобетонных труб.
§ 54.	КОМПРЕССИЯ ГАЗА. КОМПРЕССОРЫ И ИХ ЭЛЕМЕНТЫ. '

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ КОМПРЕССОРА

И МОЩНОСТИ ГАЗОВОГО ДВИГАТЕЛЯ

Сжатие газа для транспорта его на дальние расстояния произ-
водится компрессорами с приводами главным образом от двига-
телей внутреннего , сгорания, работающих на имеющемся горючем
газе, или реже от электромоторов переменного тока.

Газомоторные компрессоры представляют собой агрегаты, со-
стоящие из приводного двух- или четырехтактного двигателя

Рис. 37. Продольный разрез газомоторного агрегата марки 10 ГК-1-

с вертикально или 11-образно расположенными силовыми цилин-
драми и горизонтально расположенными компрессорными ци-
линдрами, установленными на общей фундаментной раме с общим
коленчатым валом.

. В данной книге мы ограничимся описанием -поршневых компрес-
соров. Подробнее о поршневых и турбокомпрессорах, а также
о других нагнетательных машинах см. в специальной технической
литературе, справочниках, например [29, гл, 15].

На рис. 37 изображен продольный разрез, компрессорного ци-
линдра — наиболее распространенного газомоторного агрегата марки
10 ГК-1, применяемого на компрессорных станциях магистральных
газопроводов. Обозначения, следующие: 1— фланец всасывающего
патрубка; 3 — корпус цилиндра; 8 — гильза цилиндра;. 2 — пор-
шень; 11 —шток поршня; /3 — уплотняющий сальник; 9 — всасы-
вающий клапан; 6 — нажимной стакан всасывающего клапана (кор-
пус); 14 — нагнетательный клапан; 7 — фланец нагнетательного
патрубка; 4 — цилиндр регулировки вредного пространства (произ-
водительности); 5 — штурвал привода шпинделя;. 12 — контргайка*
штока;. 10 — шпилька крепления цилиндра компрессора к раме
продувочного насоса агрегата.

- На рис. 38 изображен поперечный разрез двухтактного двига-
теля газомоторного агрегата марки 10 ГК-1. На этом рисунке обо-

значены: 1 — коленчатый вал; 2 — силовые шатуны, двигателя;
3 — главный шатун; 4 —ползун; 5 —шток; 6—- поршень продувоч-
ного насоса; 7 — холодильник масла; 8— газовыхлопной трубо-
провод; 9 — клапан ручной регулировки газа; 10 •—'газовпрыскиваю-
щий клапан; 11— боббина.
Технические характеристики некоторых газомоторных компрессов
ров, применяемых на компрессорных станциях магистральных газо-
проводов, приведены в табл. 42.

Таблица 42

Показатели	Марка газокомпрессора			Примечания
	10 ГК-1	10 ГЦ-4	10 ГК-5	
Производительность, нл?]ч,  Давление на приеме, ата  Давление нагнетания, ата	22000  25  55	28000  23  42	16900  11  26	
Число цилиндров	3	4	5	др-1
Диаметр цилиндра, мм	197	197	197	к
Ход поршня, мм	356	356	356	XV
Число оборотов колен- чатого вала в минуту	300	300	300	5
Число ступеней сжатия	1	1	1	[29,
Число всасывающих и нагнетательных клапанов на' каждом цилиндре	4	4	4	а о  о т.
Расположение цилин- дров	Г	оризонтальное		хо о Ой §
Тип компрессора	Двойного действия			о
Механический к. п. д.	0,95	0,95	0,95	о 1=5
Объем вредного про- странства при закрытой регулировочной полос- ти, %  То же при открытой регулировочной полос- ти, %	8,7  30—35	8,7  30—35	8,7  30—35	га

Опорными характеристиками поршневого компрессора являются
следующие показатели:

Д — диаметр компрессорного цилиндра;

5 — ход поршня;

. п — число оборотов коленчатого вала в минуту;

к — число параллельно работающих цилиндров;

I — число, характеризующее одинарное и. двойное действие
компрессора; для компрессоров двойного действия I = 2;
Е$ — вредное пространство (отношение вредного объема к описы-
ваемому поршнем объему); величина вредного пространства
составляет Ео — 0,10 01,15;

О —вес компрессора.

,  Для определения производительности поршневого компрессора
требуется предварительно вычислить коэффициент наполнения,
(прдачи) т]Н№ по выражению

1

'^нап:= ^оФ = фВ — До[(Д)т — 1 к	(69)

\	* вс/	Д 1

где ^нап — коэффициент наполнения (подачи), представляющий от-
ношение действительного объема подачи компрессора
к объему, описываемому поршнем;

7]0 — волюметрический, или объемный, к. п. д. компрессора,
оценивающий степень использования рабочего объема
цилиндра;

ф — коэффициент, учитывающий влияние нагрева газа при
 всасывании от горячих стенок цилиндра, степень не-
. плотности поршня, сальников и клапанов, а также сте-
пень тщательности сборки и т. п.:

ф = 0,85 — 0,95;

Рпс— давление газа на приеме-(всасывании), ата;

Рг — давление газа после сжатия, ата;

т — показатель политропы сжатия, принимаемый равным
1,20 — 1,35.

Секундный объем газа при давлении Рвс, определяемый по
описываемому, поршнями компрессора объему с учетом коэф-
фициента наполнения Т]Й8П,

5 к?) мЧсек.	(70)

По величинам Усек и Рвс определяется производительность
компрессора в нмъ/ч по выражению

Уо — 3600 УсекРвс нм3/ч,	(71)

х Анализ выражений (69), (70) и (71) показывает, что произво-
дительность поршневого компрессора при неизменном числе обо-
ротов не является постоянной величиной, зависит главным обра-
зом от Р^ и колеблется в широких пределах.

Определение потребной мощности' для компрессии газа произ-
водится по известному выражению термодинамики:

ГП—1

А = —Р V	П л- С" (72)

т— -1 вс- сек	тц.75	1 )
/ р \0,26

А -1 Л..С:	(73)

.\* ВС/

где т] — к. п. д. компрессора, принимаемый равным 0,75. Осталь-
ные буквенные обозначения приведены выше. Для т = 1,35
и т]ком^0,75 выражение (72) примет вид

№ =±= 0,20Уо

В выражении (73) Уо — часовая производительность поршневого
компрессора, нм?/ч.

Пример 22. Определить производительность компрессора й мощность газо-
вого двигателя завода «Борец» марки МК-2 при Г = 178 мм; 8 = 355 мм;
Ео =0,1; п = 300 об/мин; к = 2; / = 2; Р1 = 35 ата; Д = 300 л. с.; О = 18,5 тн;
РвС — 9 ата.

Р е щ е н и е. Коэффициент наполнения к]нап находим по выражению (69):

1

1

Секундный объем газа при давлении на приеме Рвс.= 9 на основе вы-
ражения (70) составит

лВ2 п

Ксек = 4 $ (эд Чнап^ =

л-0,1783	300

=---------• 0,355 -ед-  0,74  2  2 = 0,126 мР/сек.

Производительность компрессора, определяемая по выражению (71),
Ко = 3600 Рсек-Рвс = 3600-0,126-9 ^ 4080 нм?/ч.

Мощность газового двигателя внутреннего сгорания вычисляется по выра-
жению (72):

т—-1

т — 1 ^вс^сек	757] -

1,2—1

1,2 л Г/35 \ 1’2 Л 10 000

= -|>2 —1 ’9'0,126 1-д-}	— 1 I 75-0,75 300 л' с'

Пример 23. Определить для компрессора завода «Борец» (характеристика
приведена в примере 22) его производительность и мощность газового двига-
теля, если давление природного газа на приеме Рвс = 17,5 ата.

Решение.

1

^нап = 0-9 (1 - 0,1[('У ’2 - 11] = 0,83;

л-0,1782	300

1/сек =--—-0,355--ед--0,83-2-2 = 0,141 /ж/сек;

Ко = 3600-17,5-0,141 « 8800 нл3/ч;
1,2-1

1,2	, Г/ 35	1 10 000

Л/= 1,2—1 ‘17'5’0’141 Ц 17,5)	~ 1| 75-0,75	352 л' с-

Приведенные примеры 22 и 23 служат иллюстрацией, под-
тверждающей положение, по которому производительность порш-
невого компрессора при неизменном числе оборотов Колеблется
в широких пределах и зависит главным образом от величины дав-
ления на приеме Рвс.

§ 55* ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

На рис. 39 изображена принципиальная схема компрессорной
станции магистрального газопровода.

Газ, поступающий с промыслов по трубопроводу 1, направ-
ляется сначала в пылеотделитель 2 для очистки от крупной пыли

Рис. 39. Принципиальная схема компрессорной станции
'газопровода.

магистрального

и частично от взвешенной влаги, а затем в сепаратор 3 'для отде-
ления мелкой пыли и остатков взвешенной влаги.

В случае ремонта пылеотделителя 2 и сепаратора 3 газ направ-
ляется по обводной линии 4. Удаление из пылеотделителя 2
и сепаратора 3 осевших в них жидких и твердых частиц произво-
дится через продувной трубопровод 7, отводящий осадки в про-
дувочную емкость 8, соединенную со свечой 9, которая обеспечи-
вает безопасный выпуск газа в атмосферу во время продувки
пылеотделителя»и сепаратора.

Из сепаратора 3 газ проходит через регулятор давления 5, на-
значение которого — поддержать установленное давление в прием-
ном коллекторе 10', после регулятора давления 5 устанавливается
счетчик 6 для замера количества газа, поступающего в ком-
прессоры.

Из общего приемного коллектора 10 газ поступает к каждому
компрессору К по отдельным отводам 14, а сжатый газ по выкид-
ным линиям 15 подается в выкидной коллектор 16. На выкидной
линии 15 предусмотрен предохранительный клапан 17, выпускаю-
щий газ в приемную линию 14 через обвод 18 в случае повыше-
ния давления сверх допустимого. На обводе 18 устанавливается
задвижка, при открывании которой соединяют выкидную линию 15
с приемной 14, что дает возможность выпустить газ из компрес-
сора при его остановке или перевести компрессор на холостой
ход при пуске агрегата.	•

От выкидной линии 15 делается отвод 19, соединяющий вы-
кидную линию со свечой 9 и позволяющий осуществить продувку
компрессора после остановки.

Из нагнетательного коллектора 16 газ поступает сначала
в маслоотделитель 20 для очистки от частиц масла, захваченных
газом из компрессоров, а затем в холодильник 21 и в сепаратор
22 для очистки от взвешенной влаги, образовавшейся после охлаж-
дения газа.

Маслоотделитель 20 и сепаратор 22 имеют обводы 23 для вре-
менного выключения их на ремонт или очистку. Оседающая
в маслоотделителе 20 и сепараторе 22 жидкость перепускается по
линии 24 в продувочную емкость 25 с последующим выпуском
через вывод 26 на свечу 9.

После сепаратора 22 газ поступает в магистральный газопро-
вод (МГ) и проходит счетчик 27, учитывающий количество уходя-
щего из компрессорной станции газа;

Для подачи газа из трубопровода 1 в магистральный газопро-
вод, минуя компрессорную станцию во время аварии или ремонта ее,
предусмотрена обводная линия 28.

Для пуска двигателей устанавливаются баллоны со сжатым
воздухом 29, от которых проложен воздухопровод 30\ заполнение
баллонов 29 воздухом производится воздушным компрессором 31.

Из приемного коллектора 10 часть газа подается по трубопро-
воду 11 для питания газомоторов котельной и электростанции. Для
поддержания установленного давления газа перед газомоторами
устанавливается регулятор давления 12 с обводом (байпасом). Для
учета расхода газа газомоторами устанавливается счетчик 13.
§ 56.	ОБОБЩЕННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОПРОВОДА
ДАЛЬНЕГО ДЕЙСТВИЯ

Выражение (52), полученное на основе .достижений теорети-
ческой гидромеханики, по своей сущности и структуре приводит
к представлению об обобщенной характеристике газопроводов
И дает возможность обосновать выбор оптимальной схемы транс-

порта газа на дальние рас-
стояния.

Приняв в выражении (52)
Р2 = 0, получим

р! д5,25

~ 305 Г2д,Т’

В выражении (74) величи-
на Ькр, названная критической
длиной газопровода, представ-
ляет собой условную, вооб-
ражаемую длину газопровода,
в конце которого давление
газа Р2 = 0. Эта величина
является вспомогательной,

Рис. 40. Обобщенная характеристика лю-
бого' газопровода в безразмерных коор-
Р2	Ь

динатах -5- и ,—.

1	Мер

удобной для последующих расчетов и исследований.
Преобразовав уравнения (52) и (74), получим

4= 1/1”	А	(75)

О	*	ЬКр

Уравнение	(75)	представляет собой	обобщенную	характеристику

любого газопровода и	выражает закон	изменения	давления по длине

газопровода. Положив — = 0,1; 0,2; 0,3; ... ; 0,9 и 1, получим
ькр

в безразмерных координатах -А и у- кривую (рис. 40), изобра-
*1 ^кр

жающую изменение давления газа по трассе любого газопровода.

Анализ обобщенной характеристики (рис. 40) показывает, что
работа любого газопровода, срабатывающего начальное давление
газа Рг ата до конечного давления Р% ата, происходит по сле-

дующей схеме:

а) на части трассы газопровода с характеристикой

Д<0,75
Икр

отношение давлений газа как упругой среды меняется почти по
линейному закону при медленном падении давления, как для не-
сжимаемых жидкостей;

на части трассы газопровода с характеристикой > 0,75
происходит быстрое падение давления, при котором срабатывается
значительная часть располагаемого давления на небольшой части
трассы с резким отличием от характера транспорта несжимаемых
жидкостей;

в) из кривой (рис. 40) следует, что на участке трассы любого
газопровода протяженностью — 0,75, считая от компрессорной
станции, расходуется остаток давления, равный почти половине
располагаемого давления Рг ата. и на остальной части трассы
газопровода протяженностью 7— Я2 0,25 расходуется остаток дав-

Лкр

ления, равный почти половине располагаемого давления.

Природный газ после сжатия в компрессорной станции и обра-
ботки на газолиновом заводе поступает в магистральный газо-
провод с температурой / = ' 30 35° С и давлением Р — 30—55 ата.

По мере движения в магистральном газопроводе природного
газа происходит понижение его температуры, при этом изменение
температуры газа по трассе газопровода зависит от ряда факторов,
а именно:

I), И, /гр, Хгр,Д

где V — производительность газопровода, нлР/ч-,

П — диаметр газопровода, м‘,

к— глубина заложения газопровода, ж;

1Х — температура газа при поступлении в магистральный газо-
провод, ° С;

/гр — температура грунта на глубине залегания газопровода, ° С;
х — расстояние по трассе газопровода от. компрессорной
станции, м.

Изменение температуры газа при движении его в магистраль-
ном газопроводе с точностью, достаточной для практических целей,
подчиняется зависимости [6]

^гр

4 — (гр

1

кРк ’
/ Уус X

(76)*

где / — температура газа на расстоянии х от компрессорной, °С;
к — коэффициент теплопередачи от, газа через стенку в грунт;

ккал/м2 • град-, к для рассматриваемого случая опреде-
ляется по выражению [6]

2

/г — -д—-—ккал/м?  ч • град.	(77)

'тр

* Нельзя признать обоснованным замечание [29, стр. 358]'о том, что'зави-
симость (76) дает значения температур газа, отличающиеся от практически на-
блюдаемых. Небрежное определение исходных величин (Хгр, /г, /,-р' и др.)
в условиях практики при испытании грунтов неизбежно должно, привести
к искажениям.	 •
Анализ выражений (76) и (75) показывает, что в начале магис-

трального газопровода от компрессорной станции происходит:

а)	незначительное, едва заметное падение давления газа почти
по линейному закону;

б)	резкое падение температуры газа по экспоненциальному
закону.на сравнительно коротком расстоянии — 10—15 км от ком-
прессорной станции.

§ 57. ПРОСТЕЙШАЯ СХЕМА ДАЛЬНЕГО ГАЗОСНАБЖЕНИЯ С ОДНОЙ
ГОЛОВНОЙ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИЕЙ НА ПРОМЫСЛАХ
(БЕЗ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ)

Простейшая схема газоснабжения от места добычи газа до мест
потребления его изображена на рис. 41 и состоит из:

а)	компрессорной станции, сооружаемой на месте добычи газа
(на промысле в пункте А). В компрессорной производится сжатие

А	м* А /грс/

Р?шв	от

Рис. 41. Простейшая схема дальнего газоснабжения с одной
компрессорной станцией на месте добычи газа.

Рис. 41 а. К расчету эквивалентного диаметра участка магистрального
- газопровода.

газа до требуемого давления Рг ата (о принципиальной схеме
компрессорной см. § 55);

б)	газопровода дальнего действия (диаметром рвн и длиною I км),
по' которому транспортируется газ от места добычи др газорас-
пределительной станции у мест потребления (пункт Б). Давление
газа у ГРС должно быть равно заданному Р2 ата.;

в)	газораспределительной станции (ГРС), сооружаемой 'в пункте
Б потребления газа.
Исходные величины:

V — часовая производительность газопровода, нм?/ч-,

I — длина трассы газопровода, км\

Р% — конечное давление газа в конце газопровода (в пункте Б
у ГРС), ата-,

То — удельный вес газа, кг/нм9',

Т — среднегодовая температура газа на глубине залегания
газопровода, °К.

Искомые величины:

Ввн —диаметр газопровода, мм\

- Рх—-давление сжатия газа, ата.

Гидравлический расчет газопровода высокого давления дальнего
действия может производиться по одному из выражений (52), (55),
(56) и (57), в которых неизвестными являются две величины:
Рвн и Рг. Задавшись одной из них, например Пвн, определяют
величину давления сжатия газа Рг ата, при этом, разумеется,
возможно множество решений.

Основным вопросом экономики проектирования газопроводов
дальнего действия является выбор таких величин диаметра газо-
провода Овн и давления Рг ата, которые обеспечили бы из
множества возможных решений Пвн и Рг при заданных условиях
передачи газа наименьшие эксплуатационные затраты по газовой
сети и компрессорной.

Для газопроводов, работающих на всем протяжении трассы
от одной компрессорной станции, расположенной на промыслах
в пункте А, величина оптимального диаметра .газопровода Может
быть определена из выражения вида [6]

/ у \0.38

Цшт = 1.6 (ТоТГ)0-19	мм.	(78)

В выражении (78) известными являются:

То— удельный вес газа, кг/нмР,

Т — среднегодовая абсолютная температура газа, °К;

Ь — приведенная длина трассы газопровода, км',

V — часовая производительность газопровода, нм9/ч',

Р% — давление газа в конце газопровода в пункте Б- у ГРС, ата.

Выражение (78) дает возможность определить ©опт— величину
оптимального газопровода, обеспечивающую наименьшие эксплуата-
ционные затраты по газовой сети и компрессорной станции при
заданных условиях передачи газа.

В условиях практики часто делают на трассе газопровода АБ
с диаметром О мм ответвления к газовым потребителям (напри-
мер, в точках М, Н —рис. 41а) с часовыми расходами газа У'±,
У', ... , 1С. В этом случае оптимальный диаметр газопровода
определяют, по эквивалентному расходу газа Гэкв вместо V (рис. 41).

Величину Рэкв находят, исходя из следующего.
На участке АМ на основе выражения (52) имеем

Г>1 П! _______ 305-урГ	.

^5,25 17 6-М)’

на участке МН

(а)

на ’ участке НБ

' рз _______р$_____. ЗОб-урТ1

''н	р5,25 У 1^2-

Сложение уравнений системы (а) дает

(УШ + УЩ. + УШ)- -

(б)

Для расчетного расхода газа Вэкв с давлениями Р± ата и Р% ата
имеем

ре ре —. ЗОбуо'Г , ,2 ,	>

'х	г ъ — д5,25 гэкв-ь-	\а)

Сопоставление выражений (б) и (в) определяет искомую за-
висимость

К™ =	4+1/1. д+V УШ++УШ, -(г)

ЬП	Сп

где х() = Х1 = -Р, х2 =

Величина Нопт при наличии отбора газа из магистрального газо-
провода находится по выражению (78) с заменой величины
V на У5КВ.

Найденная из выражения (78) величина Оопт округляется до
размера по сортаменту труб (табл. 40 и 41) с подбором требуемой
толщины стенки по выражению § 53; полученный таким образом
размер внутреннего диаметра газопровода ДБН мм дает возможность
по известным величинам Овн, То> Т, Ь, V и Р2 определить из вы-
ражения (52) величину Р3 ата требуемого давления сжатия.

Пример 24. Требуется передать Рсут = 5•106 нм^сут природного газа по-
требителю, расположенному по намеченной трассе газопровода на расстоянии
Ь == 780 км. К газораспределительной станции потребителя газ ’ должен посту-
пать с давлением Р2 = 10 ата. Предел текучести стали, из которой изготов-
лены трубы, я = 3300 кгерм2-, относительный вес газа 5 = 0,62; температура
газа в газопроводе может достигнуть Т — 288°К.

Решение. Расчетная часовая производительность газопровода

,, Рсут 5-Ю6

V =	=------= 208 000 л?/ч.

24	24 .,	'

Удельный вес газа

70 = 0,62 • 1,293 = 0,8 кг/нм?.
По выражению (78) вычисляется величина Ропт ИЗ условия работы одной
головной компрессорной станции на промыслах:

(|/ \0 38

-р-1 ' =‘1,6(0,8-288-780)°’19 X

га /

с 208 000 \о,38

-—10— I	= 720 мм.

Полученный диаметр Оопт = 720 мм соответствует наружному размеру
трубы по сортаменту (табл. 41).

.Задавшись толщиной стенки трубопровода 8=10 мм, получим размер
внутреннего диаметра трубы газопровода

Овн = Оопт — 28 = 720 — 20 = 700 мм.

Величина давления сжатия ата для Впн = 700 мм, определяемая по
выражению (53), составит

Р1 + 305

1/21о7У.

р5,25 “

= 1/10* + 305208 0002-0,8-288-780 = 52

У	7005,25

Минимальная толщина стенки трубы, обеспечивающая при заданных .усло-
виях работы газопровода его прочность,

. РгРнарП 52-72-1,7
0_ 2а - 2-3300

§ 58.	СХЕМА И РАСЧЕТ ДАЛЬНЕГО ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ КОМПРЕССОРНЫМИ СТАНЦИЯМИ НА ТРАССЕ
МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

. Дальнее газоснабжение со значительной протяженностью маги-
стрального газопровода — 600—1500 км и более — может быть
осуществлено по простейшей схеме (§ 57) с одной головной ком-
прессорной станцией на промыслах. Существенным недостатком
такой схемы является большой расход металла в трубах, несмотря
на подбор величин диаметра газопровода Овн и давления сжатия
Дх ата, которые обеспечили бы наименьшие эксплуатационные
затраты, по газовой сети и компрессорной станции.

В настоящее время для дальнего газоснабжения со значитель-
ной протяженностью магистрального газопровода I > 400 км при-
меняют схему газоснабжения, изображенную на рис. 42 и состоя-
щую из:

а)	головной компрессорной станции, сооружаемой на месте до-
бычи газа (на промысле в пункте А). В этой компрессорной стан-
ции производится сжатие газа до требуемого давления Д ата\

б)	газопровода дальнего действия (диаметром Овн и длиною
I км, по которому транспортируется газ от места добычи до газо-
распределительной станции у места потребления .-(пункт Б).. Дав-
ление газа у ГРС должно быть, равно  заданному Р2 ата-,

в)	промежуточных компрессорных станций, расположенных
по трассе магистрального газопровода в пунктах. Л, М и Н,

куда поступает газ с давлением
Р'ъ ата<Р1 ата. В промежуточ-
ных компрессорных станциях
производится сжатие газа до
давления Рг ата-,

г)	газораспределительной
станции (ГРС), сооружаемой
в пункте Б потребления газа.

Исходными величинами для
выбора оптимальной схемы
Дальнего газоснабжения с про-
межуточными компрессорными
станциями на трассе магистраль-

Рис. 42.. Схема дальнего газоснабжения
с промежуточными компрессорными
станциями.

ного газопровода являются:

Г — часовая производительность газопровода, нм3/ч-,

I — длина трассы газопровода, км\

Р2 — конечное давление газа в конце газопровода (на рис. 42—
в пункте Б у ГРС), ата-,

То — удельный вес газа, кг/нм3-,

Т — среднегодовая температура газа на глубине залегания
газопровода, °К.

Искомые величины:

— внутренний диаметр газопровода, мм\
Ру— давление сжатия газа, ата-,

тот— оптимальное количество промежуточных компрессорных
станций; '

— расстояние между промежуточными компрессорными
станциями, км.

Для исходных величии V, Г (приведенная длина газопровода),
Р2, То и Т определяются:

а)	величина Допт-—по выражению (78) для случая обслужива-
ния всей протяженности транзитного газопровода одной головной
компрессорной станцией на промыслах;

б)	для Допт — давление сжатия Ру ата по выражению (53).

. Для уменьшения затрат металла в трубах на сооружение маги-
стрального газопровода значительной протяженности (1 > 400 км)
диаметр его принимают О < рощ;; при этом для обеспечения
заданной производительности газопровода V нм^/ч возникает необ-
ходимость сооружения по трассе магистрального газопровода, про-
межуточных компрессорных станций, на которые возлагается Задача
сжать газ от Р'Л ата до Ру ата.' ' '	1

Для работы всех компрессорных станций на трассе магистраль-

11 Э. X. Одельский
него газопровода в одинаковых условиях с одинаковым оборудо-
ванием расстояния между промежуточными компрессорными стан-
циями принимаются сравнительно одинаковыми, с равными
падениями давления на участках между промежуточными ком-
прессорными станциями.

Примечание. При наличии на магистральном газопроводе ответвлений
к газовым потребителям величина Г>Опт определяется по выражению (78) с за-
меной величины V на 1/акв.

При наличии на магистральном газопроводе между двумя промежуточными
станциями ответвлений к газовым потребителям величина Йдкв определяется по
выражению (г) § 57.

Обобщенной характеристикой газопровода дальнего действия
(§ 56) исключается, как самый неэкономичный, вариант срабаты-
вания на участках между промежуточными компрессорными стан-
циями начального давления Рг ата до конечного давления Р^ата.

Исследованием на основе обобщенной характеристики газопро-
вода (§ 56) установлено, что оптимальное расстояние между про-
межуточными компрессорными станциями может быть определено
из выражения [6]

/ ' г г \ —1,13	/ г, \—0,131 , ,, \—1

0,13/1 —— (1-4-1	(4-1 =0, (79)

\	Г I	\	Г I I I I	' 7

\	^кр '	|_\	''кр /	3 \ ькр /

где 1-' — оптимальное приведенное расстояние между двумя про-
межуточными компрессорными станциями, юи;

— критическая длина газопровода для О<СРот, опреде-
ляемая по выражению (74).

Решение уравнения (79) дает

Ь' 0,б4р.	(80)

Из обобщенной характеристики газопровода (§ 56) для условия
1/^0,5Бкр имеем

или

Н = 0'7

(81)

Оптимальное количество промежуточных компрессорных стан-
ций по трассе магистрального газопровода (с учетом срабатывания
на участке трассы НБ (см, рис. 42) давления Рг ата до задан-
ного конечного давления Р% ата) определяется по выражению [6]

тот~ 2(4—1),	(82)

\ *-кр /

где Б— приведенная длина трассы газопровода, км.-,
Р'кр — критическая длина газопровода для Б) '< Б>опт.(/ои), опре-
деляемая по выражению (74).
Минимальное число • действующих компрессоров х на промежу-
точной компрессорной станции для требуемой производительности
магистрального газопровода V нл?1ч определяется по выражению

V

3600УсеКР2’

(83)

где Усек — секундный объем газа, подаваемый компрессором при
давлении на приеме Р' ата, определяемый по выра-
жению (70);

Р' — давление газа на приеме, ата.

Из выражения (83) следует, что для требуемой производитель-
ности магистрального газопровода V нмР/ч и при неизменном дав-
лении сжатия Рх ата снижение давления на приеме приводит
к снижению производительности компрессора и, следовательно,
к неизбежному увеличению числа действующих компрессоров на
промежуточных компрессорных станциях.

Выполнение условий, удовлетворяющих требованиям выражения
(83), обеспечивает расчетную производительность магистрального
газопровода при минимальном количестве действующих компрес-
соров.

В случае, если давление газа на выходе из скважин Рскв ата
значительно ниже Р2 ата, на промыслах сооружают две компрес-
сорные станции: а) вспомогательную, на которой производится
сжатие газа от Рски ата. до ата, и б) головную, на которой
газ сжимается от Р2 ата до Рг ата, в этом случае головная
и промежуточные компрессорные станции идентичны и имеют
одинаковое компрессорное оборудование.

Изложенный метод выбора оптимальной схемы ‘транспорта газа
на дальние расстояния по магистральному газопроводу с промежу-
точными компрессорными станциями иллюстрируется следующим
примером.

Пример 25. Требуется транспортировать 1-'сут = 5-106 нлР/сут природного
газа потребителю, расположенному по намеченной трассе газопровода на рас-
стоянии Ь — 780 км. К газораспределительной станции потребителя газ должен
поступить с давлением Р2 « 10 ата. Предел текучести стали, из которой изго-
товлены трубы, а = 3300 Кгс/см2; относительный вес газа 5 = 0,62; температура
газа в газопроводе .может достигнуть Т = 288° К . (см.. пример 24 и .его ре-
шение). •	'	’	• \	;....

Решение. Расчетная -часовая производительность газопровода

^сут 5-10°

 V =	24 " — 208 000 ниР/ч. ”•	1 .

Удельный вес природного газа	‘

7о = 0,62-1,293 = 0,8 Кг/нм3.

И*
По, выражению (78) вычисляется • величина Ропт из условия работы одной
головной компрессорной станции на промыслах без промежуточных компрес;
сорных станций на ‘трассе магистрального- газопровода:

Сопт= 1,6 (ГО77,)0’19 (_ 1>6 (0.8-288-780)0119 X

\ г'а )

/ 208000

X I —— I = 720 мм.

Полученная1 величина диаметра11 Роп'г = 720 мм соответствует наружному
размеру трубы По сортаменту (табл. 41}.

Приняв толщину стенки трубопровода 8 = 10 мм,< получим размер внутрен-
него диаметра трубы газопровода

Двн = Оьпт 28 ==. 720 —20 = 700 'мм.  

Величина давления1 ’ сжатия 7} ата 'для В'вв — 700 мм, определяемая по
выражению (53), составит	> 1

^.+ Зе&1<^ =

: /|/102 + 305 ^0°Р2--0-8-288’780^52 ата. ‘
Г 	‘ ‘ ' 760е'25 - ‘	’

Для сокращения затрат металла на строительство магистрального газопро-
вода в качестве варианта принимается диаметр трубопровода О = 630X9 мм
(Овн == 612 мм).	'	1

Для газопровода с ОвН = 612 мм *и Р, = 52 ата критическая длина I,
определяется по выражению (74):

Р1Г^ЛЬ	пог 61О5-25

Т  =	... =_____ЬЫ______________= 394 км.

к₽ 30бУ2Пв-	30 5 -208 0002- 288 • 0,8

.Оптимальное расстояние между двумя промежуточными компрессорными
станциями, вычисляемое по выражению (80),

7.' = 0,5Л' = 200 км.

кр

Оптимальное количество промежуточных компрессорных станций на трассе
магистрального газопровода определяется по выражению (82):

О /	' 1 \	9/780	~ 9

^ОПТ — 2 [	' *	1 — 2 /	1)^2.

\ Ькр /	)

Давление газа нВ приёме в промежуточных компрессорных станциях нахо-
дится по выражению (81):

Р'2 = 0,7 Рг = 0,7-52 = 36,4 ата.

Требуемая мощность на сжатие газа-на каждой промежуточной компрессор-
ной станции, согласно выражению (73), равна

г/р, \0.26 я	Г/.52 \О,26	}

= 0,201/ — I — 1 =0,20-208 000 1-324]	— 1 = 4000 л. с.
Производительность газомотокомпрессора типа 10 ГК-1 (табл. 42), пропор-
циональная давлению газа на приеме РЕС для = 36,4 ата вместо Р,х =
= 25 ата (табл. 42),

1/компр = 22 000	= 22 000	= 32 000 нм3/ч.

Р вс	25

Количество действующих газомотокомпрессоров типа 10 ГК-1 на промежу-
точной компрессорной Станции должно быть

_ У _ 208 000 _

^компр 82 000

Результаты расчетов варианта газопровода с диаметром П = 520X8 Мм
и = 52 ата и сопоставления приведены в табл. 43.

Уместно отметить, что всякий иной вариант размещения промежуточных
компрессорных станций против указанных в табл. 43 будет менее экономичным
по расходу энергии на сжатие газа на промежуточных компрессорных станциях
и не приведет к существенному сокращению количества компрессоров.

Так, если для варианта магистрального газопровода с диаметром О2 =
= 529 X 8 мм осуществить не шесть промежуточных > компрессорных станцЛ,
а, предположим, четыре с расстоянием между ними Ь" = 150 км, то в таком
случае будем иметь:

а)	давление газа на приеме в компрессорных промежуточных станциях

305К2то77,"
р5,25
вн

= ]/52*-

305-208 000а-0,8-288-150

2,24-1013

ата;

б)	мощность на сжатие газа на каждой промежуточной компрессорной стан-
ции вместо Л^э = 4000 л. с, составит

Г/ Р, 0-26	1

/Уэ = 0,20К -Л 1 — ! =

Г/52\о.2б	1

= 0,20 -208 000 -не-|	1 = 8400 л. с.

| \ лО /	I

Мощность на сжатие газа на четырех промежуточных компрессорных
станциях

ХЛ'а = 8400 -4 = 33 600 л. с.;

в)	вместо семи действующих компрессоров типа 10 ГК-1 на одной проме-
жуточной компрессорной станции потребуется

V 208 000

Х’“^КОМпр-“22 000 ~10шт-

На четырех промежуточных компрессорных станциях количество действую-
щих компрессоров типа 10 ГК-1 равно

1х = 4-10 = 40 шт.

13 5-й графе табл. 43 в скобках приведены для сравнения показатели для
ЮПрийНТП магистрального газопровода с диаметром = 529X8 мм с четырьмя
промежуточными компрессорными станциями.

П р и М е Ч ОII и е, Решение примера выполнено с допущением, по которому
давление газа па приеме компрессоров 10 ГК-1 равно _Р2 = 36,4 ата. Выпуск
новых конструкции компрессоров с давлением газа на приеме Р' >• 25 ата
является настоятельно необходимым.	, ®
Наименование	Единицы измерения	Показатели		
		Вопт = 720X10	Д1 = = 630 X9	=  = 529 X8
1	2	3	4	- 5
Часовая производитель-			208000	
ность газопровода	нмъ]ч	208000		208000
Длина трассы газопро- вода	КМ	780	780	780
Диаметр газопровода	мм	720 X 10	630 X 9	529X8
Давление газа на нагне- тании	сипа	52	52	52
Критическая длина газопровода Л	км	—	394	208
Осредненное расстоя- ние между промежуточ- ными компрессорными станциями Ь' = 0,5Ткр	км		290	100 (150)
Число промежуточных компрессорных станций  / 1 \  топт 2 |	• 	 1 ]	шт.		2	6  (4)
\ /  Давление газа на прие- ме в компрессорных р’ станциях = 0,7 ?!	ата		36,4*	36,4*
Требуемая мощность на сжатие газа на про- межуточных станциях	л. с.			8000	24000  (33600)
Годовой расход энер- гии на сжатие газа на промежуточных компрес- сорных станциях	Л. с.-ч		68-10°	204-10° (287-10°)
Количество деист вую- щих газомотокомпрессо- ров типа 10 ГК-1 на про- межуточных компрессор- ных СТАНЦИЯХ	шт.		14	42  (40)
Требуемая толщина сменки газопровода	.мм	10	9	8
Вес 1 пог. м газопро- вода	' кг/пог. м	175Д	137,8	103
Расход металла на магистральный газопро- вод	Т	137000	107000	80,000

* См. примечание в конце этого параграфа.
§ 59. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
С УЧЕТОМ РАСХОДА ГАЗА НА СОБСТВЕННЫЕ,НУЖДЫ
ГАЗОМОТОРНЫХ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

На рис. 43 изображена схема магистрального газопровода, со-
стоящего из головной компрессорной станции (пункт А), проме-
жуточных компрессорных станций (в пунктах К, Л, М и Н) в ко-
личестве т штук на трассе газопровода и газовой распредели-
тельной станции (пункт Б).

На участке НБ трассы магистрального газопровода транспор-
тируется по направлению к ГРС расчетное количество газа V нм^ч-,
на участке АК — V нмъ/ч и добавочное количество газа на соб-
ственные нужды всех промежуточных компрессорных станций
в количестве т штук на трассе газопровода; на участке трассы

МН	Б

9---е----57-о

// нм /ч	ррр

Рис. 43. Схема магистрального газопровода с промежуточными
компрессорными станциями.

КЛ- V нл'С'/ч и добавочное количество газа на собственные нужды
всех последующих промежуточных компрессорных станций и т. д.
Обозначения следующие:

V — часовая производительность магистрального газо-
провода, нм91ч\

т — число промежуточных компрессорных станций
на трассе магистрального газопровода;

Унб, Имн, Рлм часовая производительность на участках трассы
магистрального газопровода между промежуточ-
ными компрессорными станциями НБ, МН,
ЛМ и т. д., няР/ч-,

а —доля часовой производительности участка газо-
провода, расходуемая газомоторными компрес-
сорными станциями;

Ь — удельный расход газа на 1 л. с.-ч-, в последую-
щем величина Ь принимается для природного
газа равной 0,35 нм'/л. с.-ч.

С учетом принятых обозначений часовой расход газа на участ-
ках трассы газопровода должен составить:

Нмн = V -|- а!7 = V (1	а);

Улм -— V (1	а)  аУ (1 а) == У(1  | - а)2;

(84)

Кдк = Н(1
Требуемая мощность* на> сжатие  газа на*-промежуточной -ком-
прессорной станции,'расположенной'в пункте Н (ри'с.'43),‘ согласно
выражению (73); составит-	>

,^э.= 0,201/Г(ДГ6-1].

„	’	• 'г ' & '	.

• Величина а в системе уравнений (84) может быть определена
из выражения

,	Г / Р \ 0.26 *	1'

1/а- = 0,201/ (-4) —1р.	(85)

В левой части уравнения (85) член Иа означает расход газа
газомоторными компрессорами, выраженный в долях производи-
тельности газопровода на участке МН трассы. Член правой части
означает расход газа газомоторными компрессорами и равен произ-
ведению удельного расхода газа в нм?/л, с.-ч на мощность Мэ.
Подставив в выражение (85) значение Ъ = 0,35 нм?[л. с.-ч и произ-
ведя преобразования, получим значение величины а для случая
транспортирования природного газа:

а = 0,07 Р-)0’26-Я

1\р8 /	]

Подставив- значение а в последнее уравнение. системы (84),
получим зависимость вида

У.т. Г	/ Р. \0.26 Ът

АК=[ 1+0,07 НЧ —1 } 	(86)

I	1»\*2 /	_М

Для случая размещения газомоторных промежуточных компрес-
сорных станций по трассе газопровода на расстояниях, вычислен-
ных по выражениям (80) и (81), уравнение (86) примет вид

V-,,
4^= 1,006'".	(87)

Анализ выражения (87) показывает, .что при размещении газо-
моторных промежуточных компрессорных станций на расстояниях,
определяемых по выражениям (80) и (81), обеспечивается мини-
мальный расход газа на собственные нужды, который не влияет
на гидравлический расчет газопровода и может не учитываться.

При размещении промежуточных газомоторных компрессорных

Ь7	Р

станций на расстояниях — > 0,5 и ? > 1,415 расход газа на
Л<р ,

собственные нужды, несмотря на уменьшение числа промежуточ-
ных компрессорных станций, резко возрастает и при гидравли-
ческом расчете газопровода должен вычисляться, по выражению (86)
или другим [40].	,	.
Так, в примере для газопровода с О = 630 у9 мм (табл. 43)
^ак= 1,0062= 1,012,

V

т. е, расход газа на собственные нужды- всех промежуточных
компрессорных станций составляет 1,2% полезной производитель-
ности газопровода.

В том же примере для газопровода из труб с диаметром П2 =
= 529 X 8 мм (табл. 43) рассматриваются два варианта решения:

а)	с шестью промежуточными компрессорными станциями, рас-
положенными на расстоянии Ь' = 0,57/р:	- '

= 1,415,
'	' 2

для которых

_М = 1,006е = 1,036,

т. е. расход газа на собственные нужды всех шести промежуточ-
ных компрессорных станций составляет 3,6% полезной производи-
тельности газопровода;

б)	с четырьмя промежуточными компрессорными станциями:

= 2,08,

2

для которых

]/, ,	(	Г/ко\0,26‘	-04

= { 1 + 0,67 [(-§-) - 1]} = 1,055,

т. е., несмотря на меньшее количество промежуточных компрес-
сорных станций, расход на собственные нужды всех четырех про-
межуточных компрессорных станций составляет 5,5% полезной
производительности газопровода.

§ 60. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НА ТРАССЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
МЕСТА ВОЗМОЖНОГО НАЧАЛА ОБРАЗОВАНИЯ КРИСТАЛЛОГИДРАТОВ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Природный газ при поступлении в магистральный газопровод
из головной компрессорной станции имеет температуру 4 =
= 30 У 35° С и давление — 35 У 55 ата. »

На участке магистрального газопровода, начиная от головной
компрессорной станции, происходит, согласно выражению (76),
быстрое понижение температуры газа при едва заметном падении
давления (75).

По мере охлаждения природного газа по трассе магистрального
газопровода, появления воды в жидкой фазе вследствие конденса-
ции’ содержащихся в газе водяных паров и наличия высокого
давления возрастает опасность образования в газопроводе кристал-
логидратов углеводородных газов (§ 19). Поэтому обезвоживание
природного газа доводят до влажности несколько менее 60% при
самой низкой температуре, которая может возникнуть по трассе
газопровода (см. § 19 и работу [7]).

В § 19 приведены наиболее распространенные в газотранспорт-
ной технике способы осушки природного газа.

Целесообразно и оправданно сооружение обезвоживающего цеха
не на территории промысла, а в том месте магистрального газо-
провода, где возможно начало образования кристаллогидратов
углеводородных газов. При этом на участке трассы от головной
компрессорной станции до места расположения обезвоживающей
установки происходит естественное охлаждение природного газа
с неизбежной конденсацией водяных паров. Охлаждение газа
исключает в подавляющем большинстве случаев необходимость
в холодильной установке, конденсация же водяного пара приводит
к значительному уменьшению потребности в химических реактивах.

Выражение (76) позволяет определить расстояние х км по трассе
магистрального газопровода от головной компрессорной станции,
где возможно начало образования кристаллогидратов углеводород-
ных газов в газопроводах, транспортирующих природный газ.

Логарифмируя выражение (76) и произведя преобразования,
получим

<88>

где V — часовая производительность газопровода, нмя/ч;

Т'—удельный вес газа, кг/нм*;

Ср — теплоемкость газа, ккал/кг-град',

Г) — диаметр газопровода, л;

!г — коэффициент теплопередачи от газа через стенку в грунт,
ккал/м?-ч-град; определяется по выражению (77);

— температура газа в начале газопровода, °С;

/ — температура грунта на глубине залегания газопровода, ° С;

I— температура плавления (образования) кристаллогидратов
углеводородных газов при данном давлении; I опреде-
ляется из выражения (17) для начального давления Рг ата.

Пример 26. Из пункта И в пункт М по газопроводу с диаметром О — 309 мм
транспортируете^ природный газ в количестве V = 208 000 нжй/ч (7о=0,87 кг]нм?).
Температура газа, поступающего в газопровод после выхода из компрессорной
Станции, 1г = 35°С, начальное давление Рх = 30 ата, средняя- температура
грунта за зимний период на глубине залегания газопровода /г)3 ~ 2° С. Опреде-
лить расстояние по трассе газопровода от компрессорной станции до места, где
возможно начало образования кристаллогидратов углеводородных газов (грунт —
сухой суглинок с коэффициентом теплопроводности Хгр = 0,75 ккал/м-ч-град;
глубина залегания газопровода А = 1,5 м; теплоемкость природного газа Ср =
= 0,65 ккал/кг-град [29, фиг. 16]).
Решение, Температура плавления (образования) кристаллогидратов при
давлении Р± = 30 ата,' согласно выражению (17), равна / = 10,633 Р®’285 —
— 17,78 = 10,633 • ЗО0'28-5 — 17,78 10е С.

Коэффициент теплопередачи от газа в грунт, согласно выражению (77),
равен

о

—------------------= 1,62 ккал!лР-ч-град.

°’309 2 31е 4’1>5

0,75 ’ 8 0,309

Ч '2, е о

Подставив в выражение

(88) значения буквенных обозначений, получим

Л = 2,з^1е^_=
ЫО I -у- /гр

2,3-208 000’0,87-0,65	35 — 2

1,62-п-0,309	10 — 2 ~ 1°’6 км‘

Получение точного результата по выражению (88) требует особо
тщательного определения величин Хгр-, /гр, Н и Ср.

Этим методом автор книги зимой 1943/44 г. рассчитал расстоя-
ние от компрессорной станции и обнаружил место начала образо-
вания кристаллогидратов природного газа на одном из газопрово-
дов, при этом погрешность составила менее ста метров; кристал-
логидратные пробки в газопроводе были обнаружены на расстоянии
примерно 10 700 л от компрессорной станции.

. § 61. ПНЕВМАТИЧЕСКОЕ И ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Сваренный и уложенный в траншею участок газопровода под-
вергается пневматическому испытанию сначала воздухом, а затем
газом. Испытание сжатым воздухом делается по окончании соору-
жения каждого отдельного участка с помощью передвижных ком-
прессоров, а испытание газом — по окончании сооружения всего
газопровода перед сдачей его в эксплуатацию на участках между
двумя соседними компрессорными станциями [41]. Требуемые дав-
ления в газопроводе создаются компрессорами, установленными на
компрессорных станциях. Испытательное давление в газопроводе
должно превышать максимальное рабочее давление на 15%; т, е.

р -- 1 ыр

1 йсп. — 1 >маке*

По достижении испытательного давления в газопроводе ком-
прессоры отключаются от газопровода и производится наблюдение
по манометру за давлением газа в газопроводе в течение 72 часов.

Результаты пневматического испытания считаются удовлетвори-
тельными, если утечка газа из -трубопровода к концу испытания
не превышает 2% от объема газа, находившегося в газопроводе
в начале испытания. Величина утечки газа в процентах исчис-
ляется следующим образом.
Объем газа в содержащийся в трубопроводе  (с геометри-
ческим объемом Гтр), в начале испытания • при давлении Рнач ата
и абсолютной температуре Тиач составит

у = у Р

* нач * трх нач Т *

1 нач

Объем газа в нм5, содержащийся в трубопроводе (с тем же
геометрическим объемом Гтр), в конце испытания при давлении
Ркои ата и температуре 7К0Н составит

17 — V Р

* КОН „	* тр1 КОН 'Т'

э	1 кон

Утечка газа из трубопровода за время испытания в процентах
равна

ДГ = ^нач - УК0И . 100	100 (1 — ^он^нач \

^нач	\ *мач*кок/	7

Методика пневматического испытания магистральных стальных
газопроводов построена на основе выражения (89) и состоит в опре-
делении величин Рнач ата, Т11вГ. °К, РкОп ата и Ткок °К'с под-
становкой их значений в выражение (89), Результаты испытания
считаются удовлетворительными, если -ДГ < 2%,

Гидравлическое испытание смонтированных участков магистраль-
ного газопровода допускается при отсутствии на строительстве
компрессоров для пневматического испытания газопровода и в слу-
чае, если еще не закончен мрнГаж компрессорного оборудования
на ближайших компрессорных станциях. Гидравлическое испытание
стальных газопроводов производится на Сдавление, превышающее
максимальное рабочее давление в газопроводе на‘25-^50% [41], т. ё.

Ррсп = (1,25^ 1,50) Рмакс.

Недостатком гидравлического испытания газопроводов является
наличие воды,, остающейся в пониженных точках газопровода
и образующей ледяные пробки при замерзании еще не засыпанных
трубопроводов.

• При проведении гидравлического испытания после • получения
положительных-результатов  (ДГ < 2%) надо принять меры для
удаления всей воды из трубопровода . или тщательно засыпать
грунтом те участки трубопровода, где оставшаяся вода в трубо-
проводе может замерзнуть.
ХРАНЕНИЕ ГАЗА

Потребление газа колеблется по часам суток и по временам
года. Так, в дневные часы для бытовых нужд, газа потребляется
больше, чём в ночные. В § 39 приведены характерные графики
потребления газа: на рис. 12 изображен график суточного расхода
газа населением города на пищеприготовление, санитарно-гигиени-
ческие и коммунально-бытовые нужды; представление о колебаниях
расхода газа по месяцам года дает график, изображенный на
рис. 13; годовой график расхода газа на отопление и вентиляцию
зданий приведен на рис. 14; характерные графики суммарного рас-
хода газа потребителями города — на рис. Г5 (суммарный суточ-
ный расход) и-на рис. 16 ' (суммарный расход газа по месяцам
года). ,

В тех случаях, когда колебания расхода газа создают то «пики»,
которые нужно покрыть, то «провалы», во время которых газа
поступает больше, чем расходуется, прибегают к хранению газа
в газохранилищах, называемых газгольдерами,

Существующие типы газгольдеров можно разбить на две
группы: газгольдеры переменного (низкого давления, сухие и мок-
рые) и постоянного (высокого давления) объема.

§ 62. МОКРЫЕ ГАЗГОЛЬДЕРЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
ПЕРЕМЕННОГО ОБЪЕМА

Мокрые газгольдеры являются наиболее простыми по ' кон-
струкции. Газгольдер (рис. 44) представляет собой железный
колокол 1, края которого погружены в водяной бассейн 2, выпол-
ненный в виде цилиндрического резервуара либо железобетонного
кольцевого резервуара. Под свод колокола выведены две трубы
8 и 4. По одной из них газ подводится под колокол, по другой
отводится из-под него. При подаче газа под колокол за счет со-
здаваемого газом давления колокол поднимается вверх, а при
отборе газа опускается вниз. Давление газа в колоколе Р мм вод. ст.
должно заставить колокол плавать
к тому, что между давлением газа
существовать зависимость

в воде. Это условие приводит
Р и весом колокола 6 должна

Р = —г» кгс/лР.

ЛЙ2 '

Рис. 44. Схема мокрого одно-
звенного газгольдера низкого
давления.

Объем газгольдера типа, изображен-
ного на рис. 44, подсчитывается при
наивысшем положении колокола и
равен

V =	0,52

Наличие в системе газоснабжения
газгольдера позволяет при неравно-
мерном расходе газа выравнивать дав-
ление и поддерживать его на посто-
янном уровне. Если состав вырабаты-
ваемого газа подвержен колебаниям,
в газгольдере он становится постоян-
ным. Таким образом, газгольдеры
(мокрые или сухие) низкого давления
и переменного объема выполняют
также функции регулятора давления
и газового смесителя.

Однозвенные газгольдеры низкого
давления и переменного объема опи-
санной конструкции изготовляются
в СССР емкостью до 10 000 л8. У бо-

лее крупных газгольдеров колокол
разделяется на два звена и больше; верхнее звено такого составного
колокола называется собственно колоколом, а вдвигающиеся друг
в друга звенья — телескопами. На рис. 45 показана схема двухзвен-
ного газгольдера, состоящего из колокола / и цилиндрического зве-
на— телескопа 2; число звеньев до пяти, в зависимости от объема
газгольдера. Колокол и звенья .соединены между собой посредством
гидравлических затворов 3, расположенных по всей окружности
звеньев и колокола и представляющих собой кольцевые входящие
друг в друга желоба.

Для двухзвенных газгольдеров полезный объем

У = -^(ГаЯ + ОД)-

Буквенные обозначения приведены на рис. 45.
Давление, создаваемое газгольдером, зависит от веса колокола
Ск и телескопа Отел, удельного веса газа кг/нм?, температуры

и давления окружающего воздуха; влиянием изменения темпера-

туры и давления окружающей
среды пренебрегают. Максималь-
ное давление, создаваемое двух-
звенным газгольдером, определяет-
ся из выражения

^макс „з Юк Ч~ ^тел Ч-

+ ? —V (у — 71)],

где П,—диаметр телескопа, ж;

Ск— вес колокола, кг;

Стел •— общий вес телескопа,
кг;

д — вес воды в гидравличес-
ком затворе, кг;

V — полезный объем газголь-
дера, ж3;

Т — удельный вес воздуха,
кг/нм5;

Т1 — удельный вес- газа,
кг/нм3.

При наивысшем положении ко-
локола и телескопа давление до-
стигает максимальной величины,
при низшем положении колокола

Рис. 45. Схема двухзвенного
мокрого газгольдера низкого
давления переменного объема.

давление снижается до минимума.

Основные размеры и веса мокрых газгольдеров и величины
создаваемых ими давлений приведены в ГОСТ 2908 — 45 [42].

§ 63.	СУХИЕ ГАЗГОЛЬДЕРЫ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

ПЕРЕМЕННОГО ОБЪЕМА

По сравнению с мокрыми сухие газгольдеры (стальные, поршне-
вые, переменного объема) отличаются следующими преимуществами:
постоянством создаваемого ими давления газа, сравнительно мень-
шими затратами металла и -капиталовложений для газгольдеров
больших емкостей, меньшей чувствительностью к изменениям кли-
матических условий, что исключает необходимость затрат на нагрев
воды в мокрых газгольдерах в зимнее время.

Схема сухого газгольдера приведена на рис. 46. Он представ-
ляет собой металлическую вертикально стоящую многогранную
призму или цилиндр с днищем и свободно движущимся поршнем 1,
который под давлением газа может подниматься и опускаться внутри
корпуса, изменяя объем газгольдера. По всему периметру поршня
укреплен брезентовый жгут 2, прижимаемый к стенке. рычагом 8.
Все кольцевое пространство, образуемое кромкой поршня и стенкой

Рис. 46. Схема сухого газгольдера низкого
.давления, переменного объема.

корпуса, заливается смолой
(газгольдерное масло), смазы-
вающей стенки корпуса газ-
гольдера, что улучшает усло-
вия скольжения брезентового
жгута вдоль стенок корпуса
и обеспечивает необходимую
герметичность поршня. Смола
просачивается через уплотня-
ющий жгут, стекает по стен-
кам и смазывает их. Достиг-
нув днища, смола отводится
в смолоприемник,, из которого

перекачивается вверх насоса-
ми. Время от времени газголь-
дерное масло обновляется.

снизу, своим давлением на пор-

Газ,, поступающий в-, газгольдер
шень поднимает его; при опорожнении поршень опускается. При

этом давление газа в газгольдере вследствие неизменности веса
порщнц и его площадц теоретически постоянно. В действительности
же при подъеме поршня сила трения о стенки корпуса действует
вниз, увеличивая давление на газ; при опускании поршня сила
трения направлена вверх, уменьшая давление поршня на газ.

Сухие газгольдеры получили щирокое распространение. В СССР
поршневые газгольдеры сооружаются емкостью от 10 000 до
100 000 ж8.

Основные размеры и веса стальных цилиндрических поршневых
газгольдеров приведены в ГОСТ 2907 — 45 [42].

§ 64.	СУХИЕ ГАЗГОЛЬДЕРЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
ПОСТОЯННОГО ОБЪЕМА

В практике городского газоснабжения получили, распростране-
ние  газгольдеры высокого давления постоянного объема, представ-
ляющие собой стальные герметичные сосуды цилиндрической или
шаровой формы. Давление газа в таких сосудах по ГОСТ 5172—49
может устанавливаться в пределах 4—18 кгс/см?.

Преимущественное применение, нашли цилиндрические газголь-
деры вследствие простоты их изготовления. Они (рис. 47) представ-
ляют собой цилиндры со сферическими днищами, равными полу-
шару. К цилиндрической части газгольдера присоединяются «ноги»,
которые на роликовых опорах устанавливаются на бетонном фун-
даменте.сНазначение роликовых опор — дать возможность переме-
щаться газгольдеру при изменении температуры; по той же причине
газоподводящая и газоотводящая трубы присоединяются к цилин-

дрическому газгольдеру при
посредстве компенсационных
муфт.

Газгольдеры постоянного
объема высокого давления
изготовляются из хорошо сва-
ривающейся малоуглеродистой
стали, удовлетворяющей тре-
бованиям группы А по ГОСТ
380 — 50 с дополнительными
гарантиями в отношении пре-

Рис. 47. Схема сухого газгольдера высо-
кого давления постоянного объема.

дельного содержания углеро-

да, фосфора и серы. Для сварки оболочки газгольдеров применяются
электроды марки 942 по ГОСТ 2523—51; сварные соединения
оболочки выполняются в стык.

Геометрическая емкость цилиндрического газгольдера опреде-
ляется по выражению

с?	\	&	]

Полезной емкостью газгольдера Гп высокого давления постоян-
ного геометрического объема называют объем газа в н№, который
поступает из газгольдера при снижении давления от рабочего мак-
симума Рмакс до минимального давления Рмин. Полезная емкость
газгольдера

% = К(Рмакс - Д1нн) =	( I + 4 (Л.аке - Лшн) (90)

Толщина стенок оболочки цилиндрического газгольдера:
для цилиндрической части

» __ ГмаксДнар „...

для сферической части

где Кг—допускаемое напряжение, кгс/см*',

Онар — наружный диаметр газгольдера, см.

Предельные геометрические емкости газгольдеров по ГОСТ
5172—49 приведены в табл. 44.

12 Э. X. Одельский
Установка и эксплуатация газгольдеров высокого давления по-
стоянного объема целесообразны при наличии магистральных газо-
проводов дальнего действия высокого давления. - '

Рис, 48. Схема газгольдерной станции.

Таблица 44

Газгольдеры	^макс — максимальное рабочее давление в газгольдере, кгс/см*							
	4		7		10		18	
	V — предельные геометрические емкости, ж3							
	мин.	макс.	МИН.	макс.	МИН.	макс.	’МИИ.	макс.
Горизонтальные Вертикальные Шаровые	100  100  100	2500  1000 ’  2500	100  100  100	500  500  600	100  100  100	100  100  100	30  30  100	100  100  100

Примечание. Внутренний диаметр горизонтальных
г.ольдеров Овн = 3250 мм, а шаровых — в зависимости от

и вертикальных газ-
давления и емкости.
Газгольдеры постоянного. объема располагаются группами, от-
крыто на поверхности земли на специальных опорах. Примерное
расположение цилиндрических газгольдеров на газгольдерной, стан-
ции показано на рис. 48, на котором обозначены: газгольдеры 2,
регуляторное отделение 7, блок вспомогательных помещений 5, про-
ходная 4, резервуар запасной воды 6, забор 1, зеленые насажде-
ния 3.

Для отключения каждого из газгольдеров и их групп устанав-
ливаются задвижки. Каждый газгольдер или каждая группа газ-
гольдеров должны снабжаться предохранительным клапаном; на
каждом газгольдере предусматриваются патрубки с вентилями для
испытания газгольдера и спуска конденсата.

§ 65.	ГАЗГОЛЬДЕРНЫЕ СТАНЦИИ ГОРОДСКИХ ГАЗОСНАБЖАЮЩИХ
СИСТЕМ

Газгольдерные станции, оборудованные газгольдерами постоян-
ного объема высокого давления, представляют собой сложное хо-
зяйство со множеством приборов и аппаратов в виде регуляторов

Рис. 49. Одна из применяющихся схем газгольдерной станции.

давления, пылеуловителей (фильтров), предохранительных вентилей,
обратно-запорных клапанов и т. п.

На рис. 49 изображена одна из применяющихся схем газголь-
дерной станции, обслуживающей группу газгольдеров высокого
давления (рис. 47) и снабжающей газом сеть пониженного давле-
ния.
Газ высокого давления в конечном- участке магистрального га-
зопровода 1- проходит .последовательно через фильтр 2 и рабочую
линию I для зарядки газгольдеров; рабочая линия / оборудована
задвижками 3, предохранительным запорным клапаном 4,- регуля-
тором давления 5, обратно-запорным клапаном 6  и конденсацион-
ным горшком 7, линия II — запасная- для зарядки газгольдеров.

Газ, пройдя рабочую линию I, направляется для заполнения
группы газгольдеров (на рис. 49 не показаны)- по газопроводам 9,
снабженным диафрагмами • 8 расходомера.

Из газгольдеров газ по трубопроводам 10, снабженным диа-
фрагмами 8 расходомера, проходит через фильтр 2 в линии III, IV
и V для последующего поступления в газопровод 11 пониженного
давления; линии III, IV и V оборудованы задвижками 3, предохра-
нительными запорными клапанами 4, регуляторами давления 5
и конденсационными горшками 7.

В периоды «провалов», во время которых из магистрального
газопровода 1 поступает газа больше, чем расходуется, по линии III
производится снабжение сети II пониженного давления и одновре-
менно избытки газа поступают по линии / в газгольдеры для хра-
нения.

В период «пик», когда расходуется газа больше, чем его посту-
пает из магистрального газопровода 1, производится снабжение сети
пониженного давления 11 из газгольдеров по линиям IV и III од-
новременно. Линия V — запасная для линий III и IV.

§ 66.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ГАЗГОЛЬДЕРНОЙ .'ЕМКОСТИ

Расход газа на пищеприготовление, санитарно-гигиенические и
коммунально-бытовые нужды, как известно, колеблется по часам су-
ток, дням недели и месяцам в году. Например, в одном из городов
потребляется: в понедельник — 13,3, во вторник —13,8, в среду —
13,5, в четверг — 12, в пятницу—13,8,- в субботу — 18,4 и в во-
скресенье—15,2% газа от общего недельного расхода; в январе—
10,5, в феврале-—10,5, в марте —9,8, в апреле —9,2, в мае — 7,8,
в июне —6,8, в июле—-5,2, в августе — 5,2, в сентябре — 7,4,
в октябре — 8,2, в ноябре — 8,9, в декабре —10,5% от годового
расхода. Поэтому аккумулирующую емкость газгольдерной станции
следует исчислять, исходя из недельного графика потребления
с максимальным расходом газа. При наличии данных о характере'
колебаний расхода газа по часам суток необходимую емкость газ-
гольдеров определяют по так называемому интегральному графику,
составленному для расчетной недели с максимальным расходом газа.
(Подробнее о методике построения интегрального графика см.
[24, § 25].)

Получившая в настоящее время преимущественное распростра-
нение методика определения газгольдерной емкости основывается
на данных статистики общего газрпотребления • в городах в зависи-
мости от характера потребителей газа.

При равномерной по часам суток подаче газа в город I =
= 4,167% суточного расхода^ и использовании его "на пищепри-
готовление, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые нужды
необходимая емкость газгольдерной станции должна составить
<ртр^40% от среднесуточного потребления газа за неделю с мак-
симальным расходом.

При наличии промышленных потребителей, использующих газ бо-
лее равномерно, по часам суток; газгольдерная'емкость может быть,
принята в размере ’^тр~ 30% от среднесуточного потребления газа
за неделю с максимальным, расходом'.	.

В случае преобладания промышленного -потребления газа над.
потреблением на пищеприготовление, санитарно-гигиенические и ком-
мунально-бытовые нуждй требуемая газгольдерная емкость прини-
мается в размере '25% от среднесуточного потребления за
неделю с максимальным расходом газа. . .

При больших разрывах между максимальным и минимальным
потреблением газа в течение года, "что 'имеет место при отопи-
тельных нагрузках, и трудностях хранения газа для устранения
сезонной неравномерности (газгольдерные парки для хранения
больших количеств газа весьма дороги) осуществляют переменный
режим работы газопровода: в зимнее время магистральный газо-
провод работает на полную производительность, а в летнее время
часть компрессоров останавливают путем выключения, некоторого
количества промежуточных компрессорных станций.

Для газгольдерной станции число газгольдеров высокого давле-
ния определяется по'выражению

п	.= -	(91)

* И	V Г V макс * миш

где 1/0 — среднечасовой расход за сутки с максимальным потреб-
лением газа (пропускная способность магистрального га-
зопровода), НЛ?/Ч\

фтр •— доля в % от среднесуточного потребления газа за неделю
с максимальным расходом газа; <|>тр	0,40 при использо-

вании газа на пищеприготовление, санитарно-гигиенические
и коммунально-бытовые нужды города; фтр 0,30 при
наличии промышленных потребителей газа и использова-
нии его на пищеприготовление, санитарно-гигиенические
и коммунально-бытовые нужды города; (ртр=к0,25 при
преобладании промышленного потребления газа над потреб-
лением на пищеприготовление, санитарно-гигиенические
и коммунально-бытовые нужды;

Уг •— геометрическая емкость цилиндрического газгольдера (м8),
принимается по табл. 44 в зависимости от давления Рмакс;
Р,.акс— максимальное рабочее давление в газгольдере (кгс/см2),
принимается по табл. 44 в зависимости от давления в на-
чале городской сети среднего давления;

РМ1,Н — минимальное рабочее давление в газгольдере, кгс/см2. Рыпп
принимается на одну атмосферу выше давления в начале
городской сети среднего давления Рсети.

Рис. 50. График изменений потребления газа городом (кри-
вая /), подачи газа магистральным газопроводом (прямая 2),
давлений в газгольдерах (кривая 3).

Давление в газгольдерах все время меняется — понижается
в период «пик» и повышается в период «провалов» (кривая 3 на
рис. 50).

Изменение потребления газа городом изображено кривой 1 на
рис. 50; изменение подачи газа магистральным газопроводом изо-
бражено прямой 2 на рис. 50.

• ' Коэффициентом использования рабочей емкости газгольдера к
называют отношение фактически выбираемого из газгольдера объема
газа к рабочей емкости его; он определяется по выражению

'к = РмаКс-^мин . 100	(92)

‘Смаке ' с сети

Пример 27. Определить количество цилиндрических газгольдеров высокого
давления (Рмакс ~ 8 ата) для газоснабжающей системы города с преобладанием
промышленного потребления природного газа с равномерной по часам суток пода-
чей газа в количестве 2-10е ндр/сут. Минимально допустимое давление в газголь-
дере Рыан = 5 ата, давление в' начале. городской газовой сети РСетн = 4 ата.

' Решение. Для газгольдерной станций с преобладанием промышленного
потребления газа доля от среднесуточного потребления за неделю с максималь-
ным расходом-~ 25%. Для давления Рмакс ~ 8 ата максимальный геометри-
ческий объем цилиндрического газгольдера (согласно табл. 44) 1% = 500 ж3.
, Количество требуемых газгольдеров на основе выражения (91)

_	^Р-24К0	_ 0,25-2-10» _

П~ ^(/’макс -'-Рмин) ” 500 (8 — 5)

Коэффициент использования рабочей емкости газгольдеров на основе выра-
жения (92) равен

Рмакс' ’ Рмин
к — р  р

1 макс -с сети

• 100 =

(8 —5)-100
8 — 4

75%.

§ 67. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА В КАЧЕСТВЕ
ГАЗГОЛЬДЕРНОЙ ЕМКОСТИ

Участок НБ (рис. 43) магистрального газопровода от последней
по ходу газа промежуточной компрессорной станции до главной
распределительной (ГРС) может быть использован в качестве газ
гольдерной ёмкости.

Рис. 51. К использованию магистрального газопровода в качестве
газгольдерной емкости.

При установившемся режиме работы магистрального газопровода
изменение давления газа на участке НБ (рис. 43) определяется

обобщенной характеристикой магистрального газопровода, -выражен-
ной в безразмерных координатах и (см. рис. 40, уравне-
* 1

ние (75)).

Чтобы заполнить газгольдеры высокого давления природным
газом, расчетное конечное давление в газопроводе у главной рас-
пределительной станции при установившемся режиме принимается
в пределах » 0,20 (рис. 51).
Отношение среднего давления Рср к начальному 1\ на участке
гд (рис. 51) при установившемся режиме работы газопровода опре-
деляется отношением площади /абВгда к прямой гд, 'т. е.

Рср   /абвгда •	/04 \

Рг ~ гд ‘

Для подавляющего'большинства случаев практики наконечном
участке НБ (рис. 43) у главной распределительной станции (ГРС)
на основе вы-
•^кр

отношение == 0,20, для которого величина

ражения (75) составляет

Площадь /абвгда на основе выражения (75)

0,96.

определяется инте-

тралом

0,96

Ь
где- х = -7—.
ькр
' Проинтегрировав, получим
0.96	0.96

. /абвгда — ’К 1 X (1Х,
О

/абвгда= §/1— хОх= — | (1 — х)2Й(1 — х) = —1-[(1 — АГ)2	=

о	о	0

= 0,661.

Подставив в выражение (93) значения /абвгда = 0,661 и гд =

= 0,96, имеем

Др = 0,69 Р,.	(94)

Величина Рср может быть определена также по выражению [24]

р -^-(р I р* 1

СР 3 (Г1Т р1^.р2)-

При отсутствии газгольдерной станции в часы «провалов» умень-
шается разбор газа из магистрального газопровода. Вследствие не-
прерывной и постоянной подачи газа компрессорной станцией
участок НБ (рис. 43) заполняется газом с одновременным ростом
давления. Максимальное заполнение участка магистрального газо-
провода от последней по ходу газа компрессорной станции до глав-
ной распределительной, определяется предельно допустимым давле-
нием- газа у главной распределительной станции, которое не должно,
превышать Р2^0,9Р:,. При этом давление газа на рассматривае-
мом участке трассы газопровода, согласно обобщенной характери-
стике газопровода дальнего действия (§ 56), изменяется почти по
= рг

линейному закону, и отношение на участке гд составит

Рср ^аб'в'вгда
~РГ	гд~~ '
Для рассматриваемого случая — 0,9 отношение соста-
вит (рис, 51)	1

Др- 0,95 77-	(95)

При заполнении газом участка НБ (рис. 43) в часы «провалов»
полезная емкость магистрального газопровода от последней по ходу
газа компрессорной станции до главной распределительной. (ГРС)
определится из- выражения

^полезн	 10”6/ • 1000 (Р'ср - РМ).

Подставив в последнее уравнение значения Рср (94) и, Р'ср (95)
и произведя преобразования, получим

. Уполевн = 2-10^ПЧР1.	(а)

Суточная производительность газопровода при установившемся
режиме подачи газа на основе выражения (52) составит

Гсут = 24 1/(И-Д)Д5’25

У 1	3057р7Т

(б)

- Разделив выражение (а) на (б), произведя преобразования и за-
менив С на Ь = 1,15/, получим ф — долю суточного накопления
газа в магистральном газопроводе на рассматриваемом участке НБ
(рис. 43) в процентах от суточного потребления:



• 100 =

V сут

[Р? — Р$ В5’25
305 у0Т-1,15/

= 0,016 —

—	п0,625

В последнем  выражении можно принять 1/ 1 —	1, так

р
как 0,2; в таком' случае имеем

= (96)

где I — длина участка трассы газопровода (НБ на рис. 43) от по-
следней по. ходу газа компрессорной станции до главной
распределительной (ГРС), км',

То — удельный вес газа, кг]нмв\

Т — абсолютная .температура газа на глубине заложения газо-
провода, °К; <

И— внутренний диаметр газопровода, мм-,

ф — доля суточного накопления газа на рассматриваемом .участке
магистрального газопровода в процентах от суточного по-
требления.	•
Если величина ф, вычисленная по выражению (96), окажется
меньше требуемой (§ 66), т. е, ф фтреб, то целесообразно комби-
нированное хранение газа, а именно: а) в магистральном газопро-
воде, способном накопить в часы «провалов» для использования
в часы «пик» газ в количестве ф % от суточного потребления,
и б) в газгольдерах высокого давления емкостью, обеспечивающей
хранение газа в количестве Аф = фтреб— ф% от суточного потреб-
ления.

По заданной величине ’фтреб и исходным величинам у0, Т и I можно
из выражения (96) получить величину Е) мм — Диаметра магистраль-
ного газопровода от последней по ходу газа компрессорной станции
до главной распределительной, обеспечивающего требуемую долю
суточного накопления газа фтреб:

0 = 0,0013-^9^1- мм.
' Себ

(97)

К недостаткам метода использования конечного участка маги-
стрального газопровода в качестве газгольдерной емкости следует
.отнести неизбежность колебаний давления в газопроводе, обуслов-
ливающих передвижение в грунте и переменный режим напряже-
ний в стенках труб; последнее приводит к сокращению срока службы
газопровода на рассматриваемом участке трассы и может вызвать
аварии (разрывы, образования трещин и т. п.).

Пример 28 (см. пример 25). Дальний газопровод (ОЕН — 612 мм), снабжаю-
щий природным газом (-у0 = 0,80 кг]нм3 и Т = 288 °К) в количестве 5-10сн.и3
в сутки город с преобладанием промышленного потребления, не оборудован газ-
гольдерной станцией, емкость которой должна составить фтреб = 25	30% суточ-

ного, потребления. Определить долю накопления газа от суточного потребления
в процентах на участке газопровода от последней по ходу газа компрессорной
^станции до главной распределительной (/ = 394 км) в часы «провалов».

Решение. Доля накопления газа в процентах рт суточного потребления
в часы «провалов» на участке газопровода от последней по ходу газа компрес-
сорной станции до главной распределительной (I = 394 км}, согласно выражению
..(96), составит

(ТоЛ0,5 /1>5
п0,625
^ин

0,016

= 0,016

3941'Б(0,8-288)°'Б
612°’625

30%.

Для города с преобладанием промышленного потребления газа газгольдер-
ная емкость в размере примерно 25% от среднесуточного потребления за неделю
,с максимальным расходом (§ 66) обеспечивает нормальный режим газоснабжения
в часы «пик».

Следовательно, участок магистрального газопровода от послед-
ней по ходу газа компрессорной станции до главной распредели-
тельной осуществляет не только функции транспортного сооруже-
ния, но с успехом может выполнять также роль требуемой газголь-
дерной емкости.

Для рассматриваемого в примере 25 случая. потребовалось бы
газгольдеров высокого давления-(Рмакс = 8 ата и РЫКИ= 5 ата) с гео-
метрическим объемом Уг = 500 мв и весом С = 60 т каждый в ко-

личестве

п — '/'сут — Р'25'^' Ю6 _ «33 шт
К (Рмакс-Рмии) ~ 500 (8—5)	0,30 Ш1-

Расход металла на эти газгольдеры составил бы около 50 000 т.

§ 68.	ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА

Для выравнивания суточной, недельной и сезонной неравномер-
ности потребления газа при равномерной по часам года подаче его
дальним газопроводом используют природные подземные хранилища,
куда подаются все летние избытки газа, а зимой они используются
для покрытия- возросшего потребления газа, в том числе и на отоп-
ление зданий.

Наличие природных подземных газохранилищ в ряде случаев
исключает необходимость сооружения обычных дорогих металло-
емких газгольдерных станций. Наиболее целесообразным является
использование подземных хранилищ, расположенных в непосред-
ственной близости от центров потребления газа.

Для подземного хранения газа могут быть использованы истощен-
ные газовые или нефтяные пласты, негазоносные надежно закры-
тые структуры, пористые структуры песков, песчаников, известня-
ков и др., имеющие сверху надежную непроницаемую покрышку;
а также заброшенные подземные рудники и некоторые естествен-
ные пещеры.

При отсутствии вблизи районов потребления природного газа
выработанных месторождений газа или нефти для использования
их в качестве подземного хранения хранилища создают в водонос-
ных пористых пластах.

Природный газ, так же как и нефть в естественной залежи,
скапливается в порах и трещинах горных пород. Пласты таких
горных пород необходимо выявить при создании подземного газо-
хранилища; ими являются пески, песчаники, а также пронизанные
трещинами крепкие горные породы-—известняки, доломиты и др.

Поры и трещины пластов обычно заполнены водой. При созда-
нии подземного газохранилища в водоносных пластах вода вытес-
няется природным газом, нагнетаемым под давлением.

Необходимым требованием, которым должно удовлетворять под-
земное газохранилище, является надежность длительного хранения
природного газа и возможность отбора его по мере надобности.

Для того чтобы природный газ надежно сохранялся в одном
постоянном месте и не растекался в стороны по пласту, подземное
газохранилище должно иметь определенную геологическую струк-
туру в виде куполовидных или волнообразных вытянутых поднятий,
когда пласты погружаются во все стороны от одного наиболее
приподнятого участка; это своего рода долмы, гряды древнего по-
гребенного рельефа.

Выявление таких глубинных структур является одной из труд-
ных задач при создании подземных газовых хранилищ в водонос-
ных пластах.	...

В .купольный участок выявленной геологической структуры че-
рез скважины нагнетается природный газ. Там он находится под
давлением в несколько десятков атмо,сфер, ц.псгмере.надобности
отбирается через те же скважины, через которые нагнетался.

При ,отборе . газовый,пузырь,, уменьшаясь в. рбъеме, уступает
место воде, подпирающей газ снизу, „

Пластовая вода при эксплуатации подземного газового храни-
лища служит как бы поршнем, выталкивающим газ. ,

.. Давление, до которого, можно нагнетать газ, в пласт, зависит,
от глубины залегания пласта и характеристики покрывающих его
пород.

Ддя устранения сезонной неравномерности,, как. уже отмечено
в § 66, осуществляют также переменный,.,режим .работы газопро-
вода., В зимнее,.время .магистральный газопровод работает , на пол-
ную производительность, а в летнее время часть компрессоров
останавливают, путем , выключения некоторого количества промежу-
точных компрессорных станций.

Выбор того или иного способа устранения сезонной неравномер-
ности (подземное хранение газа либо переменный режим работы
газопровода) определяется технико-экономическими соображениями
с учетом местных условий.
ВНУТРИДОМОВЫЕ И ГОРОДСКИЕ ГАЗОВЫЕ СЕТИ. ГАЗОВЫЕ

БЫТОВЫЕ ПРИБОРЫ

§ 69.	УСТРОЙСТВО ВНУТРИДОМОВЫХ ГАЗОВЫХ СЕТЕЙ.

Внутридомовые газовые сети должны выполняться в соответ-
ствии с требованиями «Правил устройства эксплуатации газового
оборудования в жилых, общественных и коммунально-бытовых
зданиях» [23].

Рис. 52. Расположение газового стояка в лестничной
клетке и ответвлений от него • к газовым приборам
квартир..
На рис. 52 и 53 показано устройство внутридомовой газовой
сети. От дворовой газовой сети проводится в каждую секцию дома
(преимущественно в каждую лестничную клетку) отдельный дворо-
вый ввод 1 с уклоном (направление уклона показано стрелкой)

Рис. 53. Расчетная схема газового стояка, располо-
женного на лестничной клетке.

не менее 0,002 в сторону дворовой сети. В лестничной клетке про-
кладывается открыто по стене стояк 2, от которого в каждом
этаже для каждой квартиры выше входных дверей делается свой
самостоятельный ввод 3 с газовым краном 4, расположенным в лест-
ничной клетке для отключения газа без входа в, квартиру, Внутри-
квартирный врод 5 прокладывается в нежилых помещениях (кори-
дорах, кухнях и т. п.) до газового счетчика 6 с уклоном не менее
0,002 в сторону стояка 2. От газового счетчика 6 прокладывается
трубопровод к газовой плите 7 и водонагревателю 8 с уклоном
от газового счетчика 6 в сторону газовых приборов 7 и 8.

На рис. 53 изображена расчетная схема стояка 2, расположен-
ного в лестничной клетке (рис. 52), с нанесенными газовыми при-

Рис. 54, План расположения газового ввода и стояков
при смежном расположении кухонь и санитарных узлов
двух квартир, не разделенных лестничными клетками.

борами (четырехконфорочная газовая плита ГП-4, газовая водогрей-
ная колонка ГК), с направлением уклонов газопроводов, указанным
стрелкой, и обозначением в кружочках номеров участков для гид-
равлического расчета стояка (табл. 35).

При смежном расположении кухонь и санитарных узлов двух
квартир, не разделенных лестничными клетками (рис. 54 и 55),
прокладывают в кухнях или коридорах общий стояк 2, обслуживаю-
щий смежные квартиры, с присоединением этого стояка через квар-
тарный ввод 5 нижнего, этажа к дворовому вводу .1' в 'лестничной
клетке.

Газопровод внутри. здания прокладывается, только из-стальных
труб (табл: 27, ГОСТ 3262—55) -открыто по стене. На'.всем своем

.Рис. 55. Расчетная схема стояка при смежном располо-
жении кухонь и санитарных узлов двух квартир, не
разделенных лестничными клетками.

протяжении он должен быть навиду; заделка его в борозды, про-
кладка под полом, через дымоходы. И'В не доступных для осмотра
местах не разрешается, Газопровод в.местах пересечения-стен, пе-
рекрытий и ,т. п. прокладывается в. футляре из открытой’на-донцах
трубы большего диаметра и не должен пметь- внутри футляра сты-
ковых соединений (муфт,- переходов и.,т. п,). -
Газовые приборы разрешается устанавливать в кухнях высотой
не менее 2,2 м. Кухни должны иметь вентиляционный канал и в
окне форточку или открывающуюся фрамугу [44]. Установка че-
тырехконфорочных газовых плит разрешается в помещениях объе-

Рис. 56. Схема установки четырехконфорочной газовой плиты
и газового счетчика и основные монтажные размеры.

мом не менее 16 м3, а двухконфорочных плит и таганов — в поме-
щениях объемом не менее 8 м3 [44], Газовая квартирная плита
устанавливается с таким расчетом, чтобы задняя стенка духового
шкафа отстояла от деревянной оштукатуренной стены на 100 мм,
уменьшение расстояния допускается при применении соответствующей
изоляции стены (поверхность стены изолируется асбестом толщиною
3 мм и обивается кровельной сталью; изоляция Должна выступать
на 0,1 л по периметру газовой плиты).

13 э- X- Одельский
Газовые счетчики в квартирах устанавливают, как правило,
в кухнях-па кронштейнах, на высоте 1,6—1,8 м от пола, на рас-
стоянии не менее 0,8 м от центра горелки плиты по горизонтали,
вместах, исключающих, возможность повреждения их при открывании

р щебень на цементном растворе
боа Внутренний диаметр/"цилиндр
патрубка делать по Внешнему
диаметру соединительной трубы
длину патрубка - пени
ЗИГК--3

рхН".

П	50 для несгораемых перекр

№ для сгораемых перекр

Вариант 7-и

Распределительный блок
кран газа и боды

Вариант 1-и

монтамое положение приборов

Рис. 57. Схема установки ванны, ванного подогревателя и основные
монтажные размеры.



77/УХ7/7/7//7///77///Х///7////7777/7777

План

Схема установки
Газовая г-’-Ь.г
колонна. ।

дверей. Установка счетчиков в ванных комнатах не разрешается.
На рис. 56 показана устайовка четырехконфорочной газовой плиты,
газового счетчика и приведены основные монтажные размеры.

Газовые водонагреватели для ванн .разрешается устанавливать
в ванных комнатах объемом не менее 7,5	[44] с устройством
у пола решетки размером не менее 0,02 ж2 для притока в ванную
комнату воздуха. Двери в ванных комнатах должны открываться
наружу. Газовые водонагреватели устанавливают со стороны вы-
пускного-отверстия ванны на высоте 1000—1300 мм от пола до
газовой горелки. Установку водонагревателей для ванн следует
производить на огнестойких, или полуогнестойких стенах. При уста-
новке водонагревателя Для ванны на полусгораемой стене (деревян-
ной оштукатуренной) поверхность стены изолируется асбестом тол-
щиною 3 мм и обивается кровельной сталью; изоляция стены должна
выступать на 0,1 ж по периметру водонагревателя и на 0,1 ж ниже
горелки. Газовые нагреватели и другие приборы, имеющие патрубки
для отводов дымовых газов, должны быть присоединены к хорошо
действующим обособленным дымовым каналам. Для газовых водо-
нагревателей диаметр железной соединительной трубы должен быть
не менее 100 мм, длина горизонтального участка железной соеди-
нительной трубы —не более 5 ж, уклон трубы — не менее 0,00Г‘7(|(,
в сторону газового прибора. На железных соединительных трубах
допускается устройство не более трех отводов на каждый газовый
прибор. На рис. 57 показана установка ванны, ванного водонагре-
вателя и приведены схемы' установки и основные монтажные раз-
меры.	1	,

§ 70.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВНУТРИДОМОВЫХ ГАЗОВЫХ СЕТЕЙ

В основу гидравлического расчета внутридомовых газовых сетей
должно быть положено следующее:

а)	номинальный расход природного газа (7р = 8500 ккал/нм?)
принимается (см. § 39): для четырехконфорочной газовой плиты —
1,2 нм3[ч, кухонного водонагревателя'—1,3 нмЙ!ч и ванной колон-
ки — 2,5 нм31ч.

При гидравлическом расчете тазовых стояков предусматри-
ваются газовые нагрузки для каждой квартиры с суммарным часо-
вым расходом природного газа в количестве Уноы = 3,7 нм3]ч (одна
четырехконфорочная плита и одна ванная колонка в каждой квар-
тире).

Для рассматриваемого газа теплотворностью ($> ккал]нм3
производится пересчет суммарного расхода газа на одну квартиру
по выражению (36)

./	 8500	,,

17™ = Уном -тт— нм3/ч;

б)	для гидравлического расчета газовых стояков коэффициенты
одновременности действия газовых приборов выбираются по
табл. 25; расчетный часовой расход газа для внутриквартирных
газопроводов (участок 1 на рис. 53) определяется из условия од-
новременной работы всех приборов;.
в)	при гидравлическом расчете стояков газопроводов внутри
зданий в десять этажей и выше надлежит учитывать дополнитель-
ное давление вследствие разных удельных весов воздуха и газа [21].
Это дополнительное давление для различных этажей определяется
по выражению

ДР; = ±/г;(ув— Тг) мм в°д* ст,,	(98)

где ДР, — дополнительное давление, мм вод. ст,’,

Л/ —высота рассматриваемого этажа над вводом газа в зда-
ние, М‘

7в и 7Г — удельный вес соответственно воздуха и газа, кг/м3;

г)	потеря давления во внутридомовых газовых сетях и газовых
стояках определяется на основе гидравлического расчета газопро-
водов низкого давления по выражению (47) и табл. 25, при этом
суммарная потеря давления в газовом стояке не должна превышать
40 мм вод. ст.

Ниже, на примерах 29 и 30, иллюстрируется метод гидравли-
ческого расчета внутридомовых газовых сетей и газовых стояков.

Пример 29. Произвести гидравлический расчет газового стояка (рис. 53),
выполненного из стальных труб, при подаче природного газа (у0 = 0,80 кг/нМ?,
<Э« = 8500 ккал/нм?).

Решение. Гидравлический расчет газового стояка производим для слу-
чая установки в каждой квартире одной четырехконфорочной газовой плиты
и одной ванной колонки с номинальным расходом природного газа в количестве
Гном = 3,7 нмъ/ч на одну квартиру и коэффициентами одновременности по
табл. 25, Все операции ло гидравлическому расчету газового стояка (рис. 53)
сведены в табл. 45.

Таблица 45

Номер участков	Номинальный, расход газа, нм?!ч	Коэффициент одновремен- ности, к	Расчетный расход газа, нм3/ч	Длина участ- ка Д л«	•I), мм	РТ	й  М	м ^ф  II		ч. 7	Ё  У  *©  • «5	Й<Ъ-ТГ)> мм вод, ст.	(^^')факт, мм вод. ст.
' 1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	и	12	13	14
1	3,7	1,00	3,70	12,0	' 1"	8	6,4	18,4	0,28	0,22	4,05	—	4,05
2	7,4	0,51	3,77	3,3	1"	3	2,4	5,7	0,29	0,23	1,32	—1,32	0,00
3	14,8	0,38	5,64	3,3	IV/'	3	3,0	6,3	0,15	0,12	0,75	—1,32	—0,57
4	22,2	0,33	7,33	3,3	IV/'	3	3,0	6,3	0,24	0,19	1,20	—1,32	—0,12
5	29,6	0,28	8,27	3,3	Г1//'	3	4,5	7,8	0,15	0,12	0,94	—1,32	—0,38
6	37,0	0,25	9,22	3,3	Р/г"	3	4,5	7,8	0,18	0,14	1,09	—1,32	—0,23
. 7	44,4	0,25	10,2	15,0	IV/	8	12,0	27,0	0,22	0,18	4,8	— 1,32	4,86
В графе 13-й этой таблицы помещены величины дополнительных давлений
на участках стояка, вычисленные по выражению (98). Сопротивления ЬР' на
участках стояка, помещенные в графе 12-й, должны быть соответственно измене-
ны с учетом знака величины дополнительного давления. В графе 14-й помещены
фактические сопротивления на участках стояка с учетом дополнительного дав-
ления.

При движении в стояке природного газа С удельным весом уг = 0.80 кгс]нм?
и удельном весе воздуха уБ == 1,20 кгс] нм? дополнительное давление, равное
для высоты одного участка (одного этажа) ДР — 3,3 (1,2—0,8)=1,32 мм вод. ст.,
имеет положительный знак и, следовательно, на величину ДР уменьшается со-
противление соответствующих участков.

Пример 30. Произвести гидравлический расчет газового стояка (рис. 53),
выполненного из стальных труб (при принятых в примере 20 размерах труб),
с подачей сжиженного газа состава: С3Н8 —80% и С4Н10 — 209-6 (в % по
объему).

Решение. Удельный вес сжиженного газа указанного в задании состава
определяется по выражению (2) и табл. 3:

^сж. газ = 0>8 Тсл_(_ 0,2 рС(1Н1о = 0,8-1,97 + 0,2-2,60 = 2.1 кг]нм?.

Теплотворность сжиженного газа указанного в задании состава определяет-
ся по выражению (13) и табл. 3:

|$"|сж гпз

= 0.8 | <2? |с5н8 + 0.2 | <?“ |С4н10 = 0,8-21 700 -|-
-|- 0,2 • 28 350 ~ 23 030 ккал/нма.

Номинальный расход сжиженного газа (на одну квартиру с одной четырех-
конфорочной газовой плитой и одной газовой колонкой), эквивалентный номи-
нальному расходу природного газа в количестве 1ЛЮм = 3,7 нм?]ч (§ 39 и при-
мер 29), составит

1/сж. газ __	Уном'8500

НОМ ( ^н)сж. газ

= 3 7 8500 _ 14 нм? 1ч-кварт.

23 020	' н

Все операции по гидравлическому расчету газового стояка (рис. 53) сведены
в табл. 46.

Таблица 46

Номера участков	Номиналья. расход газа, ЯЛ13/«	1 Коэффициент I	одновремен- ности, к	Расчетный расход газа,	Длина участ- ка 1, м	2>, ’ ям	и		К <аяе^+?_	о?	Г'	мм вод. ст.	। Л (Тв - Тг). лш вод. ст.	)факт, лш вод. ст.
1	9.	3		4	, 5	6	7	8	9 .	10	11	12	 13	14
1	1,4	1,00		1,40	12	1"	8	6,4	18,4	0,05	0,105	1,90	—	1,90
2	2,8	0,51		1,43	3,3	1"	3	2,4	5,7	0,05	0,105	0,60	+2,48	3,08
3	5,6	0,38		2,13	3,3	I1//'	3	3	6,3	0,026	0,055	0,33	+2,48	2,81
4	8,4-	0,33		2,76	3,3	17/	3	3	6,3	0,04	0,084	0,50	+2,48	2,98
В	11,2	0,28		3,14	3,3	17/	3	4,5	7,8	0,026	0,055	0,44	+2,48	2,92
Ф	14,0	0,25		3,5	3,3	17/	3	4,5	7,8	0,035	0,074	0,58	+2,48	3,06
?	16,8	0,25		4,2	15,0	17/	8	12	27,0	0,045	0,095	2,56	+2,48	5,04

6,01 мм вод. ст,; 2 (ДР')факт = 21,79 мм вод. ст.
В графе 13-й этой таблицы помещены величины дополнительных сопротив-
лений на участках стояка,, вычисленные по выражению (98). Сопротивления Щ'
на участках стояка, помещенные в графе 12-й, должны быть соответственно уве-
личены с учетом знака на значения дополнительных сопротивлений. В графе 14-й
помещены фактические сопротивления на участках стояка с учетом дополни-
тельных сопротивлений.

Сопоставление результатов гидравлического расчета стояка
(рис. 53) с подачей природного газа (пример 29) и сжиженного га-
за (пример 30) с одинаковыми размерами труб стояка и одинако-
выми тепловыми нагрузками показывает увеличение потерь давле-
ния при подаче сжиженного газа по сравнению с природным га-
зом. При движении в стояке природного газа имеют место доба-
вочные давления, а при движении сжиженного газа — добавочные
потери давления, расходуемые на подъем сжиженного газа на
соответствующие высоты.

§ 71.	ГАЗОВЫЕ БЫТОВЫЕ ПРИБОРЫ

Основными газовыми приборами, получившими распростране-
ние в жилых зданиях, являются- газовые плиты для пищеприго-
.товления и газовые водонагреватели для горячего водоснабжения.
•Из множества изготовляемых в настоящее время разнообразных
типов газовых бытовых приборов здесь приведены лишь некото-
рые, получившие преимущественное распространение.

Более подробно о типах и конструкциях газовых бытовых при-
боров см. специальную техническую литературу [35, 24, 43,-45,
46, 47, 48, 49].

а)	Газовая четырехконфорочная плита

На рис. 58 изображен общий вид газовой четырехконфорочной
плиты ПГ-4 завода «Ленгазаппарат», предназначенной для при-
готовления пищи. Она состоит из рабочего стола 2 с четырьмя
открытыми конфорками, под которыми расположены горелки
(рис. 59); общей откидной крышки 1, защищающей стену от
брызг приготовляемой пищи и закрывающей конфорки при без-
действии газовой плиты; боковых полок 3 для увеличения рабочей
площади стола; духового шкафа, закрываемого дверкой 8, вы-
движного поддона 6, ножек 9, смотрового окна /2; газораспреде-
лительного щитка 4 с расположенными наружу пятью ручками, из
которых средняя 7 служит для включения горелок духового шка-
фа, а' четыре — для включения конфорочных горелок. Левая руч-
ка крана конфорочной горелки занимает вертикальное положение
(рис. 58) — значит, конфорочная горелка открыта на полное горе-
ние, остальные ручки кранов конфброчных . горелок . показаны на
рис. 58 в горизонтальном положении, при котором газ не посту-
пает в горелки; все ручки имеют предохранители от случайного

поворота, поэтому их сначала
Ниже рабочего стола 2
расположен духовой шкаф,
закрываемый дверкой 5;
под дном духового шкафа
слева и справа имеются
поворотные • горелки 11.
Поворот горелок 11 произ-
водится ручкой 10. При
крайнем левом положении
ручки 10 пламя под дном
духового шкафа "направля-
ется горизонтально, при
этом осуществляется ре-
жим печения; при крайнем
правом положении ручки
10 пламя направляется по
бокам духового шкафа, при
этом осуществляется ре-
жим жарения.

На рис. 59 показан об-
щий вид горелочного ус-
тройства газовой плиты,
работающего по эжекцион-
ному принципу. Оно состо-
ит из горелки 5 с откры-
тым конусным отверстием

следует нажать, а затем повернуть.

2, крышки горелки 4 с от-
верстиями для выхода газо-
воздушной смеси, сопла 1
с подводом к нему, газа, ста-
нины 6 и прижимного вин-
та 3.

Поток газа под давле-
нием .100—150 мм вод. ст.

Рис. 58. Общий вид четырехконфорочной
плиты ПГ-4 завода «Ленгазаппарат».

поступает в открытое ко- Рис. 59. Схема

горелочного устройства
пусное отверстие 2 горелки	-газовой плиты. . ”

ИЗ сопла 1 со скоростью,
обеспечивающей эжекцию части воздуха, необходимого для горе-
ния (первичный воздух). Поток газа и первичного воздуха. .при
ДШНЖФННИ через полость горелки 5 образует газовоздушную смесь,
которая, вытекая из отверстий-в крышке горелки 4, сгорает пу-
тем соединения с вторичным.воздухом, притекающим из окружаю-
щего пространства. При недостаточном доступе первичного воз-
духа в горелку пламя становится коптящим и горение — непол-
ным; для устранения этого недостатка освобождают горелку 5 от
прижимного действия винта 3, что дает возможность передвинуть
горелку «от себя», после чего горелка 5 прижимается винтом 3
к станине 6.

Схема установки газовой четырехконфорочной плиты и основ-
ные монтажные размеры показаны на рис. 56.

Процессы горения газа в горелках, конструирование, тепловой
и газодинамический расчеты горелок рассмотрены ниже.

б)	Быстродействующие водонагреватели

Широкое применение получили газовые водонагреватели различ-
ных типов. Быстродействующие водонагреватели служат для на-
грева проточной воды, отбираемой в одной точке: в ванне, около
кухонной мойки или раковины.

Рис. 60. Газовая колонка для ванн.

На рис. 60 изображена газовая колонка для ванн. Топоч-
ная камера 1 покрыта кожухом 2 из листовой стали. Снаружи
топочная камера 1 обвита змеевиком 9 из медных трубок,-припа-
янных к поверхности камеры. Под топочной камерой 1 находится
газовая горелка 3, снабженная запальником 11; над топочной ка-
мерой 1 змеевик из медных трубок 9, внутри которых движется
нагреваемая вода, переходит в ребристый теплообменник 10, в ко-
тором завершается нагрев воды. Слив горячей воды осущест-
вляется через кран 6, при помощи которого горячая вода может

быть направлена в сливную трубу
8, либо через душевой разбрызги-
ватель 7. Отвод продуктов горения
производится через патрубок 12
в специальный дымоход. Над то-
почной камерой расположен отра-
жатель 5 обратной тяги, предот-
вращающий сдувание пламени с го-
релки в случае обратного движения
продуктов горения при «опрокиды-
вании» тяги.

Подача воды в змеевик 9 и по-
дача газа в горелку 3 сблокированы
клапаном 4, предохраняющим ко-
лонку от порчи в случае внезап-
ного прекращения подачи воды из
водопровода.	и —

ттг	тпратение г

На рис. 61 показана одна ж йоды 6змеебик

конструкций блок-крана, в котором
поступление газа к горелкам свя-
зано с поступлением воды в зме-
евик и в случае прекращения по-
дачи воды автоматически отклю-
чается подача газа.

Из водопроводной магистрали
вода через вентиль 2 и камеру 3
поступает в змеевик (9 на рис. 60)
и теплообменник (10 на рис. 60)
газовой колонки. Давление воды

7

и теплообменник

8

Ю

Рис. 61. Конструкция блок-крана,
в котором поступление газа к го-
релкам связано с поступлением
воды в змеевик газовой колонки
для ванн.

в камере 3. передается под

мембрану 5 с некоторым опозданием по сравнению с поступле-
нием воды в змеевик и теплообменник благодаря наличию шаро-
вого клапана 6; это запаздывание необходимо для того, чтобы горел-
ка не зажигалась раньше, чем в змеевик .поступит вода. Под дав-
лением воды мембрана 5 и соединенный с ней стержень 7 пере-
мещаются вверх с поднятием клапана 8, открывающего проход
газа из газового крана 10 к основной горелке (3 на рис. 60),

и сжатием пружины 9.

При прекращении подачи воды в змеевик давление под мем-
браной 5 снизится п под действием пружины 9 клапан 8 пере-
кроет проход газа к основной горелке. Запальник (11 на рис. 60),
подключенный к газовому крану 10 ниже клапана 8. будет про-
202 Г лава 11'. Внутридомовые сети. Бытовые приборы
должать гореть и зажжет основную горелку при возобновлении
подачи воды.

Отключение газа к основной горелке (3 на рис. 60) в случае,
если запальная горелка (11 на рис. 60) гаснет, производится кла-
паном с биметаллической пластиной (рис. 62). Согнутая биметал-
лическая пластина 1, соединенная одним концом с коллектором 2
горелки и другим концом посредством штока 3 с клапаном 4,

Рис. 62. Клапан с биметаллической пластиной для отклю-
чения газа к основной горелке.

должна непрерывно обогреваться изогнутой частью пламени за-
пальной горелки, при этом пластина, нагреваясь, деформируется,
концы сближаются, что приводит к открыванию клапана 4 со сво-
бодным проходом газа. В случае, если запальная горелка гаснет,
пластина 1 охладится, примет первоначальное положение и за-
кроет клапан.

Схема установки быстродействующего водонагревателя (газовой
колонки) в ванной комнате и основные монтажные размеры приве-
дены на рис. 57.

в)	Водонагреватели с запасом воды

На рис. 63 изображен разработанный Институтом Мосгазпро-
ект водонагреватель с, запасом воды в количестве 80 л. Вода в
водонагревателе поддерживается в нагретом состоянии при неболь-
шом часовом расходе газа.. Корпус 7 водонагревателя цилиндри-
ческой формы изготовлен из листовой оцинкованной стали толщи-
ною 3 мм. Для уменьшения теплопотерь в окружающую среду
наружную поверхность изолируют слоем шлаковой ваты 8, снару-
жи изоляция защищена металлическим кожухом 2 из листовой
стали толщиною 1 мм.

По центру водонагревателя проходит жаровая труба 9, по ко-

торой продукты горения движутся
жаровой трубы 9 располагается
так называемый удлинитель пути
движения газов, который придает
потоку продуктов горения винто-
образное движение, что повышает -
теплообмен через стенки жаровой
трубы к воде. Сверху над жаровой
трубой располагают тягопрерыва-
тель 4, соединенный с дымовым
клапаном.

В топочном пространстве водо-
нагревателя расположены основ-
ная газовая горелка 15, запальная
горелка 14 и трубчатая термопара
13, передающая импульс на элек-
тромагнитный клапан автоматики.

Водонагреватель снабжен тер-
морегулятором 10, поддерживаю-
щим требуемую температуру воды
путем автоматического регулирова-
ния работы основной газовой го-
релки 15\ электромагнитным клапа-
ном 12, выключающим газ, когда
гаснет запальная горелка 14', па-
трубком 1 для подачи нагреваемой
воды; патрубком 5 для отбора на-
гретой воды; гильзой 3 для термо-
метра; газовым краном 11, к кото-
рому присоединяется газовая сеть.

На рис. 64 показано уст-
ройство терморегулятора (10 на
рис. 63). Чувствительным эле-
ментом терморегулятора являются
латунная трубка 3, находящаяся
в нагреваемой среде, и стальной
(инваровый) стержень 2, который сс

из топки в дымоход. Внутри

Рис. 63. Водонагреватель конс-
трукции Института Мосгазпроект.

одним концом с труб-

кой, а другим упирается в рычаг 6, на свободный конец которого
натянута стальная пружина 5, присоединенная к газовому кла-
пану 8 при помощи рычага 7. На стержне 2 имеется указатель 4
ДЛЯ установки термостата на требуемую температуру ввертывани-
ем или вывертыванием стержня 2 из резьбового соединения I,
которым он скреплен с трубкой 3. 'Клапан 8, перекрывающий
проход газа, находится под действием пружины 9 и рычага 7-
При температуре воды в водонагревателе’ ниже установленной на
указателе 4 стержень 2 нажимает на рычаг 6, который в свою
очередь передает давление на рычаг 7, удерживающий клапан. 8
в открытом состоянии со свободным движением газа к основной
горелке (15 на рис. 63).

При повышении температуры воды в водонагревателе сверх
установленной на указателе 4 вследствие разности линейных рас-
ширений латунной трубки 3 и инварового стержня 2 трубка
удлинится больше стержня и давление стержня 2 на рычаг 6

Рис. 64. Схема устройства терморегулятора.

уменьшится настолько, что рычаг 7 под действием пружины 5
передвинется влево, а клапан 8 перекроет проход газа через тер-
мостат к горелке. Горелка зажигается автоматически от запаль-
ника, когда вода нагревателя, а с ней и латунная трубка 3 охла-
дятся до заданной температуры; при этом латунная трубка будет
сокращаться больше, чем стальной (инваровый) стержень; давление
стержня 2 на рычаг 6 будет расти с передачей давления на рычаг 7,
который передвинется вправо и откроет клапан 8 для прохода
газа к горелке.

На рис. 65 показан электромагнитный клапан, автоматически
выключающий горелку (15 на рис. 63) при внезапном прекращении
подачи Таза. Действие предохранителя (защитная автоматика) осно-
вано на совместной работе электромагнитного клапана (12 на
рис. 63) и термопары (13 на рис. 63).

В нерабочем состоянии тарелка 1 прижата пружиной 2, и газ
не поступает ни к основной (15 на рис. 63), ни к запальной
(14 на рис. 63) горелкам. Пуск в работу производится нажатием
на кнопку 3, что приводит к прижатию якоря 6 к сердечнику
электромагнита 7 и передвижению тарелки 1 от правого седла.
В этом положении клапана газ поступает через отверстие 5 и газо-

вую трубу 9 к запальной го-
релке (14 на рис. 63), которую
тут же зажигают.

Установленная в топке
водонагревателя хромель-алю-
мелевая или хромель-копеле-
вая термопара (13 на' рис. 63)
нагревается пламенем запаль-
ной горелки с возникновени-
ем в электромагните электри-
ческого тока (8 — проводники
тока от термопары к электро-
магниту). С появлением элек-
трического тока якорь 6 удер-
живается электромагнитом 7
и клапан 1 полностью откры-
вается для поступления газа
к основной горелке (15 на
рис. 63).

Рис. 65. Электромагнитный клапан,
автоматически выключающий горелки
при внезапном прекращении подачи
газа.

При внезапном прекращении подачи газа гаснет запальная го-
релка, охлаждается термопара с резким уменьшением э. д. с,
в цепи электромагнита, что приводит под действием пружины 2
к закрытию тарелкой 1 поступления газа к основной и запальной
горелкам.

г)	Контактные газовые водонагреватели 51

На рис. 66 изображен контактный газовый водонагреватель,
разработанный Академией коммунального хозяйства- [50]. Он со-
стоит из двух основных узлов топочной камеры 2 с эжекционными
газовыми горелками 1 и камеры теплообмена 5.

В топочной камере аппарата осуществляется полное сжигание
горючего газа. Нагретые продукты сгорания из топки поступают
в контактную камеру 5, где передача тепла происходит при 'не-
посредственном соприкосновении горячих газов с водой.

Теплообменная (контактная) камера 5 представляет собой вер-
тикальный газоход, в котором на различных' уровнях установлены
форсунки 4 для разбрызгивания воды. В результате разбрызгива-
ния воды образуется большая поверхность соприкосновения между
горячими газами п водой, что способствует интенсификации тепло-
обмена.
Для предотвращения попадания воды, в камеру горения топка
защищена металлическими дисками 3 жалюзийного типа. Выше

Рис. 66. Контактный газовый водона-
греватель конструкции Академии ком-
мунального хозяйства.

дисков установлен перфориро-
ванный конус 10, предназначен-
ный для равномерного распреде-
ления потока горячих газов по
всему сечению, контактной каме-
ры аппарата. Влагоуловитель 6
состоит из керамических колец
Рашига. В случае необходимости
влагоуловитель охлаждается во-
дой из форсунки 7 для допол-
нительного снижения температу-
ры отходящих газов" и конденса-
ции паров.

При необходимости повы-
шения тяги часть продуктов
сгорания пропускают через пе-
репускную трубу 9, минуя кон-
тактную камеру. Выход продук-
тов сгорания осуществляется
через трубу 8, выход горячей
воды — через патрубок 11. Основ-
ные показатели контактного водо-
нагревателя КВТ-0;2: номиналь-
ная теплопроизводительность —
0,2 гкал/ч, нагревание воды —
до 70—80° С, количество нагре-
той воды (до 60° С) — 3,3 пг/ч, да-
вление воды перед форсунками —
1—2 атм, охлаждение продук-
тов сгорания — 40—60° С, к. п. д.
(по высшей теплотворности) —
92—96%, потребное разрежение
за аппаратом —-2—3 мм вод. ст.,
диаметр контактной камеры водо-
нагревателя •— 0,8 м, общая вы-
сота — 3,5 м, вес металлической
части аппарата — 500 кг [50].

§ 72.	ОСОБЕННОСТИ УСТРОЙСТВА ГОРОДСКИХ ГАЗОВЫХ СЕТЕЙ

Городские газопроводы, как ' правило, прокладывают в грунте
в соответствии с требованиями «Правил устройства и эксплуата-
ции газовых сетей' городов и населенных пунктов» [51].
а)	Расстояние по горизонтали от подземных газопроводов
до наземных и подземных сооружений

При трассировке подземных газопроводов необходимо выдержи-
вать минимальные расстояния от зданий- и подземных сооружений
до газопроводов. Укладка газопроводов под зданиями не разре-
шается.

Расстояние по горизонтали от подземных газопроводов до над-
земных и подземных сооружений должно быть не меньше приве-
денного в табл. 47 [25].

Таблица 47

Виды газопроводов

Высокого давления
свыше 6 до 12 кгс/см?1

Высокого давления
свыше 3 до
6 кгс/см?

Среднего давления
свыше 0,05 до
3 кгс/см2

Низкого давления до
0,05 кгс/см?

15

Расстояние, м

до крайнего
рельса

л

о Ё
ш

й °

о о

Не
мень-
ше вы-
соты
опоры

5

2

1

1

1

б)	Глубина заложения в грунт газопроводов.
Уклоны и водосборники

Для достижения наименьшего объема земляных работ укладка
газопроводов производится по возможности параллельно позерх-
иости дорожного покрытия, при этом глубина заложения газопро-
вода в грунт должна быть не менее 1,5 м и не более 2,2 м от
поверхности земли до верха трубы; минимальная глубина заложе-
ния вводов при входе в здание 1,2 м [25]. «Правила устройства
и эксплуатации газовых сетей городов и населенных пунктов»
[51] являются общими и обязательными для всех видов горючего
газа — искусственных и осушенных природных. Газоснабжение
большинства городов СССР осуществляется осушенным природным
газом, не содержащим нафталина, смол и других примесей, выпа-
дающих из газа при низких температурах. Эти положительные
качества природного газа служат достаточно убедительным осно-
ванием для изменения «Правил...» в части разрешения подземной
прокладки газопроводов природного
газа с минимальным заглублением
не более 1 м от поверхности земли
до верха трубы для центральных
районов СССР. Такое уменьшение
глубины заложения газопровода
значительно уменьшает объем зем-
ляных работ без нарушения и ущер-
ба изоляционных свойств покрытия
трубопроводов и без заметного уве-
личения температурных напряжений
в теле трубы, определяемых по вы-
ражению

Рис. 67. Конденсатосборник низ-
кого давления московского типа.

а = с/.ЕЫ,

(99)

где а — напряжение, кгс/см^,
а. — коэффициент линейного
расширения материала тру-
бы; Для стали к 0,000012;

Е—модуль упругости матери-
ала трубы; для стали Е
= 2-106 кгс/см^,

— разность температур (мак-
симальной температуры
при строительстве 30°С и
минимальной температуры
грунта на глубине заложе-
ния трубы 12° С), ° С.

Уменьшение глубины заложе-
ния газопровода до 1 м вместо

1,5 ж по «Правилам...» приводит к незначительному росту А/,
что в свою очередь дает на основе выражения. (99) небольшое уве-
личение температурного напряжения в теле трубы.

При транспортировании по трубам искусственных горючих га-
зов, содержащих водяные пары, последние при охлаждении газа
конденсируются, поэтому «Правилами.,.» [51] предусматривается
для отвода конденсата прокладка газопроводов с' уклоном не менее
0,0015, и в наиболее низких точках газопроводов, в местах из-
менения направления уклона газопровода, устанавливают конден-
сационные горшки (сифоны) для сбора и удаления конденсата. На
рис. 67 показан один из наиболее распространенных образцов
врезного конденсатосборника низкого давления московского типа.
Он (рис. 67)- состоит из корпуса 1, муфты 2, стояка 5, планки
против провертывания 4, ковера 5, железобетонного основания под
ковер 6, муфты 7 и пробки 8, при открытии которой конденсат
под давлением газа вытекает наружу. Имеется и ряд других кон-
струкций конденсатосборников—-низкого (например, ленинградский),
среднего и высокого давлений, описание которых приведено в спе-
циальной литературе [34 и др.]. Размер конденсатосборника при-
нимается без расчета по диаметру газопровода.

При транспортировании осушенного природного газа прокладка
газопроводов с требуемым уклоном и установкой конденсатосбор-
ников ничем не оправдана, она .значительно усложняет и удорожает
строительство. Ссылки на возможность попадания влаги в газопро-
воды во время производства монтажных работ или необходимость
увлажнения паром либо водой газа для предотвращения преждевре-
менного разрушения мембран регуляторов, пеньковых уплотнений
раструбов и т. п. нельзя признать убедительными, так как газо-
проводы перед пуском газа тщательно продуваются, а увлажне-
ние газа в настоящее время производят маслами.

в)	Трубы для городских газовых сетей.

Компенсаторы

Городские газовые сети в последнее время выполняются пре-
имущественно из стальных труб (табл. 27), что уменьшает расход
металла, ускоряет производство работ благодаря большей длине
стальных труб по сравнению с чугунными, обеспечивает прочность
и плотность соединений.

При изменении температуры стальной газопровод с заделанными
концами не имеет возможности удлиняться или укорачиваться й
в нем возникают внутренние напряжения, величина которых опре-
деляется по выражению (99). Для стальных газопроводов, уложен-
ных ниже зоны промерзания, величина температурных напряжений
не превосходит 300—500 пгс/ся^, что для тела стальной трубы не
представляет серьезной опасности. На открытых участках газопро-
вода (на мостах, эстакадах и т. п.) температурные напряжения до-
стигают значительных размеров, с которыми нельзя не считаться.
В последнем случае необходимо предусмотреть устройства для вос-
приятия этих напряжений; такими устройствами являются компен-
саторы. Таким образом, компенсаторы (сальниковые, линзовые)
необходимы на открыто прокладываемых газопроводах и в местах
установки грунтовых задвижек на уложенных в грунт газопрово-
дах (подробнее см. [34 и.др.]).

В СССР стали применять для городских газовых сетей водо-
проводные асбоцементные трубы с нанесенным на них пленочным
покрытием из фенолоформальдегидной смолы (для устранения га-
зопроницаемости стенок асбоцементных труб) и трубы из синтети-
ческих материалов (полиэтиленовые).

В 1962 г. в Саратове сдан в эксплуатацию первый в СССР
городской газопровод низкого давления из асбоцементных труб.
Для городов Российской Федераций (Оренбург, Бузулук, Энгельс,
Уфа и др.) предусмотрены в проектах газоснабжения асбоцемент-
ные трубы [52].

В Саратове успешно эксплуатируется дворовый и внутридомо-
вый газопроводы из винилпластовых труб [52].

Намечается строительство полиэтиленового газопровода в Там-
бове и в Свердловске—газопровода высокого давления (до 12 кгс/см2)
из предварительно напряженных железобетонных труб с нанесе-
нием- внутреннего пленочного покрытия (из полиэфирной смолы
холодного отвердения), исключающего утечку газа через стенки
железобетонных труб [52].

Применение для газовых сетей труб из синтетических материа-
лов, асбоцементных и железобетонных труб исключает необходи-
мость защиты труб с помощью изоляционных покрытий от корро-
зийных воздействий (почвенной и электрической коррозии).

г)	Соединение стальных труб

 Соединение стальных труб осуществляется автоматической и
полуавтоматической электросваркой под слоем флюса, ручной элек-
троконтактной и газопрессовой сваркой. Лабораторией сварки
ВНИИСТа разработана технология сварки в защитной струе угле-
кислого газа. Газовая сварка допускается при наружном диаметре
газопровода, не превышающем 114 мм, и давлении в нем до
3 кгс) см2.

В процессе ее происходит выгорание таких компонентов мате-
риала стенок стальных труб, как углерод, марганец и кремний,
что приводит к изменению и ухудшению химических и физико-ме-
ханических свойств металла, вследствие этого газовая сварка сталь-
ных газопроводов высокого давления в настоящее время не при-
меняется.

Усиление сварных стыков газопроводов путем наварки муфт
применяется на переходах через реки и другие водные препятст-
вия, а также при пересечении железных дорог.

Качество сварки зависит от сварочных материалов, от квалифи-
кации сварщиков. Контроль самих соединений осуществляется
преимущественно физическими методами, без разрушения стыков.
Разработанный ВНИИСТом магнитографический метод контроля
безопасен в работе и дает удовлетворительные результаты. Сущ-
ность его состоит в фиксации дефектов сварного шва на ферро-
магнитной ленте в виде импу'льсов. Ведется также изучение уль-
тразвукового метода контроля. В настоящее время просвечиванию
подвергается 2% стыков, сваренных каждым сварщиком. В случае
выявления неудовлетворительных стыков требуется проверить 10%
стыков. По мере совершенствования методов контроля необходимо
осуществлять проверку всех стыков и вести ее вслед за образо-
ванием швов.

д)	Защита газопроводов от коррозии

Все подземные стальные газопроводы (трубопроводы) подвер-
жены почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими
токами. В связи с этим необходима защита труб от коррозийных
воздействий. В настоящее время трубопроводы подвергаются ком-
плексной защите с помощью изоляционных покрытий и электри-
ческого тока.

В грунтах всегда содержатся соли, кислоты, щелочи и орга-
нические вещества, вредно действующие на стенки стальных труб.

Свойства различных грунтов в отношении разъедания неодина-
ковы: сухой песок имеет малую коррозийность, солончаки же, в
особенности при наличии влаги, являются наиболее агрессивными
грунтами. Грунтовые условия неодинаковы на всем протяжении
трассы газопровода. Поэтому до постройки газопровода необходи-
мо произвести обследование грунтов по всей трассе и составить
проект защиты газопровода от разъедания.

Коррозийность грунтов определяется их электросопротивлением
.в зависимости от содержания солей, кислотности и влажности.
Междуведомственной комиссией по борьбе с подземной коррозией
при техническом отделе Моссовета установлено пять категорий
по степени коррозийное™ грунта, которые приведены в табл. 48.

Таблица 48

Степень коррозийности грунта	Ожидаемый срок, появления сквозного проедания на не за- щищенном «оОляцией трубопроводе, годы	Сопротивление грунта, ом/рл (по Шлюмберже)
Низкая	Более 25	Выше 100
Нормальная	10—25	20—100
Повышенная	5—10	10—20
Высокая	3—5	5—10
Особо высокая •	1—3	0—5

Для предохранения подземных трубопроводов от разъедания
чаще всего применяется поверхностная защита противокоррозийной
изоляции. Типичное противокоррозийное покрытие состоит из грун-
товки, называемой праймером, из нескольких слоев битумной эмали,
усиливаемой гидроизолом и крафт-бумагой.

Материалами для битумной эмали являются: нефтяной битум
марки БН-1У в количестве 85% по весу (применение каменноуголь-.
ного битума не разрешается), каолин или молотый известковый
камень в количестве по весу 15%; осевое масло добавляют в би-
тумную эмаль от 3 до 5% от веса мастики [25]. Грунтовкой
является раствор битума в бензине в отношении 1:3 по объему;
удельный вес грунтовки 800—820 кг/м?.

Гидроизол, применяемый в качестве усиливающей обертки,
должен быть марки ГИ-1 и ГИ-2 [6]. Применение мешковины
вместо гидроизола допускается только для изоляции фасонных
частей и при ремонтных работах.

Ролевая крафт-бумага применяется в качестве защищающей
обертки. Типы противокоррозийной изоляции приведены в табл. 49
[25]'.

Таблица 49

Наименование изоляции

Номер слоя от поверхности металла	усиленная	весьма усиленная
1	Грунтовка	Грунтовка
2	Битумная эмаль	Битумная эмаль
3	Битумная эмаль	Битумная эмаль
4	Гидроизол	Гидроизол
5	Битумная эмаль	Битумная эмаль
6	Битумная эмаль	Битумная эмаль
7	Крафт-бумага	Гидроизол
8		Битумная эмаль
9		Битумная эмаль
10		Крафт-бумага

Протекторная защита предотвращает разрушение металла при
помощи электрического тока, вырабатываемого в самой защищае-
мой системе созданием гальванической пары, состоящей из сталь-
ной трубы газопровода и электрода протектора из другого металла
с более отрицательным потенциалом. Для такой пары, электрически
соединенной проводником, электролитом служит солесодержащая
влага почвы. Для протекторной защиты применяются цилиндриче-
ские электроды весом 5—10 кг, изготовляемые из цинка, алюми-

1	При этом толщина изоляции будет: усиленной — 6 мм, весьма усиленной —
9 мм.
ния или магния; эти электроды устанавливаются в земле на рас-
стоянии примерно 3 л от защищаемого трубопровода, расстояние
между электродами по протяженности газопровода выбирается
в зависимости от коррозийной активности грунта, состояния и на-
личия противокоррозийной изоляции газопровода. К- газопроводу
и электродам присоединяются изолированные провода, которые вы-
водятся к поверхности земли в специальные небольшие колодцы
с лючками и здесь соединяются клеммами. Возникающий в галь-
ванической паре ток постепенно разрушает материал электродов,
предохраняя одновременно от коррозии защищаемый газопровод.

К новым изоляционным материалам и средствам защиты сле-
дует отнести широко применяющиеся в зарубежных странах рулон-
ные материалы из. стекловолокна. Опыт применения получаемых
из Чехословакии труб, изолированных на заводе битумной масти-
кой с армированием стекловолокнистой рогожкой, показал, что
такая изоляция более совершенна. Относительно низкая стоимость
; стекловрлокнистых материалов, высокая механическая прочность и
Стойкость в эксплуатации позволяют армировать ими покрытия из
нефтяных битумов.

Защитная стойкость изоляции зависит от ряда факторов. Более
’ стойки покрытия из малосернистых битумов. Добавка 1—3% по-
листирола делает мастику более щелочестойкой, а добавка 0,3—0,5%
антисептика предохраняет ее от разрушения бактериями и корнями
растений. Стойкость покрытий зависит также от повышения связи
битумной изоляции с металлом. В настоящее время применяется
грунтовка из битума, растворенного в бензине. Грунтовки лучшего
качества получаются из смол на основе фуроловых производных.

Для электрозащиты трубопровода от почвенной коррозии при-
меняют катодные станции и протекторы.

При катодной защите необходимый электрический ток получают
от внешнего источника, причем защищаемый газопровод делается
катодом, а заземление — анодом.

В США широкое распространение получили изоляционные ма-
териалы, изготовляемые на основе синтетических смол и пластмасс.
Защитные свойства пластмассовых материалов весьма высоки,
способ нанесения их на трубы в холодном состоянии дешев и
производителен.

Применение осваиваемой промышленностью самоприклеивающей-
ся пластмассовой ленты позволит значительно упростить нанесение
покрытий на трубы.

В СССР уже организовано производство труб относительно не-
больших диаметров, покрытых эмалью, которая достаточно хоро-
шо защищает металл от коррозии.

В технике выполнения изоляционных работ достигнуты некото-
рые успехи: очистка поверхности труб от ржавчины и окалины,
покрытие очищенной поверхности слоем битумной грунтовки и
затем нанесение изоляционных слоев из битумных мастик с оберт-
кой их рулонными материалами выполняются с помощью специаль-
ных машин. Для очистки и праймирования труб применяются ма-
шины ОМЛ-1, которые производят очистку набором скребков, ша-
рошек и стальных щеток, расположенных на вращающемся вокруг
трубы рабочем роторе; на машине смонтированы емкости для прай-
мера, из которых он поступает на трубу и разравнивается при
помощи ковриков и мягких травяных щеток. Для очистки и прай-
мирования труб применяются машины ОВС-2, ОМ Л-4, ОЭ-1. Изо-
ляция труб производится самоходной машиной ИМ-1, которая
имеет сменное оборудование для труб диаметром от 219- до ,720 мм.
Глава 12

СЖИГАНИЕ ГАЗА

§ 73.	ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА

Основными горючими газами, составляющими газообразное топ-
ливо, являются водород Н2, окись углерода СО, предельные угле-
водороды (метановый ряд СпН2я+2): метан СН4, этан С2Не, пропан
С8Н8, ' бутан С4Н10, пентан С5Н12, в меньшей мере непредельные
углеводороды (этиленовый ряд С„Н2„): этилен С2Н4, пропилен С3Н6
и др. Группу этиленового ряда (олефины) в составе газообразного
топлива обычно обозначают термином С„Нт и в расчетах свойства
этой группы «принимают по этилену С2Н4.

К основным характеристикам газообразного топлива относятся:
теплотворность, необходимое количество воздуха для полного сжи-
гания единицы объема газа, объем и состав продуктов горения от
сжигания единицы объема газа, температура горения, скорость
распространения пламени, пределы воспламеняемости газовоздушной
смеси и др.

В табл. 50 приведены основные характеристики отдельных го-
рючих газов, входящих компонентами в горючие газовые смеси.

Важнейшей характеристикой газообразного топлива является
его теплотворность, под которой разумеется тепловыделение на
единицу объема (ф ккал/нм8).

Величины низшей теплотворности (0% ккал/нм3) отдельных го-
рючих газов приведены в табл. 50.

Теплотворность (низшая) газообразного топлива определяется
как сумма произведений теплотворностей горючих компонентов газа
соответственно на их объемные доли по выражению (13).

§ 74.	ОБЪЕМНЫЕ РАСХОДЫ ВОЗДУХА НА ГОРЕНИЕ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА

Теоретически необходимое количество воздуха для полного
сгорания 1 нм8 газового топлива рассчитывается на основе стехио-
метрических зависимостей..

Горение водорода в воздухе происходит по реакции

2Н2 + О2 + 3,76 Ы2 = 2Н2О + 3,76Ы2.	(а)
Таблица 50

Показатели	Горючие газы								
	окись углерода	водород	метан	этан	пропан	бутан	пентан	этилен	пропилеи
Химическая формула	со	н2	сн4	С2нв	С3Не	С^Ню		с2н4	С3Нв
Вес 1 нм3 газа у0, кг/нм3	1,259	0,089	0,717	1,341	1,970	2,600	3,220	1,261	1,875
Низшая теплотворность 1 нм3, ккал/нм3	3050	‘ 2570	8550	15200	21700	28350	34900	14560	20850
Теоретическое количество воз- духа для сжигания 1 нм3 го- • рточего газа, нм3	2,4	2,4	9,5	16,7	23,7	31,0	38,2	14,3	21,4
Максимальная скорость распро- странения пламени в трубе диаметром 25,4 мм м/сек	1,25	4,85	0,67	0,86	0,82	0,82		1,42	—
Содержание горючих газов в смеси с воздухом при 0° С и 760 .мм рт. ст. с максималь- ной скоростью распростране- ния пламени 1, %	45	38,5	9,8	6,5	4,6	3,6	г	—	6,5	—
Из выражения (а) следует, что на сжигание 1 нм3 Н2 требуется
0,5 нм3 О2 или примерно 2,4 нм3/воздуха.

Горение окиси углерода в воздухе является сложным процессом;
окисление окиси углерода происходит только в том случае, если
в смеси содержится некоторое количество водорода или влаги,
которые приводят к образованию атомов и радикалов Н, Ой ОН,
создающих условия для образования цепей (подробнее см. [53]).

Горение окиси углерода в воздухе в конечном счете протекает по
реакции

2СО + О8 4- 3,76 И2 = 2СО2 + 3,76Ы2.	(б)

Из выражения (б) видно, что на сжигание 1 нм3 СО.требуется
0,5 нм3 О2 или примерно 2,4 нм3 воздуха.

Горение углеводородов вида С„Н„г в воздухе происходит по
реакции

СЛН,„ + (п +	О2 + 3,76 (п 4 И2 = нСО2 4 Н2О 4

43,7б(п4~)и2.	(в)

Из выражения (в) вытекает, что на сжигание 1 нм3 С,,Нт тре-
буется (и4'"т) нл13 О2 или примерно 4,8 ^п4_'т) нм3 воздуха.

В табл. 50 приведено теоретически необходимое количество воз-
духа в нм3, вычисленное по выражениям (а), (б) и (в), для полного
сгорания 1 нм3 горючего газа. Теоретически, необходимое количество
воздуха для полного сжигания 1 нм3 газового топлива на основе
(а), (б) и (в) определяется по формуле

Ио = 0,024 {СО -р- Н2 4 2Е (и 4 С„НШ -

— 2О2| нм3- воздуха/нм3 сухого газа.	(100')

В развернутом виде выражение (100') примет вид

г0 = 0,024 (со 4 н2 4- 4сна 4 7С2н6 4- юс3н8 41зс4н10 4... 4
46С2Н4—'2О2) нм3 воздуха/нм3 сухого газа. (100)

В формулах (100) и (100') компоненты СО, Н2, СН4,...,О2
входят в процентах по объему на 1 нм3 сухого газа.

Для природного газа теоретически необходимое количество
воздуха для полного сгорания 1 нм3 газа может быть определено
через углеродное число п по выражению [5]

Уо = 7,1 Зп 4- 2.28 нм3 воздуха/нм3 сухого газа. (101)

Топочные процессы полного сгорания газа ведутся с известным
избытком воздуха, причем под коэффициентом избытка а понимают
отношение поданного количества воздуха Иа к теоретическому Ио,
т. е.

Для полного сжигания газообразного топлива коэффициент
избытка воздуха принимается в пределах и= 1,05-4-1,15.

Пример 31. Определить теоретически необходимое количество воздуха’ 1/0нм3
для полного сгорания 1 нм3 природного газа состава: СН4—97,9%; С2Не-М),5%;
С3Не—0,2%; С4Н10—0,1%; СО2-0,1%; И2 — 1,2%.

Решение. Величина 1/0“ нм3 воздуха/нм3 сухого газа, вычисляемая по об-
щему выражению (100) для любого горючего газа, составит

1/0 ±= 0,024(4СН4 + 7С2Н6 + 10С3Н8 + 13С4Н10) = 0,024(4-97,9 +-7-‘0,5 -ф
+ 10-0,2 + 13-0,1) = 9,5 нм3 воздуха/нм3 сухого газа.

Величина 1/0, подсчитанная по формуле (101) для природного газа, 'равна

Уо = 7,13п + 2,28 = 7,13-1,01 + 2,28 = 9,5 нм3 воздуха/нм3 сухого газа,
где п — углеродное число, вычисленное для условий задачи по выражению (4).

§ 75.	СОСТАВ ПРОДУКТОВ ГОРЕНИЯ ПРИ СЖИГАНИИ
ГАЗОВОГО ТОПЛИВА

На основе приведенных в § 74 стехиометрических зависимостей
(а), (б) и (в) состав продуктов горения при полном сжигании 1 нлг3
любого газового топлива находится по выражениям:

объем- углекислого газа	*

Псо2 = 0,01 (СО + СО2 + ЕпС„Нт) нмВ 9/нм9 газа;

объем водяного- пара

Нн2о = 0,01 [Н2+ 0,5	ф-0,124(4+

+ кП04)1 нм9/нм? газа',
объем двухатомных газов

Ио2 + ы2 — Нс (« —• 0,21) + 0,01 М2 нм9/нм9 газа.

(Ю2)

В системе уравнений (102) величины СО, СО2, С„Нт входят в
процентах по объему на 1 нм9 газа; 4~- влажность газа, г/нм9',
4 — влагосодержание воздуха, г/нм?

Полный объем продуктов сгорания 1 нм9 газового топлива
определяется по формуле

ЕН = Нсо2 + Ин2о + Но, + и, 'нм?/нм9 газа.	,(103)

Для природного газа состав продуктов горения при полном сжига-
нии 1 нм9 и полный объем продуктов сгорания могут быть вычислены
не только по общим выражениям (102) й (103) для любого' горю-
чего газа, но также на основе нижеприведенных зависимостей [5]:'
Всо2 = п- нм3/нм3 газа\

Ун2о = п 1 нм?/нм3 газа;

К>2 + м2 = 1,5 (4,7а — 1) п + 0,4 (5,75а — 1) нм3/нм3 газа; (^4)

ЕВ = 0,5(14,1а— 1)п0,8(3,8а4-1) нм?/нм? газа.

Пример 32. Определить состав продуктов горения при полном сжигании
1 нм3 природного газа состава, приведенного в примере 31. Коэффициент избыт-
ка воздуха а == 1,1. На горение потребляется воздух (7 = 15° С, ф = 50%, йв =
= 6,4 г/нм3); содержание влаги в природном газе (1,- — 1,5 е/нл3.

Решение. Для условий поставленной задачи решение примера 31 дает
п = 1,01 и Ро = 9,5 нм3 воздуха/нм3 газа.

На основе выражений (102) для любого горючего газа имеем:

Усо2 = 0,01 (СО2 + СН4 + 2С2Н6 и- ЗС3Н8 + 4С4Н10) = 0,01 (0,1 +
+ 97,9+ 2-0,5+ 3-0,2 +4-0,1) ® 1 нм3/нм3 газа;

Ун2о = 0,01 [0,5 (4СН4 + 6С3Не + 8С3Н8 + 1ОС4Н1о) + 0,124 (йг + аЦ+в)] —
= 0,01 [0,5 (4-97,9 + 6-0,5 + 8-0,2 + 10-0,1) + 0,124(1,5 + 1,1 -9,5-6,4)] =•
2,06 нм3/нм3 газа;

I/ о2 + м2 = Ко (т — 0,21) + 0,01 К2 = 9,5(1,1 — 0,21) + 0,01 -1,2 =
= 8,46 нм3/нм3 газа;

IV = Ксо2 + Нн2о + Ко2 + м2 = 1 + 2,06 + 8,46 = 11,52 нм3/нм3 газа.

Состав и полный объем продуктов сгорания для природного газа могут
быть определены также по выражениям (104):

Ксо2 = п — 1,01 нм8/нм3 газа;

Нн2о = п + 1 = 2,01 нмв/нм3 газа;

Уо2 + М2= 1,5(4,7а— 1)гГ+0,4 (5,75а— 1) = 1,5(4,7-1,1—1)0,01 +

+ 0,4(5,75-1,1 — 1) = 8,44 нм3/нм3 газа;

IV = 0,5 (14,1а — 1) п + 0,8 (3,8а + 1) == 0,5 (14,1 -1,1—1) 1,0.1 +
+ 0,8 (3,8-1,1 + 1) — 11,47 нм3/нм3 газа,

§ 76.	ТЕМПЕРАТУРА.ГОРЕНИЯ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА

В расчетной практике получила распространение так называе-
мая теоретическая температура горения, под которой понимают
адиабатическую температуру горения при среднем практическом
избытке воздуха а > 1.

Для адиабатического процесса сгорания газового топлива
в низко- (примерно до 1000° С) и среднетемпературной (примерно
от 10.00 до 1800° С) областях горения теоретическая температура
горения может быть определена из уравнения теплового баланса:

4" Сг/г 4- а!/0СБ(в = /теор ВВС,
где — низшая теплотворность газового топлива, ккал/нм3-,

Ст— средняя теплоемкость горючего газа. Линейный характер
имеет зависимость средней теплоемкости природного газа
от его углеродного числа п [5]:

Сср = 0,2333п-ф-0,157 ккал!нм3-град',	(105)

1Г— температура горючего газа, °С;

Сг/Г — теплосодержание газового топлива, ккал/нм8-,
а — коэффициент избытка воздуха;

]70 — теоретически необходимое количество воздуха для пол-
ного сгорания 1 нм3 газового топлива, нм3 воздуха/нм8-газа;

Св — теплоемкость воздуха, ккал/нм8-град',

/в — температура воздуха, °С;

аУъСв/в — теплосодержание воздуха на сжигание 1 нм8 газового
топлива, ккал/нм3-,

У1/С — сумма произведений объемов компонентов продуктов сго-
рания на их средние теплоемкости, равная

2УС = 1/согСсо2 + Рн2оСн2о + Ум8 +о2Сн2 +о2.

Значения теплоемкостей компонентов продуктов сгорания при
соответствующих температурах берутся по табличным данным [54,
55, 56 и др.];

/теор— теоретическая температура горения газового топлива, °С.

Из уравнения теплового баланса имеем

0“ + Сг/Г 4-

/теор- р	град.	(106)

Для высокотемпературной области горения (выше 1800° С)
в условиях ускоренного протекания обратных процессов распада
продуктов полного сгорания (диссоциация) при определении теоре-
тической температуры горения учитываются потери тепла на дис-
социацию <7ДИС. При этом выражение (106) примет вид

Ор + Сг/Г +” «НС,А <7дис _	ПСГГь

4еор = —-------------------- град.	(107)

В реальных топках протекание процесса всегда сопровождается
некоторым теплоотводом (часто сознательно организуемым), вслед-
ствие чего практически развиваемая в топке средняя температура
процесса полного сгорания будет меньше соответствующего теоре-
тического предела (подробнее см. [57]), тогда

и-=(1“Жеор	(108)

где (1 — ф) —.доля тепловыделения, переходящая в теплосодержа-
ние продуктов сгорания;

ф— доля отведенного тепла, в основном зависящая от
величины холодных, лучевоспринимающих поверхнос-
тей нагрева, окружающих рабочее пространство то-
почного устройства.


§ 77. Скорость распространения пламени 221

§ 77. СКОРОСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЛАМЕНИ

При горении сплошной однородной горючей смеси образуется
фронт горения вследствие теплопроводности горючей смеси и воз-
никшей разности температур, который перемещается с некоторой

скоростью в направлении, нормальном к его
сгоревших участков в сторону свежей сме-
си. Скорость распространения фронта горе-
ния получила название нормальной скорос-
ти (Цнорм) распространения пламени, которая
может быть экспериментально измерена.

Фронт горения может быть остановлен,
если горючая смесь движется . навстречу
ему со скоростью, равной нормальной
скорости распространения пламени. Приме-
ром остановленного фронта горения явля-
ется конус бунзеновской горелки, на по-
верхности которого проекция скорости по-
тока шпот на нормаль к образующей конуса
равна нормальной скорости распростране-

поверхности, от уже

норм.

л

Фронт горения

'норм.

Рис. 68.
горючего

ния фронта горения пЫО|)Ы, т. е. имеет место
выражение (рис. 68)

®порм =ШпотСО8ф
----------------- ^иорьг (109)

Выражение (109) носит название «закона
косинуса» (закон Михельсона).

Фронт горения
газа: скорость

потока шпот; скорость рас-
пространения фронта горе-
ния ЙНОрм-

Максимальная скорость распространения пламени газовой смеси
к'см Б трубе диаметром 25,4 мм при I — 20° С и Р = 760 мм рт. ст.
определяется по выражению

№см = 0,0и(^+^ + ...+-^) м/сек, (ПО)

где Ь — содержание газа в смеси, обеспечивающее максимальную
скорость воспламенения газовой смеси, вычисляемое по
формуле

П, г2> • гп — содержание отдельных компонентов от горючей
части газовой смеси, %;

Шх, ио2, ..., и>п — максимальная скорость распространения пламени
горючих компонентов газовоздушной смеси. Зна-
чения ш2, ..., приведены в табл. 50;

4, /2, •••> 1п— содержание компонентов газа в смеси с воздухом,
дающее максимальную скорость распространения
пламени, %. Значения 11г 12...................../„	приведены

в табл. 50.
В табл. 50 значения а> и I относятся к диаметру трубы разме-
ром 25,4 мм. Скорость распространения пламени зависит от диа-
метра трубы. На рис. 69 изображен график поправок ш к ско-
рости распространения пламени в трубах разных диаметров [58].

Содержание в газовой смеси инертных газов (СО2 и и др.)
приводит к снижению скорости распространения пламени.

. Действительная скорость распространения пламени с учетом
диаметра трубы и содержания в газе балласта определяется по
выражению

®см -= ©сы ш [ 1~ 0,01 (М2 4- СО2)] м/сек,	(111)

где М2, СО2 — содержание в газовой смеси соответственно
азота и углекислоты, %.

Зависимость скорости распространения' пламени от температуры
смеси находится по формуле

I ®см I/ — И-’см ” ) >	(112)

где I— температура смеси, °С.

Пример 33. Для трубы диаметром 159/150 мм определить максимальную
температуру распространения пламени смеси газа состава (0°С и 760 мм рт. ст):
СН4’— 25%; С3Н8—1,6%; Н2 —60%; СО —4%; СО2 —2%; И2 —7% и
О2 —0,4%.

Газовая смесь подается при температуре ( = 20°С.

Решение. Горючая часть газа в смеси

гг = 100 — (СО2 +	+ О2) = 100 — (2 + 7 4- 0,4) = 90,6%.

Состав горючей части смеси без" балластных примесей:

100	„ 100

О= юо —5 -СН4 = 25 0о>6 =27,6%;

1°0 „гт . юо
га— юО — 5 -С3Н8 — 1,6 90,б =1,77%;

100	100

гъ = юо — 5	= 60 90,6 = 66’2%:

Ю0 _	, 100

г4 ~ ЮО— Б ’ СО “ 4 90,6 ~ 4,43 /о-
Содержание горючей части газа в смеси, имеющей максимальную скорость
распространения пламени, согласно выражению (ПО') и значениям табл. 50,
равно

ь _	100	__	100

/1 г2 Г3 г4 27,6 , 1,77	66Д 4ДЗ~= 19’8%“

/1 + 4 + /з + /4 ЭЛ + 4,6 + 38,5 + ~45~

Максимальная скорость распространения пламени газовой смеси в трубе
диаметром 25,4 мм при / = 20°С и. Р — 760 мм рт. ст., согласно выраже-
нию (ПО) и значениям табл. 50, составит

®см

I	г2и)2 г3ы3 г4ш4 \

\	11 + /2	+ /3	+ 11 /

( 27,6	1,77	66,2	4,43	\

= 0,01 • 19,8	-0,67 -|- —-0,82 + -д^-ЛДб +	• 1,25I = 2,15 м/сек.

Действительная скорость распространения пламени с учетом размера трубы
(159/150 мм) и балластных примесей определяется по выражению (111):

«4 =	® [1 — 0,01 (Ы2 + СОД = 2,15-2 [1 — 0,01 (7 + 2)] = 3,9 м/сек.

§ 78. СКОРОСТЬ ГОРЕНИЯ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА. ДИФФУЗИОННОЕ,
КИНЕТИЧЕСКОЕ, СМЕШАННОЕ И БЕСПЛАМЕННОЕ ГОРЕНИЕ ГАЗА

Одной из важнейших характеристик газового топлива является
время, необходимое для полного завершения процесса сгорания
газа тгор. Это время тгор слагается из времени смешения газа
с окислителем тсм, подогрева газовоздушной смеси до температуры
воспламенения тпод и времени протекания самой химической реак-
ции тх, т. е. имеет место выражение

тгор тх Ч- тпод “1” тсм>	(113)

где тгор — время для полного завершения процесса сгорания
газа, сек;

тх — время протекания собственно “химической реакции горе-
ния, сек;.

тпод— время, необходимое для подогрева газовой смеси до
температуры воспламенения, сек;

тсм — время, необходимое для смешения газа с окислителем
(воздухом), сек.

Время протекания химической реакции. горения в факеле может
быть определено по выражению [59]

тх = 2^г~ув —сек,	(114)

* Г-- * о

мнорм

где ТГ — теоретическая температура горения, °К;

Тр — температура горючей смеси перед фронтом пламени, “К;

То — температура исходной смеси, ° К;

а — коэффициент температуропроводности пламени, см?]сек,
Цюрм — нормальная'скорость распространения пламени, см/сек.'
общим давлением в реакционном пространстве и концентрацией
реагентов в зоне горения.

Кинетический принцип сжигания газа осуществляется путем
предварительного создания однородной (гомогенной) смеси (из горю-
чего газа и воздуха), которая и вводится в топочное устройство,
при этом горение протекает в сплошной однородной срёде при
постоянном избытке воздуха’ (а — сопзД с постоянной .теплопроиз-
водительностью (ф" --соп.ч!) и постоянной, скоростью нормального
распространения пламени (цюрм — сой81) при данной температуре.

Предварительное образование однородной горючей Смеси (газо-
образное топливо и воздух) в небольших объемах не представляет
практической опасности вследствие малой теплоплоТностй такой
смеси, легкости и доступности простых мер,’- предотвращающих
возможность распространения  процесса горения на этот объем
(минимально, допустимая‘-скорбеть подачи готовой смеси, примене-
ние предохранительной сетки или решетки с критическим диамет-
ром ' отверстий, применение взрывных клапанов, выбрасывающих
избыточный газ в безопасном направлении при внезапном скачке
давления).	-

Если время физической стадии процесса больше времени про-
текания -стадии химической реакций, т. ё. Сф>тх -(например,
введение в топку или • реакционную камеру газообразного топлива
отдельно от газообразного окислителя), то время для полного за-
вершения процесса сгорания газа определяется временем смесеобра-
зования:

Трор ~ Иф.

В этом случае процесс горения протекает в диффузионной
области, скорость его определяется факторами гидродинамического
характера (скоростью потока, размерами и формой обтекания тел
и т. п.) и перестают играть определяющую роль свойства топлива
и окислителя, а также температурный фактор.

В диффузионных горелках .с параллельными потоками горючего
газа и воздуха при одинаковых начальных скоростях- и удельных
весах начальная стадия смесеобразования возникает за счет мед-
ленной молекулярной диффузии с тем большей длиной факела,
чем больше скорость потока  в пределах ламинарного режима;
такие диффузионные горелки имеют весьма умеренные форсировки.

Для диффузионных горелок средних и больших форсировок'
с комйажтиыми короткими факелами применяют усилители турбу-
лентной Диффузии в виде направляющих "аппаратов С различными
углами встречи между смешиваемыми потоками: всевозможные
решсзШ, турбулиапрующие- поток и образующие множес тво корот-
ких турбулентных следов, равномерно- распределенных по всему
сечению: ОПОТОКШ; различные плохо обтекаемые тела, за которыми •

15 э. х. фдмыцшМ
,в потоке образуется турбулентный след, являющийся зоной интен-
сивного смешения.

Таким образом, диффузионный способ сжигания газа является
чрезвычайно гибким, реализуемым в/ самых разнообразных формах
и для. различных форсировок.;

Смешанный принцип сжигания газового топлива получил широ-
кое распространение в промышленной топочной технике и сво-
дится к простейшему ’ приему предварительного смешения .горючего
газа с частью воздуха, необходимого, для горения;. такая смесь
характеризуется коэффициентом избытка, меньшим единицы, (аг < Г).
Воздух, идущий на образование этой первичной смеСи, называют
первичным; воздух, поступающий в рабочее пространство топки
дополнительно и независимо от потока топлива, называют вто-
ричным.

Возможность регулировки первичной смеси по первичному
избытку воздуха позволяет изменять состав смеси, выдаваемой
горелкой, и осуществлять режимы горения в. пределах от' чисто
кинетического (й].	1) до .чисто диффузионного (ях — 0), включая

все промежуточные этапы между* ними.

Сжигание горючей смеси, заранее приготовленной и обладающей
хорошей- однородностью,, в порах или каналах раскаленной огне-
упорной насадки, размещенной в головке горелки, получило на-
звание «беспламенного сжигания».

При горении заранее; приготовленной однородной газовой смеси
в пористом насадке из специального огнеупорного материала неиз-
бежно образование фронта горения с поверхностью, равной сумме
боковых поверхностей множества „ мельчайших конусов со значи-
тельно, меньшей высотой по сравнению с. длиной пламенной зоны
единичного конуса. Так, для беспламенной горелки из огнеупор-
ной насадки, с мельчайшими порами в виде трубочек в количестве п
-штук и радиусом г при одинаковой теплопроизводительности с труб7
чатой горелкой радиуса Р получит развитие фронт горения с по-
верхностью, равной сумме боковых поверхностей мельчайших
 конусов с длиною пламени .(высотою конусов горения) равной
(подробнее см. [57, гл. 13])

Й” (1фак

Значительная аккумуляция тепла’ материалом огнеупорной на-
садки и вызываемая этим,, локализация высокотемпературной .зоны
.в'самой головке горелки улучшают и ускоряют подготовку сМеси.
к рступлению в. процесс горения, 'переводу , его на более высокий
температурный уровень, от’ которого Зависит скорость -нормаль-
ного.. распространения фронта : пламени;,‘.раскаленные . огнеупорные
;С.тенки пористой насадки играют1 роль первичного зажигания.
Каталитический эффект, приписываемый огнеупорным пористым
насадкам беспламенных горелок, даже при применении специальных
материалов (дунит и др.) не имеет достаточно убедительных осно-
ваний и опровергается, й частности, тем, что воздушные смеси
с парообразными углеводородами й газообразным метаном не дают
в этих горелках достаточно хорошей полноты выгорания, в то
время как подобные смеси прекрасно сжигаются в присутствии
платиновых и палладиевых катализаторов.
Время, необходимое для подогрева смеси до температуры вос-
пламенения, находится по формуле [59]

»	''“под — 2 СвК.	(115)

илорм

Время для полного завершения процесса сгорания газа или
время пребывания элементарного объема газа в факеле горелки по
выражению [59] вычисляется по формуле

где НфЯК — высота факела, ж;

^газ — скорость выхода газовоздушной смеси из головки го-
релки, м/сек.

Высота факела /гфак элементарной трубчатой горелки с радиу-
сом (при допущении, что конус горения имеет правильную
геометрическую форму) определяется по выражению [57]

Лфак = 7? 1/(П7)

Время, необходимое для смешения газа с окислителем (возду-
хом) во втором фронте пламени, на основе выражений (113), (114)
и (115) равно:

'Ссм = ''гор тх • Чюд-

Если принять за единицу времени величину тх, то имеет место
соотношение [59]

тх:гпад.:-ссм~1:20:10 000.	(118)

Если время физической стадии процесса сгорания газа меньше
времени протекания химической стадии, т. е. тх (например,
введение в топку или в реакционную камеру заранее приготовлен-
ной гомогенной горючей смеси — газообразного топлива с газооб-
разным окислителем), то время для полного завершения процесса
сгорания газа определяется временем протекания химической реак-
ции горения:

В этом случае процесс горения протекает в кинетической
области, скорость такого процесса не зависит от факторов гидро-
динамического и диффузионного порядка (скорости потока, разме-
ров и форм обтекания тел и т. п,), а определяется свойствами
гортрчей смеси, характеризуемой энергией активации, температурой,
ГАЗОГОРЕЛОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА

§ 79.	КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ ГОРЕЛОК

Сжигание газового топлива производится в газовых горелках,
представляющих собой механизмы для подачи к месту сжигания
требуемого количества горючего газа и' смешения его с воздухом
с выравниванием полей концентраций газа и воздуха.

Газовые горелки должны удовлетворять условию устойчивости
горения газа в заданных границах колебания нагрузки: горелки,
не обеспечивающие устойчивости горения газа в заданных грани-
цах колебания нагрузки, не могут эксплуатироваться из-за возмож-
ности взрыва в топке.

При устойчивом горении газа пламя спокойное и ровное без
проскакивания его внутрь горелки или отрыва от нее. Пределы
устойчивости работы горелки’ находятся‘в зависимости от скорости
распространения * пламени, диаметра отверстия и степени турбулент-
ности потока.

В практических расчетах пользуются предложенной В. А. Ми-
хельсоном [60] величиной, характеризующей тепловое напряжение
горелочных отверстий:

Я = км®],

где <7 — тепловое напряжение горелочных отверстий, ккал/л^-ч',
к — отношение поверхности, конуса горения к площади от-
•, верстия;

& —скорость распространения пламени, м/сек,
ф»— теплотворность газа, ккал]нм8.

В зависимости от способа сжигания газового топлива горелки
можно разделить на четыре группы:

а)	диффузионные низкого и среднего давления, исключающие
предварительное смешение газа с воздухом; процессы смесеобра-
зования, зажигания и полного сгорания при заданных радиацион-
ных характеристиках факела происходят в топке;

б)	инжекционные с полным предварительным смешением газа
воздухом (среднего давления газа) и с неполным предварительным
смешением газа с воздухом (низкого давления);
в)	дутьевые (кинетические) с полным предварительным смеше-
нием газа с воздухом, температура которого должна не пре-
вышать 500° С во избежание опасности воспламенения газа в про-
цессе смешения;

г)	беспламенные.

Таким образом, нельзя выбирать горелку, не учитывая условий
протекания процесса сгорания в топке; следует рассматривать всю
систему, обеспечивающую рациональное сжигание газа.

| М, СЖИГАНИЕ ГАЗА В ДИФФУЗИОННЫХ ГОРЕЛКАХ

Основным признаком диффузионного способа сжигания явля-
ется ввод в топку или в реакционную камеру газообразного топ-
лива отдельно от газообразного окислителя (воздуха).

Диффузионные горелки дутьевые и без вентиляторного дутья
сравнительно просты' в изготовлении,, весьма надежны в эксплуа-
тации (исключается опасность проскока пламени), работают как
При низком, так и при среднем давлении газа, дают, устойчивый
светящийся факел, обладающий высокой радиацией. Диффузионные
горелки бывают различных конструкций и различной произво-
дительности.

а) Диффузионные горелки умеренных форсировок

(в виде перфорированных труб)

В простейшем виде диффузионная горелка (рис. 70) представ-
ляет собой перфорированную трубу (с просверленными в ней
Отверстиями), в нее поступает под давлением газ, выходящий из

Рис, 70. Схема простейшей диффузионной горелки из перфорированной трубы,

отверстий без предварительного смешения, с воздухом; в топке
Ж смешивается путем диффузии с воздухом и постепенно сгорает,
Жм диффузионных горелок коэффициент первичного воздуха равен
*	/0).

СШШ факела, образующегося .при сжигании газа в горелках
ЙШффувмоиного типа, изображена на рис,. 71. Из него видно, что
801® УСТОЙЧИВОГО горения устанавливается на поверхности, которая
Рис. 71. Схема факела при
сжигании газа в диффузион-
ных горелках.

отделяет окислительную область, расположенную вне факела, от
восстановительной. В окислительной области имеются кислород,
продукты сгорания и отсутствует горючий газ. Восстановительная
область внутри факела характеризуется наличием горючих компо-
нентов газа, подвергающихся сильному нагреву. Для горючего
газа, состоящего из теплоустойчивых
составляющих (водород, окись углерода),
предварительный их нагрев не сказывает-
ся на последующем ходе диффузионного
процесса горения.

При сжигании газового топлива; со-
держащего углеводородные соединения
(природный газ, попутные нефтяные га-
зы), последние в зоне высоких темпера-
тур восстановительной области подвер-
гаются пиролизу и другим превращени-
ям,' вызванным подогревом в условиях-
отсутствия кислорода; в результате в ре-
акции горения принимают участие не
исходные углеводороды, а продукты их
термического разложения, в основном
аморфный углерод, мельчайшие частицы
которого раскаляются и окрашивают
пламя в ярко-желтый или соломенный
цвет с резким возрастанием излучатель-
ной способности такого факела.

Присутствие частиц аморфного углерода в пламени затрудняет
ведение самого процесса горения, так как их горение носит чисто
гетерогенный поверхностный характер и осуществляется только за.
счет диффузии кислорода к их поверхности.

Диаметр отверстий диффузионных горелок колеблется в преде-
лах от 0,5 до 5 мм', следует учитывать легкую засоряемость
отверстий малого диаметра.

Максимальный шаг отверстий горелок определяют из условия
возможности передачи пламени соседним отверстиям; при мини-
мальном шаге сливаются язычки пламени соседних отверстий
с ухудшением доступа воздуха к газу и условий перемешивания,
что приводит к нарушению нормального процесса сжигания газа.

В табл. 51 приведены величины тепловых напряжений горелоч-
ных отверстий и предельные расстояния между осями отверстий
горелок для природного газа (нижнему пределу отвечает слияние
язычков пламени, верхнему пределу — невозможность передачи
пламени соседним отверстиям). Диффузионные горелки из перфо-
рированных труб характеризуются умеренной форсировкой.

Чтобы обеспечить хорошее перемешивание газового топлива
с воздухом, рекомендуется .делать не более двух рядов отверстий
Таблица 51

Наименование газа	Диаметр горелочных отверстий» мм	Тепловое напряжение горелочных отверстий»  К$ал/м*‘Ч	Предельное расстояние между горелочными отверстиями, .отнесенное ( 1 1 к диаметру 1—1	
			нижний предел	верхний предел: '
Природный газ	0,71	370 000 000	15,5	32,0
	1,02	200 000 000	7,8	15,6
	1,78	200000 000	4,5	6,1
	2,5	200 000 000	3,5	5,0
	5,0	80 000,000 !	1,5	,2,5

в каждой трубе диффузионной горелки. Сечение трубы, подводя-
щей газ, должно быть не меньше суммарного сечения горелочных
отверстий.

Для диффузионных горелок из перфорированных труб коэффи-
циент избытка воздуха а, обеспечивающий минимальную химическую

неполноту сгорания, должен
составить 1,2—1,6.

Тепловое напряжение объ-
ема топочного пространства
принимается не свыше
1000000 ккал/м0 >4’, такое
тепловое напряжение позво-
ляет организовать диффузион-
ное сжигание газа, не устра-

ивая ВЫНОСНОЙ ТОПКИ.	Рис. 72. Схема внутренней диффузионной

Коэффициент полезного горелки из перфорированных труб со
действия котельной установки стабилизатором- горения из шамотного
С диффуэиоппыми горелками	кирпича,

па перфорированных труб у

11) зависимости от нагрузки составляет 0,70 — 0,80.

Давление газа перед горелкой из перфорированных труб —
26—36 мм вод. ст.

Для сжигания газа в топках водогрейных и паровых котлов
типов ВНИИСТО, НР(ч), «Универсал», «Пламя» и, др. применяются
С хорошими результатами внутренние диффузионные горелки из пер-
форированных труб, уложенных в нижней части топки; поступаю-
щий снизу через колосниковую решетку воздух, ударяясь о разде-
лительные стенки стабилизатора горения из шамотного кирпича,
установленного между трубами, обеспечивает хорошее перемешива-
ние со струйками горящего газа.
На рис. 72, показана внутренняя диффузионная горелка из
перфорированных труб со стабилизатором горения из шамотного
кирпича.

На рис. 73 изображена в топке котла Ревокатова внутренняя
диффузионная горелка 1 из перфорированных труб, стабилизатора 3
из шамотного кирпича, уста-
новленного на колосниках 2,
с регулируемым подводом воз-
духа для горения через под-

Рис. 73. Установка внутренней диффузион-
ной горелки из, перфорированных труб,
стабилизатора из шамотного кирпича
(в, топке котла Ревокатова).

дувало 4.

Пример 34. Рассчитать и скон-
струировать внутреннюю диффузи-
онную горелку из перфорированных
труб для сжигания природного газа
низкого давления в топке водогрей-
ного котла с поверхностью нагрева
/• == 45 л.'2.

Р е ш е н и е. Полезная тепло-
производительность  водогрейного
котла

Фполез = Ю ООО Г = 450 000 ккал]ч.

Теплопроизводительность то-
почного устройства при т]к.у = 0,75

„	__ Фполез ___

Чтоп — ’чу •	—

4к.у

450 000

--—п 7-—1 а. 600 000 ккал'/ч.

Суммарное сечение горелочных отверстий й = 2,5 мм при тепловом напря-
жении горелочных отверстий 7 = 200 000000 ккал/лГ-ч, согласно табл. 51,
должно быть равным

^7оТВ --

Чтоп

600 000-106

200000 000

= 3000 мм?.

Я

Сечение одного отверстия горелки при Й = 2,5 мм

кй?

/отв	” 4,9^ мм2.

Требуемое число отверстий проектируемой внутренней диффузионной
горелки из перфорированных труб

отв.

/отв

3000

4,9

= 612..

Расстояние между осями -отверстий в перфорированных трубах горелки,
согласно табл. 51, принимаем = 4,2, или = 4,2*2,5 = 10,5 мм.
Суммарная длина перфорированных труб горелки' при расположении горе-
лочных отверстий г, два ряда

т1
Т

612-10,5

2

К установке принимаются четыре
трубы длиною каждая Г = 800 мм
с двухрядовым расположением отвер-
стий по 154 в каждой трубе (рис. 74).
Расположение горелки в топке с раз-
делительными стенками стабилизатора
горения и осями отверстий изображено
на рис. 72 и 73..

Сечение труб, подводящих газ,
должно быть не менее суммарного
сечения горелочных отверстий; отсюда
имеем:

а 3200 мм.

Рис. 74, Диффузионная горелка с
двухрядовым расположением от-
верстий.

= ’Л"; ^2 = 2" и О8 = 21//'.

6) Диффузионные горелки средних и больших форсировок
для промышленных котельных печей

В § 78 отмечено, что для диффузионных горелок средних
и больших форсировок с компактными короткими факелами приме-
няют усилители турбулентной диффузии в виде направляющих
аппаратов с различными углами встречи между смешиваемыми
потоками.

При диффузионном горении и значительной интенсификации
турбулентного перемешивания газа с воздухом путем увеличения
скорости истечения газа и уменьшения диаметров струек можно по-
лучить иесветящийся факел.

Большинство промышленных, диффузионных горелок распола-
гается на фронтовой или боковой стенках топки и может работать
как с вентиляторным дутьем, так и с подачей воздуха за счет
разрежения в топке.

Для промышленных паровых котлов, разных,., типов и крупных
отопительных котлов применяются диффузионные бездутьевые
горелки с кольцевым выходом и закручиванием газа. Такая
горелка (рис. 75), разработанная Куйбышевским индустриаль-
ным институтом (автор В. П. Михеев 161]), состоит из> внут-
реннего стакана йп, вставленного в корпус большего диаметра/ Ьк;
по кольцевому пространству между внутренним стаканом Д, и кор-
пусом В,, проходит газ, вытекающий через тангенциальные сопло-
вые щели в топку. Многоструйный выход газа под углом к оси
горелки приводит к закручиванию потока и хорошему перемеши-
ванию. Около 50% потребного количества воздуха подводится
через внутренний стакан йп, остальное количество воздуха посту-
пает через внешние токи регистра. Движение воздуха обусловлено
наличием разрежения в топке.

, Рис. 75. Диффузионная бездутьевая горелка с кольцевым выходом и закру-
чиванием газа конструкции Куйбышевского индустриального института.

Производительность таких бездутьевых диффузионных горелок
(рис. 75) и их размеры приведены в табл. 52 [62].

В зависимости от свойств газа, его давления и числа сопловых
отверстий горелка обеспечивает сжигание в. светящемся факеле
большей или меньшей длины. При сжигании природного газа сред-
него давления факел получается сравнительно коротким с умеренной
светимостью. При сжигании попутного газа (№<Д2 000 ккал/нм3)
низкого давления горелка дает факел сильной светимости, более
развитый в длину.

Диффузионные бездутьевые горелки работают с незначительным
химическим недожогом при коэффициенте избытка воздуха
а= 1,10—1,20 и тепловом напряжении топочного объема примерно
400 000 ккал/м?  ч с низким давлением газа и около 600 000 ккал/мт  ч
со средним давлением газа. При повышении теплового напряжения
сверх указанных величин в продуктах сгорания наблюдается зна-
читальное увеличение окиси углерода и метана при отсутствии
свободного кислорода.

Горелки чйсто диффузионного типа в отдельных случаях
являются совершенно незаменимыми. Например, в высокотемпера-
турных печах (стекловаренных, мартеновских) при подогреве воз-
духа до температур, значительно превышающих температуру
воспламенения газа, предварительное смешение газа с воздухом
неосуществимо. В стекловаренных, сталеплавильных и других
печах диффузионное сжигание газа является не только вынужден-
ным из-за высокого подогрева воздуха, но и наиболее оправдан:
ним, так как позволяет получить, ярко светящийся сажистый
факел с большой степенью черноты и интенсивной радиацией [61].

Таблица 52

Размер	Производи- тельность, Н№]4.	30/50	50/75	75/120	120/175	175/250	250/350
А		32	50	70	80	80	1,00
		100	150	207	259	259	259
Ск		200	250	300	350	400	400
о		200	250	300	350	400	400
А])		370	440	500	570	650	650
ь		400	460	530	600	670	670
1		230	300	360	420	500	500
а		60	60	70	70	80	80 .
ь		50	50	60 ’	60	70	70
		165	210	245	288	330	330

§ 8Г. СЖИГАНИЕ ГАЗА В ДУТЬЕВЫХ (КИНЕТИЧЕСКИХ) ГОРЕЛКАХ
С ЗАВЕРШЕННЫМ СМЕСЕОБРАЗОВАНИЕМ

Смесеобразование с завершением смешения горючего газа со
всем необходимым количеством воздух'а в пределах самой горелки
ДО выхода смеси в топку приводит к кинетическому режиму сго-
рания, при котором время для полного завершения процесса сго-
рания газа т:ГОр равно времени протекания химической реакции
горения, т. е. тгор тх. Продолжительность, реакции горения при
обычных температурах в топках очень мала и составляет для
метана 4-10“8 сек, водорода 1-10 7 сек (формула 114),
Продолжительность реакции горения сказывается на тепловом
напряжении объема топочного пространства, которое может исчис-
ляться десятками миллионов килокалорий в час на 1 м3 топки.
В. П. Михеев [62] определяет величину предельного теплового
напряжения в размере

Игп да 206 106 ккал/м3 • ч.
ц’ 1 □«->()

Такие-горелки называются кинетическими или .дутьевыми с за-
вершенным смешением и применяются в тех случаях, когда

Р7Р

Рис. 76. Турбулентная горелка с выходом газа через отверстие малого
диаметра и с тангенциальным подводом воздуха в смеситель горелки.

требуются высокие тепловые напряжения топочного объема до
десятков миллионов килокалорий в час на 1 м8 топки практически
полного сгорания с минимальными избытками воздуха (а = 1,05 4-
4-1,10) в несветящёмся (беспламенном) факеле.

Таким образом, задачей кинетической горелки является созда-
ние гомогенной (однородной) смеси из горючего газа с необходи-
мым количеством воздуха и выброс этой смеси в пространство
сгорания со скоростью, предотвращающей проскок пламени. Зада-
чей топки при этом является надежное зажигание смеси и обеспе-
чение полного сгорания при любых нагрузках' й нужных ра-
диационных характеристик продуктов сгорания и вторичных
излучателей.

Недостаточное давление газа и необходимость сокращения
габаритов горелки для больших производительностей (свыше 100 л-г3/ч)
приводят к применению вентиляторной подачи воздуха в смеси-
тельную камеру горелки.

На рис. 76 изображена турбулентная горелка с выходом газа
через многочисленные отверстия малого диаметра и с тангенциаль-
ным .подводом воздуха в смеситель горелки со скоростью 15—
25 м/сек. Выход завершенной смеси из корпуса горелки, со ско-
ростью 20—30 м/сек предотвращает проскок пламени в’ корпус
горелки при широких пределах регулирования, 'Смеситель этой
горелки' является типичным для кинетических горелок с вентиля-
торным дутьем.

Рис. 77. Дутьевая кинетическая горелка для беспламенного сгорания
газа в пределах огнеупорной садки.

На рис, 77 показана дутьевая кинетическая горелка, устанав-
ливаемая в нижней .части топки в, виде «газовых колосников».,
обеспечивающая беспламенное сгорание газа в пределах огнеупор-
ной садки. Эта горелка производительностью около 300.000 ккал/ч
с керамической насадкой имеет наиболее типичный вид смесителя
для кинетических горелок С вентиляторном дутьем 162]. Горелка
изготовляется из чугуна.» Газ из газопровода поступает в газопод-
водящий штуцер, снабженный форсункой; из которой выходит
в смесительную трубу. Воздух из вентилятора поступает в чугун-
ный фасонный тройник, где ему придается вращательное движение
при помощи специальных Лопастей, расположенных „на газоподво-
дящем штуцере. Вследствие завихрения потока и улучшения условий
смешения факел пламени в таких горелках, получается коротким.
Литая насадка имеет ряд выступов для придания устойчивого
положения, а также длй правильной установки шамотного . кирпича.
Керамическая часть насадки выполняется . из шамотного кирпича
класса А. Особенностью .горелки, является возможность установки
смесителя в любом положении. Смеситель соединяется с насадкой
трубой диаметром 100 мм., Длина трубы выбирается в зависимости
от места установки горелки и для обеспечения полного перемеши-
вания должна быть не менее >'600 мм.

Горелки изготовляются московскими газовыми заводами.

Техническая характеристика горелки низкого давления с принуди-
тельной подачей воздуха теплопроизводительностью 270 000 ккал]ч

Расчёт дутьевых (кинетических:) горелок для требуемых часо-
вых расходов газа и воздуха состоит' в определении давлений газа
и воздуха для преодоления сопротивлений по газовому и воздуш-
ному трактам.

§ 82. СЖИГАНИЕ ГАЗА В ИНЖЕКЦИОННЫХ ГОРЕЛКАХ

НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

Большое распространение получили горелки с инжекционными
смесителями, не требующими вентиляторного дутья для подачи
воздуха.

В инжекционных горелках с низким; давлением производится
перемешивание газа с частью необходимого для полного сгорания
воздуха с подачей остального количества воздуха в топку, к корню
факела за счет разрежения в топке. Такие горелки, получившие
применение в бытовых газовых и небольших нагревательных при-
борах, называются атмосферными.

Процесс горения газа в инжекционных горелках характерен
‘тем, что до вступления .в зону горения газ в горловине 5 горелки
(рис.- 78) смешивается с частью необходимого для горения воздуха
. (первичный воздух);' остальной воздух (вторичный) поступает не-
посредственно в топочное пространство. .	,	• ’ ' “

Ступенчатая подача воздуха при сжигании газа Сказывается
на характере образующегося при этом 'факела, имеющего Два
фронта пламени (рис. 79).

Первый фронт' пламени образуется у устья газогорелочного
отверстия за счет сгорания части газа с первичным воздухом.

Рис. 78.-Схема 'устройства инжекционной горелки низкого

давления.

второй фронт Пламени, по прин-

Воздух

Продукты сгорания

Смесь газа | с Воздухом

Продукты горения
и газ

Рис. 79. Схема факела при сжигании
газа- В инжекционных горелках низкого
давления.

Воздух

Л Пербый фронт плонепи
\-р’{/ (горение гаЗа с
пербичныМ боздухоу

Второй троит 1
пламени (зона
диффузионного горения}

Остаток несгоревшего . газа- вместе с- продуктами сгорания, пересе-
кает зону .горения первого фронта ^пламени и, при взаимодействии
со вторичным воздухом образует
ципу диффузионного горения.

С уменьшением содержания
первичного воздуха длина пер-
вого фронта горения (рис. 79)
уменьшается, а длина зоны диф-
фузионного горения увеличивает-
ся. С увеличением содержания
первичного воздуха зона -диффу-
зионного горения уменьшается
и при подаче стехиометрической
смеси совсем исчезает. Исследо-
ваниями установлено, что, наи-
большую устойчивость имеет
пламя инжекционной . горелки
при содержании первичного воз-
духа в : смеси примерно 40 %
от -теоретически необходимого,

при этом линейная скорость движения- смеси при устойчивом горе-
ний может изменяться в пределах от, нескольких  'сантиметров до
пяти метров в секунду.	’ 1	‘' 1

Принцип действия горелок инжекционного -типа виден из 'рис,, 78,
на котором изображена , горелка 'атмосферного типа конструкции
Мбсгазпроекта. Газ поступаёт в горелку По газопроводу -2 с выходом
из сопла 1 в камеру, смешения 5. Первичный воздух засасывается
в камеру смешения 5 (горло горелки) через ’ встречный насадок
4 (конфузор). Количество первичного воздуха регулируется дрос-
селем 3. Из камеры смещения 5 газовоздушная смесь прступает
в диффузор 6 и далее в головку горелки 7 (насадок), по длине
которой расположены выходные отверстия в два ряда, предпочти-
тельно в 'шахматном порядке. Газовоздушная смесь поступает
в топку из, отверстий головки горелки и; сгорает за счет Первич-
ного и вторичного воздуха; вторичный воздух поступает в топку
через поддувало вследствие наличия разрежения в топочном про-
странстве и проходит между горелками, омывая язычки пламени.

В тех случаях, когда осуществляется полное предварительное
смешение газа с воздухом, горелка может иметь одноструйный
насадок Т.

Степень предварительного смешения газа с воздухом характе-
ризуется коэффициентом инжекции под которым понимают отно-
шение объема инжектируемого воздуха к объему воздуха, необхо-

	V •

Димого для полного сгорания газа, т. е.	и кратностью

Инжекции п — отношением объема первичного воздуха к расходу
газа горелкой, т, е. п	Зависимость между коэффициентом

инжекции | и кратностью инжекции п легко определится из вы-
ражений для ? и п:

п — ;Г0 нм3 воздуха/нм3 газа.

Основные теплотехнические и гидравлические показатели инжек-
ционных горелок низкого5 давления газа:

а)	тепловое напряжение горелочных отверстий находится в пре-
делах 15 -106 —- 25 • ГО8 ккал/м? • ч;

б)	тепловое напряжение топочного объема не должно превышать
250 0.00—350000 ккал/м3-ч. При повышении теплового напряжения
топочного объема сверх указанной величины наблюдается в про-
дуктах горения значительный рост окиси углерода и метана;

в)	коэффициент избытка воздуха а находится в пределах
1,10—1,15;

г)	номинальное давление газа Р^.., обеспечивающее, устойчивую
работу горелок, находится в диапазоне 50—75 мм вод., ст.;

д)	коэффициент инжекции, при котором обеспечиваются опти-
мальные условия горения, ^ = 0,4.

На рис. 80 изображена инжекционная горелка низкого давления
теплопроизводительностью 39 000—54000 ккал/ч (03]. Горелка
предназначена для установки в топках секционных котлов типа
Стреля, НР(ч) и др. Стальная сварная горелка состоит, из фор-
сунки 2, которая крепится к штуцеру с Накидной тайкой в 1" для
присоединения к газовому коллектору; регулятора 1 первичного
воздуха, крепящегося на резьбе штуцера; (стального смесителя 3
с муфтой для крепления; стального насадка 4, сверху которого при-
варены две стальные параллельные полосы с отверстиями,, обра-
зующими два ряда горящих факелов.

Горелка работает достаточно устойчиво в диапазоне давлений
газа .50—75 мм вод. ст.

В,топке котла обычно ставятся в блоке 3—4 горелки. При
монтаже необходимо предусмотреть параллельное друг другу рас-
положение горелок с одинаковыми щелями между ними для про-
хода вторичного воздуха к факелу. Горелка- изготовляется на
Московском газовом заводе.

Рис. 80. Инжекционная горелка низкого давления теплопроизводительностью
"	39 000—54 000 ккал/ч.

Техническая характеристика инжекционных горелок низкого
давления газа теплопроизводительностью 39 000—54 000 ккал/ч
приведена в'табл.-54.

Т а' б л н ц а  54

Теплопроизводп- тельйость горел- ки ккал/ч	Ь, лш	Л4Л4	э.  § '  41	41, лш  _ * 			Количество ВЫХОДНЫХ. " отверстий	ё  о  ад  38 о я	Для газа  ' Ср=8500 ккал/н^		Вес горелкй 0, кг
							Часовой расход, НйУ/ч	4ф,-  ММ*	
39 000	1060	134 '	600	6	76	50—75	4,6 ;	'7,1	10,7
45 600	1330	134	870	6 	112 •	• 50—75	5,4	7,6	13,0
, 45 600	1550	130	1050	5.	134	50—75	. 5,4	7,6	15,0
54 000	1504	128	1050	6	134	50-75	'	6,4	8,4	14,8

Х.6 Э. X. Одельский
На рис. 81 изображена инжекционная горелка низкого давле-
ния теплопроизводительностью 54000 ккал/ч [63].

Она представляет собой блок из трех горелок, монтируемых
на фронтовой плите вместе с подводящим газопроводом, трейя
газовыми кранами и ручным запальником для зажигания горелок.-
Каждая горелка изготовляется сварной из' стали и состоит из узла
форсунки с регулятором воздуха, смесителя и цилиндрического
насадка; все они помещаются в' специальный кожух-трубу' для
обеспечения организованной подачи вторичного воздуха к факелу

Рис. 81. Инжекционная .горелка низкого давления теплопронзводительностьк,
* 54 000 ккал/ч.

горелки; таким образом, можно регулировать подачу первичного
и вторичного воздуха.

Расположение горелок на фронтовой плите по принципу тре-
угольника позволяет выполнить этот блок горелок компактно
и применить его в узких топочных пространствах.

Наличие регуляторов первичного и вторичного воздуха 'дает
возможность настраивать горелку на нормальное сжигание газа
при различном разрежении в топке. Горелка дает один горизон-
тальный длинный факел мягкого пламени, который не создает
резких местных перегревов в  топочном пространстве.

Глазок для зажигания горелок сделан снизу для зажигания
в первую очередь нижней горелки с последующим зажиганием от
нее двух других. Вес горелок с фронтовой плитой составляет
28 кг. Горелки изготовляются на московском заводе «Газаппарат».
§ 83. ОСНОВЫ РАСЧЕТА ИНЖЕКЦИОННЫХ ГОРЕЛОК
НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ ГАЗА

В основу расчета инжекционных горелок низкого давления
положен' закон сохранения энергий.

'Исходными Данными для расчета являются: часовой расход
сжигаемого газа V,. нм8/ч, его удельный вес у кг/'нм8 и давление
перед соплом Р мм вод. ст.

Обозначения и размеры элементов горелки показаны на рис. 78.
По-Величинам УГ, у и Р определяются из известных выражений
площадь отверстия сопла /2 и диаметр сопла

^2 = - Зб()(к'г“ " “7	19)

Г 3600р. у Р

где р •—коэффициент расхода сопла. Зависимость

приведена в табл. 55.

Таблица 55

/2/^2 * ’	0	0,18	0,36	0,45	0,56	.1,13	2,26	4,52
р	0,70	0,75	0,84	0,88	0,90	0,88	0,87	0,83

Диаметр отверстия сопла находится по площади

* Площадь поперечного сечения горла .5 горелки вычисляется
по' формуле

=	^)(1+еУо)(2-<р),	(120)

V

где — коэффициент инжекции, равный —|°зд (отношение объема
. ‘ "о

первичного воздуха Увозд к объему воздуха Уо, необходи-
 мого для полного сжигания газа);

% и т — соответственно удельные, веса воздуха и газа,, кг/нм8\

—к. п.'д. диффузора, принимаемый равным 0,80 для от-
ношения ~ = 0,55 (с1;.—диаметр горла, — диаметр
диффузора — рис. 78), для = 0,75 отношение -г- =
= 0,65 [24].
Диаметр горла горелки Д> Определяется по площади /3:

4 = м.

Длину горла горелки для низкого давления газа принимают
равной

1Гср^(1-2)аз.	(121)

Длина диффузора /д„(1, (рис. 78) находится из'выражения

'	1122)

где ф — угол раскрытия диффузора, принимаемый для горелок
низкого давления в пределах 6—-8°.

диаметр диффузора,- определяемый из зависимости

= 0,55, для которой = 0,80.

Длину диффузора для -горелок низкого давления принимают
равной не менее шести диаметрам горла горелки (/Днф Д 6а3), чтобы
обеспечить надлежащее диффузионное смешение газа с инжекти-
рующим воздухом.

Площадь широкого конца встречной насадки (конфузора) вы-
числяется по формуле

Г -	, е

’	I™ 36СШВ “Г /к>

где и)в — скорость входа инжектируемого воздуха, принимаемая для
. атмосферных горелок низкого давления в пределах
1—2 м/сек;

/к— площадь, занимаемая штуцерами, соплом и т. п. и умень-
шающая сечение для прохода воздуха; вследствие не-
значительной величины /к по сравнению с /вн первой
пренебрегают; в таком случае выражение для определе-
ния /в„ примет вид

/“-«Д	023)

Диаметр конфузора 48й (рис. ,.78) определяется по площади:

Йвй == |/,м.

Длина встречного насадка /Вй находится из .зависимости

4Н	(124)

Д

где ₽' — угод раскрытия встречного насадка (конфузора), принимае-
мый равным 20—25е.	-
Форму и размеры .многоструйного насадка горелки определяют
по аналогии с диффузионными горелками. Для этого задаются
диаметром выходных отверстий и по тепловому напряжению горе-
лочных отверстий с< ккал/м--ч вычисляют суммарную площадь
всех выходных отверстий:

ОХ- ю6

^/отв =	---- мм2,	(125)

ч

где фи — теплотворность горючего газа, ккал]нм3-‘,

д— тепловое напряжение горелочных .отверстий, принимае-
мое для газовоздушной смеси в. размере 6/	(15—

— 25)-10ял-щгл/л/2-</ в зависимости от диаметра отверстий.

Число выходных отверстий многоструйного насадка

ш = ДДу	°	(126)

/отв

гДе /От1. - -площадь одного отверстия горелки, мм2.

Диаметр многоструйного насадка принимается равным диаметру
(Ц широкого конца диффузора.

Приведенными выражениями (119—126) определяются размеры
всех элементов инжекционной горелки низкого давления, и на этом
можно было бы закончить расчет. Однако для запроектированной
горелки необходимо выполнить еще контрольные расчеты по со-
ставлению балансов энергии для проверки принятой величины
теплового напряжения горелочных отверстий.

Приходной частью баланса энергии является величина Ер.,сп
кинетической энергии струи газа, вытекающей из сопла диаметром
(12 (рис. 78), На основе выражения (119) имеем

^расп = т !’2 у Р >; Р2Р кгс  м/м3.	(127)

Расходной частью баланса энергии являются затраты энергии
на преодоление сопротивлений по тракту движения газовоздушной
смеси. Затраты энергии ЕвозД на создание скорости инжектируемого
воздуха составят

Евозп = ’	'кгс  м/м8’	(128)

где ги3— скорость газовоздушной смеси в горле горелки; опреде-
ляется по выражению

_ У,.(1 | И-Д(273 ! /)
3600/;.-273 м/сек,

I — температура газовоздушной смеси, °С.
Затраты энергии ЕГ на изменение скорости струи газа от и>г
до находятся из зависимости

___ (^г	^з)2 Тг	/ ч

Ег = * ~ 2 §	КгС' М!М"

(129)

Затраты энергии в диффузоре при изменении скорости газовоз-
душной смеси от ж8 до

Дциф = - 3	- (Тг + ’1'о7к) (1 — <₽) кгс-м/мм,	(130)

где ха—скорость газовоздушной смеси в широком конце Диффу-
зора, равная

—

У,(1 + №.) <273 + 0 м/сек_

3600/^-273

Энергия потока газовоздушной смеси в насадке, отнесенная
к I л8 газа,

^Иас ^расп (^возд Н I -^Диф) КВС ” М/М“.

Энергия потока газовоздушной смеси в насадке, отнесенная
к 1 л8 газовоздушной смеси,

Есм = ' 1 НУо К2С' М^А'

Скорость выхода газовоздушнбй смеси из отверстий многоструй-
ного насадка инжекционной -, горелки с учетом потери энергии
газовоздушной смеси в насадке в размере около 30% от распола-
гаемой составит

®г.с = Р- -0,74м м/сек,	(131)

’ Тем

где 7СМ — удельный вес газовоздушной смеси, равный

Тг + ЕУоТв кр/нм3

Тем 1 । кг/им,

Скорость выхода газовоздушной смеси из отверстий многоструй-
ного насадка на основе величин Уг, 5,' Уо, Е /отв и I должна быть
равна

, _ Уг(1+еУо)(273 +0

«"с	3600 Г/отв- 273

м/сек.

(132)

Правильность принятого теплового напряжения горелочных
отверстий подтверждается сопоставлением величин шг с и по
которому должно быть удовлетворено условие

ХИ)' р.

г-с
§ 84.	ПРИМЕНЕНИЕ ТЕОРИЙ СВОБОДНОЙ ЗАТОПЛЕННОЙ СТРУИ
к РАСЧЕТУ ИНЖЕКЦИОННЫХ ГОРЕЛОК НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ

К недостаткам изложенного в § 83 метода расчета инжекцион-
ных горелок низкого давления газа следует отнести отсутствие
обоснованного размера участка от устья сопла горелки 1 до гор-
ловины б (см. рис. 78). На этом участке происходит • формирование
газовоздушной смеси горючего газа с заданным количеством первич-
ного воздуха Размер участка от- устья сопла 1 до камеры
смешения б и определяет количество инжектируемого воздуха
нм3 воздуха/нм3 газа,
Чтобы обеспечить смешивание горючего газа с заранее задан-
ным количеством инжектируемого- первичного воздуха ?1/0,1 Д- В,
Буачидзе [81] применяет теорию свободной затопленной струи
к расчету инжекционных горелок низкого давления со следующим
порядком расчетных операций.

1.	По исходным данным (часовому расходу сжигаемого газа
Уг нм3/ч, его удельному весу уг кг]нм3 и давлению газа перед
соплом Р мм вод. ст.) определяют по выражению (119) диаметр
отверстия сопла с/2 мм.

2.	.Расстояние х мм от устья сопла горелки до камеры смеше-
ния получают по следующей ’ безразмерной закономерности свобод-
ной затопленной струи [701:

Рг(1+ЕРо) _	4,36 /ах	\

Гг	1/ Тв \ «2 I ’	)

’ Тг

или после преобразования

х = 4[°>23(1+^0)1/-^-0,145].	(133)

и Ь	г 1Г	ч

Здесь' —диаметр отверстия сопла горелки, мм;

а — коэффициент турбулентности струи;, для сопла с под-
жатием величина а может быть принята равной 0,071
(а = 27°10');

В — коэффициент инжекции;

Уо — теоретически необходимое количество воздуха ’ для
сжигания 1 нм3 горючего газа, нм3 воздуха/нм3 газа:
Тв и Тг — удельные веса соответственно воздуха и горючего
газа, кг/нм3.

По вычисленной величине х мм и. диаметру отверстия сопла
горелки г/2 определяют диаметр отверстия горловин (.г горелки с!&
из следующей безразмерной зависимости [81]:

А = 6,8/'-^- +0,145^
«2	I «2-	I
или после преобразования

4	6,8 (ах 4- 0,4454) мм-	(134)

, Горелка низкого давления газа, рассчитанная по теории свобод-
ной затопленной струи,, не имеет конфузора 4 с дросселем 3 из-за
их ненадобности. При изготовлении горелки следует обратить
особое внимание.на строгую соосность• сопла и смесителя. Во всем
остальном расчет горелки низкого давления газа производится по
методике, изложенной в. § 83.

§ 85.	ОСНОВЫ РАСЧЕТА ИНЖЕКЦИОННЫХ ГОРЕЛОК СРЕДНЕГО
ДАВЛЕНИЯ

В инжекционных горелках со средним давлением производится
перемешивание'газа необходимым для полного сгорания количест-
вом воздуха в смесителе (горле) горелки, ц котором процесс сме-
шения только начинается, заканчиваясь в топке.

Эти горелки с незавершенным смещением газа являются самыми
распространенными для котельных установок и крупных промыш-
ленных печей. Для сжигания газа, в энергетических котельных
установках применяются такие горелки производительностью до
5000 нм*[ч [61].

Схема работы, инжекционной горелки среднего давления газа
Доказана на рис. 82. Газ,, поступающий по трубопроводу 1 под
давлением 1000—3000 мм вод. ст., выходит из сопла 2 со ско-
ростью и инжектирует весь необходимый для горения воздух;
дроссель 3 служит для регулирования количества воздуха. Пере-
мешиванне газа с воздухом происходит в смесителе 4; газовоздуш-
ная смесь из .смесителя поступает последовательно в диффузор 5,
насадку горелки 6 и, наконец, в туннель 7, где полностью сгорает.
Набивка туннеля выполняется из огнеупорного материала, способ-
ного выдержать высокие температуры; головка (насадка) горелки
и туннель располагаются в обмуровке.

Горелка незавершенного смешения может быть выполнена и как
бездиффузорная инжекционная с укороченной. камерой смешения.



Рис. 83. Схема одноструйной инжекционной горелки среднего давления.

• Достоинствами инжекционных горелок с незавершенным сме-
шением являются: возможность создания факела нужной конфигу-
рации и светимости, надежность работы, безопасность в отноше-
нии проскока пламени при широких пределах регулирования и ма-
лые габариты горелок.

" Основные теплотехнические и гидравлические показатели ин-
жекционных горелок среднего давления газа:

• а) давление газа, обеспечивающее инжекцию всего необходи-
мого для горения количества воздуха и устойчивую работу горелки,
должно составить 1000 — 3000 мм вод. ст.;

б)	коэффициент избытка воздуха а для этих горелок прини-
мают равным 1,10—1,15;

в)	тепловое напряжение топочного объема в расчетах следует
принимать не более 600 000 ккал]мъ> ч; более, высокие значения
величин- теплового напряжения топочного объема сверх указанной
величины приводят к повышению в продуктах горения содержа-
ния окиси углерода и метана.

На рис/ 83 [63] изображена одноструйная инжекционная го-
релка среднего' давления газа с подсосом всего необходимого для
горения воздуха, бесфакельная, с керамическим цилиндрическим
насадком, обеспечивающим устойчивую работу горелки и отсутствие
факела на выходе из туннеля.
Горелка имеет регулятор воздуха 1, форсунку 2, смеситель 3,
фронтовую плиту 4 и керамический туннель 5.

Она предназначена для установки в нагревательных печах,
топках котлов и других тепловых аппаратах и рассчитана на
теплопроизводительность 156 000 ккал/ч при давлении газа 3000 мм
вод. ст. Смеситель горелки изготовляется из чугуна, форсунка
латунная с диаметром отверстия примерно 6 мм: Регулятор по-
дачи воздуха выполнен в виде диска, перемещающегося в осевом
направлении на резьбе. При изготовлении горелки следует обра-
щать особое внимание на строгую соосность форсунки и смесителя;

Рис. 84. Схема одноструйной бесфакельной инжекционной горелки среднего
давления.

недопустимо наличие внутри горелок каких-либо шероховатостей.

Насадок горелки сварной из листовой стали с водяным охлаж-
дением проточной водой; наличие охлаждения обеспечивает постоян-
ную скорость распространения пламени в газовоздушной смеси,
стабильность инжектируемого воздуха и широкий диапазон работы
горелки при переменных расходах газа.

Вес горелки без керамического туннеля 26 кг. Горелки изго-
товляются на Московском газовом заводе.

На рис. 84 [63] показана одноструйная бесфакельная инжек-
ционная горелка среднего давления газа на 3000 мм вод. ст.
с подсосом всего необходимого для горения воздуха теплопроизводи-
тельностыо 156000 ккал/ч, имеющая регулятор воздуха/, форсун-
ку 2, смеситель 3, чугунный насадок 4 с воздушным охлаждением
в виде кольцевых ребер и керамический туннель 5. Горелка пред-
назначена для установки в топках котлов, сушильных барабанов
и т. д. Горелка отличается от изображенной на рис. 83 металли-
ческим чугунным насадком  с воздушным .охлаждением.

Вес горелки без керамического туннеля 28 кг. Горелка изго-
товляется на Московском газовом заводе.

На рис. 85 изображена многоструйная бесфакельная. инжекци-
онная горелка среднего давления газа на 3000 мм. вод, ст.
с подсосом всего необходимого для горения воздуха с, керамиче-
ским цилиндрическим насадком; теплопроизводительность горелки
1296000 ккал/ч. Горелка предназначена для установки в топках
больших производственных котлов и состоит из блока шести го-
релок типа, изображенного на рис. 84; горелки располагают в два
вертикальных ряда, по три в каждом ряду, В центре фронтовой
плиты находятся два запальных отверстия для зажигания горелок
и наблюдения за их работой. Отверстия закрываются отбрасываю-
щимися заслонками. Подача газа в каждый ряд горелок произво-
дится одним краном. Особенностью конструкции является наличие
фронтовой плиты с водяным охлаждением, которое обеспечивает

Рис. 85. Схема многоструйной бесфакельной инжекционной горелки среднего
давления.

постоянную скорость распространения пламени в газовоздушной
смеси, стабильность инжектируемого воздуха и широкий диапазон
работы горелок на переменных расходах газа.

Горелка работает устойчиво, с шумом, без факела. Вес горелки
с туннелями 190 кг. Блоки горелок изготовляются на Московском
газовом заводе.

Расчет инжекционных горелок среднего давления производится
по методу расчета инжекционных горелок низкого давления 'со
следующими отличиями: а) горелки среднего давления, как пра-
вило, должны инжектировать все необходимое для горения коли-
чество воздуха; б) длина горла горелки 1Г0р в отличие от выра-
жения (121) принимается в пределах (3—9) и в) угол раскры-
тия встречного насадка [з' в отличие от выражения (124) прини-
мается в пределах 40.—6СГ.

Правильность выполнения расчетов проверяют уравнением ба-
ланса энергии запроектированного горелочного устройства.
По суммарным затратам энергии в горелочном устройстве' (от
устья насадка горелки до сопла) определяют необходимое давле-
ние газа, обеспечивающее, инжектирование всего необходимого для
горения -количества воздуха.

Суммарные затраты энергии в горелочном устройстве (от устья
насадка до сопла) определяются, следующими расходными статьями.

Энергия потока газовоздушной смеси, выходящей из устья
насадка горелки в топку, отнесенная к 1 нм8 газа, равна (рис. 82)

Дпот & ..^(1 +Уд) Тем кгс. ж/л|8>	(135)

"Б

где Епот — энергия потока газовоздушной смеси при выходе из
горелки в топку, отнесенная к 1 ж3 газа;

Уа — действительное количество воздуха для полного сжига-
ния 1 нм3 газа (Уд = аУ0), нм8 воздуха/'нм8 газа-,
щ6~-скорость выхода газовоздушной смеси из устья насадка
горелки, м/сек,- для- горелок среднего давления с огне-
упорными туннелями скорость выхода смеси прини-
мают в пределах 10—15 м/сек с таким расчетом, чтобы
,при минимальном расходе газа горелкой она была бы
не- меньше скорости распространения пламени для смеси
данного состава;

Тем — удельный вес смеси (газа с воздухом) в устье насадка
из горелки, кг/м8:.

_ Тг + УдТв 273 кг/м3-

Т — абсолютная температура газовоздушной смеси на выходе
из горелки, °К;

Тг и Тв — удельные веса соответственно газа и воздуха при нор-
мальных условиях, кг/нм8.

По принятой скорости выхода газовоздущной смеси опреде-
ляют площадь выходного отверстия горелки по выражению

г = П ~1~ Уд) . 7" 1г2	(1

>-'	3600	' 273	И' )

Суммарные потери энергии Ек в сужающемся насадке 6 при
отношении площадей-(Д-= 1,5 — 2 и величине необходимых потерь
/5

на удар в размере 40—50%, от потерь,, вызванных изменением
скорости газовоздушной смеси от до ау6, находятся из вы-
ражения

Е 1>5	—иу,)2 (1 ~1~ 1'д) Тем	,	(137)
§ 85.	Расчет инжекционных; горелок 

253

Скорость, .газовоздушной смеси в начале насадка

Уг (1 + Уд) т . .

~ 3600/4	273 м1сек-

Величина вычисляется по величине /6 (136) из зависимости

—А-1,5 4-2.
/5

Потери энергии в диффузоре

ЯДИф =	(1 + Уд) Тсы (1 - <р) кгс-м/м3, (138)

где ср — к. п. д. диффузора, принимаемый равным 0,80 для отно-
11 Я	, • 	*	'

шения = 0,55;

— скорость движения газовоздушной смеси в горле горелки,
. м/сек. Находится по формуле

_ Уг(1 + Уд)'

3600 д



Т ,
м/сек\

О

Т — температура смеси в горле горелки, °К;

/з — площадь поперечного сечения горла горелки, определяемая
по зависимости

А- = 0,55.

й4

Затраты энергии на инжекцию воздуха в связи с изменением
скорости воздуха от ю0 = 0 (для атмосферных горелок) до щ3
составляют

Е8ОЗД = -^5-кас.л1/л43.	(139)

Скорость выхода газа из сопла определяется по закону со-
хранения количества движения

^2Тг = (Тг + УдТв>3‘

Из последнего выражения имеем

= ®з И Уд -м/сек.	(140)

Потери энергии при изменении скорости газа, от ?0а'до,й»3

Суммарные затраты энергии в газогорелочном устройстве
^ЕЕ — Епот -|- Ея 4- ЕдПф -р- СЕ0зд 4- ЕГ.
Располагаемая энергия струи газа по выходе из сопла, равная

.^расп =	КгС  М/М*>

должна удовлетворять условию Ерасп ЕЕ.

По располагаемой энергии струи газа (по скорости выхода газа
из сопла определяют необходимое давление-газа перед горел-
кой по зависимости

р_'-РУЛ- мм вод. 'ст.	(141)

§ 86.	ПРИМЕР РАСЧЕТА ИНЖЕКЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ ГОРЕЛКИ НИЗКОГО
ДАВЛЕНИЯ

Пример 35. Рассчитать инжекционную газовую горелку низкого давления
для сжигания природного газа в количестве Кг = 80 нм8/ч. состава, указанного
в примере 31. Давление газа у горелки Р = 80' мм вод. ст.

Решение, По методике, изложенной в § 83, и из примера 31 имеем:
углеродное число

- 1СН4 4- 2С2Н6 + ЗС3Н8 + ...	1-97,9 + 2-0,5 + 3-0,2 + 4-0,1

п	100 — Б	-	100—1,3 г = 1>01;

теплотворность газа

0® = ббООп +'1950 = 6600-1,01 + 1950 == 8616 ккал/нм8;

удельный вес’газа

Го = 0.625й + 0,090 = 0,625'-1,01 + 0,090 = 0,72^/нм8.

Теоретически необходимое количество воздуха для полного сжигания при-
родного газа, согласно выражению (101), составляет

Уо = 7,1 Зи + 2,28 = 7,13-1,01 + 2,28 — 9,5 нм3 воздуха/нм8 газа.

Задаемся коэффициентом инжекции В = 0,4; тогда кратность инжекции, рав-
ная п = 5 Ко, составит п — 0,4-9,5 = 3,8 Нм8 воздуха/'нм8 газа. Коэффициент из-
бытка воздуха а принимаем равным примерно 1,15.

По выражению (119) определяем площадь поперечного сечения сопла,/2
(рис. 78) (по табл. 55 р. = 0,75 для ~~г~ — 0,18):

V-	8

=--------77^ =------------'	=0’000063 мК

3500 р 1/ Л. Р 3600-0,75 / Д-,80
г	г V, /

Скорость выхода газа из сопла

Рг	8

а-~ 3600 + " 3600-0,000063 ~ ™ м/сек.

Диаметр отверстия сопла

,4-0.()00063 = о о0д м _ д ММ1
Площадь поперечного сечения горла горелки (рис. 78) для <р = 0,80 при
*

—;—	0,55, согласно выражению (120), составит

“4

/	Тв \	/	1»29 \

1+^0-у-)(1+^о) (2-<р) = 0,000063 Г1+ 0,4-9,5I (1+
+ 0,4 • 9,5) (2 — 0,8) = 0,0026 м2.

Диаметр горла горелки

4= 1/ЛЬ. = 1/ 4'в'0026..  0,057 м = 57 мм.
Г т. Г	Л

Длина1 горла горелки /гОр по формуле (121) равна

(гор — '^3	6^1 ММ.

Диаметр диффузора определяется по принятому выше отношению
= 0,55:

, аз 57

~ 0,55 ~ 0,55 ~~ 105 мм"

 Из выражения (122) находят длину диффузора:

—	105 — 57	105 — 57

(диф — ‘Р —	21§4° ~	2-0,07	~ 340 ЛОИ.

418

Площадь широкого конца встречного насадка (конфузора) на основе выра-
жения (123) и для величины скорости входа инжектируемого воздуха ®в == 1 м]сек
составит

ИгеИ0	8-0,4-9,5	ЛЛЛ„ „

Ьн— 3600®в ~ 3600-1 ~ °’008 лг-

. Диаметр 4ВН конфузора, определяемый по /вн, равен

,авн = |/-4^н =)/ *• ода ~01 м = 100 мм_

Длина конфузора /вн, вычисленная по выражению (124), составит
100-57	100-57

‘вн— а' ~	25 ~~	2-0,22 ’ —удЛЖ-

218 Т ^-2-

Суммарное сечение горелочных отверстий многоструйного насадка с диамет-
ром отверстий йотв — 5 ММ и тепловым напряжением горелочных отверстий
в размере д— 15-Ю6 ккал]м2-ч

М5-Ю6 _ 8-8616-100 „4№ПМЛ)2

=-------д-----'	15.Й0-----4600 мм ‘

Число выходных отверстий многоструйного насадка

4600
Ш — г	-—	га — 234.

/ОТВ	У
Многострунный насадок выполняется в виде прямой трубы диаметром йиас =
= + = 105 мм с двухрядовым расположением отверстий и шагом I 2ЙОТВ.
При этом длина насадка

т 234

/нас '2 :?±=	2 *	==: •

Скорость выхода газовоздущной смеси из отверстий многострунного насадка
 '	1/г(1Ч-^о)(273 + /)	8(1 +0.4-9.5) (273 + 20)

вдг.с— 3600	273	“	3600-0.0046-273	— 4Э #/сек.

Правильность выполненных расчетов проверяют уравнением баланса энергии
дли запроектированной горелки.

Приходной частью баланса, энергий’ является энергия струп газа на выходе
из сопла; по выражению (127)

Лрасп = р2Р == 0,75*-80 = 45 кгс-м/мЕ

Расходной частью, баланса энергии являются:

•1. Затраты энергии 1:возд 118 создание скорости инжектируемого воздуха,
определяемые по выражению (128).

Скорость газовоздушной смеси в горле горелки

КГ(1+?РО) 273 + 7;	8(1 | 0,4-9,5)	273 + 20	.

3600/з	‘ 273	3600-0,0026	273	м/сек,



^возд

4,42-0,4-9,5-1,21

= 4,5 кгс-М/м3.

2.	Затраты энергии ЕГ на изменение скорости струи газа от тг = 35 м]сек
до ву3 =.4,4 м/сек, определяемые по выражению (129):

 (шг-ш3)2Тг (35 - 4,4)2-(1,72

Ет =------2+“------==--------2^--------~ 34,2 кгс ~М1М-

3.	Затраты энергии в диффузоре, вычисляемые по формуле (130). Скорость
газовоздушной смеси в широком копне диффузора

Уг (1 + его) (273 + I) 8(1 + 0.4-9.5) (273 + 20)	, „о ,

—	3600/+273	~	^-0,1052	— м/сек,

м	3600—--------273

„	(^3 —	(Тг +-^оТв) (1 — ф)

Пдиф —	2^

(4,42 — 1,322)(0,72 + 0,4-9,5-1,21) (1 — 0,8)

=-----------------------------------------= 1 кгс-м/м.

Энергия потока газовоздушной смесц в насадке, отнесенная к 1 нм3 газа,
Гцас — Ерасп —’(Т?возд + Ег + /2диф).= 45 — (4,5 + 34,2 + 1) = 5,3 кес • м /нм3.

Энергия потока газовоздушной смеси в насадке, отнесенная к 1 ж3 газовоз-

душной смеси,
Екас	5,3

^СМ = 1 +щ>‘ “ 1 +0,4-9,5"	1,1

Удельный вес газовоздушной смеси

Тем —

Тг + ^оТв- 0.72+ 0,4-9,5-1,21

1+^о ~	1 + 0,4-9,5	~ 1,1 кг,м '
Скорость выхода газовоздушной .смеси из отверстий многоструйного насадка
инжекционной горелки с учетом потери энергии в насадке в размере около 30%
от Есы, определяемая по выражению (131),

а,гс = р, |/ —-0,7Дсм = 0,751/	га 2,8 м/сек.

’ Тем	*

Сопоставление величин шпс и ьуг с показывает близкую сходимость их, что
подтверждает правильность выполненного расчета горелочного устройства.

Решение примера 35 применением теории свободной затопленной струи

По вычисленному выше диаметру отверстия сопла + = 9 мм и величинам
Ио = 9,5 н.и3 воздуха/нм3 газа, уг = 0,72 кг/нм3, 7ВОзд = 1,2 кг/'нм3 и В — 0,4 опре-
деляют по выражению (133) расстояние х мм от устья сопла горелки до камеры
смешения:

Г	! ' Чв 1	9 Г	1 /" Е2

х =	0,23(1+^о) |	- 0,145 ] =-да-[ 0,23(1+0,4-9,5) \

— 0,145 ] = 164 мм.

На участке х = 164 мм происходит формирование газовоздушной смеси на
1 нм3 природного газа +0 = 0,4-9,5 = 3,8 нм3 воздуха/нм3 газа.

По величине х = 164 мм и й2 = 9 мм определяют по выражению (134) диа-
метр отверстия горловины й3, который должен быть равен диаметру струи на
расстоянии х 164 мм, а именно:

й3 = 6,8 (ах + 0.145Й2) = 6,8 (0,071  164 + 0,145-9) = 87 мм.

Расположение отверстия горловины на расстоянии х — 164 мм от отверстия
сопла и размер диаметра отверстия горловины й3 = 87 мм, равный диаметру
струи на расстоянии х = 164 мм, обеспечивают инжектирование первичного воз-
духа в количестве = 3,8 нл3 воздуха/нм3 газа.

Во всем остальном расчет ведется по методике, изложенной в § 83.

§ 87. ПРИМЕР РАСЧЕТА ИНЖЕКЦИОННОЙ ГОРЕЛКИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
ДЛЯ ДВУХ- ИЛИ ЧЕТЫРЕХКОНФОРОЧНОЙ ГАЗОВОЙ ПЛИТЫ

Ниже приведены два варианта расчетов сжигания газа — при-
родного и сжиженного.

Пример 36. Рассчитать для двух- или четырехконфорочной газовой плиты
инжекционную горелку низкого давления при сжигании природного газа (рис. 86).

Исходные данные: природный газ состава, приведенного в примере 1. Из
примера 35 имеем: (?" = 8616 ккал/нм3, уг = 0,72 кг/нм3, Уо = 9,5 нм3 возду-
ха/нм3 газа, 6 == 0,4.

Давление газа у горелки Р = 85 мм вод. ст. Теплопроизводительность го-
релки (?ГОр — 2150 ккм/ч (Иг га 0,25 нм3/ч).

Решение. Скорость выхода газа из сопла (рис. 86) на основе выраже-
ния (119)

ш2 = р, |/ ~~ Р 0,8 |/= 40 м/сек.

17 Э. X. Одельский
258

Глава 13. Газогорелочные устройства

Площадь поперечного сечения сопла (рис. 86)

Рг-106	.0,25-106

'2— 3600 км — 3600-40 ~1,74 мм

Диаметр отверстия сопла

Лг= У у =1,5 мм.

Площадь поперечного сечения горла горелки (рис. 86) на основе выраже-
ния (120)

/з = /з(1 + ^0	(1 + ^о) (2 - <р) = 1,74 (1 + 0,4-9,5	(1 +

+ 0,4  9,5) (2 — 0,8) = 72 мм2.

Рис. 86. Инжекционная горелка низкого давления
газовой плиты. «

Диаметр горла горелки



Площадь поперечного сечения
= 1.5 м/сек

 рг(1 + ад-10»
'4-	3600 И)4	-

широкого конца диффузора при скорости

0,25(1 +0,4-9,5)-106
3600-1,5

= 222 мм2.

Диаметр широкого конца диффузора

1/ 4А I/4-222

й4= у —- У « 17 мм.

Диаметр широкого конца диффузора + может быть определен из зависи-
мости —Л- « 0,55 для к. п. д. ф = 0,8; т. е.
“4

Л3 9,4

~ 0,55 ~ 0,55 ~ 17 мм'

Длина диффузора' горелки I принимается по зависимости /^>10й8или
I 10-9,4; / > 94 мм.
Площадь широкого конца встречного насадка (конфузора) на основе выра-
жения (123) при скорости шв = I м/сек

Рг+-10«	0,25-0,4-9,5-10»	2

'вн— 3600№в ~	3600-1	—253 .мл.

Диаметр широкого конца встречного насадка

1 / 4/вГ 1 /4^253

У У — = 18 мм.

Длина встречного насадка на основе выражения (124)
. ^вн — +	18  9,4

‘вн —	а/ — ок — 1° ММ.

2^4“

Суммарная площадь всех выходных отверстий на основе выражения (125)

С^г-106	8616-0,25-10»

-/отв —	9	=	21,5-10»	~ 100 мм 

Задавшись высотой щели /1 = 2 мм, шириной щели Ь — 2,5 мм и расстоя-
нием между щелями 5 = 5 мм, получим -число щелей х из зависимости

2 /отв = Мз — *5)й;

7гй6/г — 2/отв 71-50-2—100
х =--------------- =----^2------« 21.

Пример 37. Рассчитать для газовой плиты'инжекционную горелку низкого
давления при сжигании сжиженного газа (пропан С8Н8). Из табл. 1 имеем:
Ср = 21 700 ккал/нм9-, уг — 1,97 кг/нмъ; Ро = 23,7 нм3 воздуха/нм? газа.

Решение. Давление газа у горелки Р = 200 мм вод. ст.; теплопроиз-
водительность горелки Сгор = 2150 ккал/ч; расход газа горелкой в течение часа

1^г — 21 700 0*1 нл?/ч-

Скорость выхода газа из сопла на основе выражения (119)

Ша = р. у Р = 0,8 у -уду -200 = 36 м/сек.

Площадь поперечного сечения сопла

Иг-10»	0,1-10»	„„„

/2-г	3600^2 “	3600-36 —	о»78	мм 

Диаметр отверстия сопла

.	1/4/Г	-1/ОТ8

У — = У -г~=1 мм-

Площадь поперечного сечения горла горелки для В == 0,4

/з = /г ( 1 +	(1 + & Уо) (2 - Ф) = 0,78 ( 1 +.0,4-23,7	(1 + 0,4 X

X 23,7) (2 — 0,8) а 71 ллг2

Диаметр горла горелки
Площадь поперечного сечения широкого конца диффузора при скорости
ш4'= 1 — 1,5 м/сек

Пг(1+? Го)-106	0,1(1 +0,4-23,7)- 10е

~	3600	3600-1,2	= 222 млЛ

Диаметр широкого конца диффузора

,	1/Т222-

— |/ я — у п = 17 мм.

Все остальные размеры конфорочной горелки такие же, как у горелки при-
родного газа (см. пример 36). Единственное различие в размерах касается лишь
диаметра отверстия сопла, имеющего размер + = 1 мм для сжиженного газа
вместо й2 = 1,5 мм для природного газа.

§ 88.	ПРИМЕР РАСЧЕТА ИНЖЕКЦИОННОЙ ГАЗОВОЙ ГОРЕЛКИ СРЕДНЕГО
ДАВЛЕНИЯ

Пример 38. Рассчитать горелку среднего давления газа (Р = 3000 мм вод. ст.)
инжекционного типа с одноструйным насадком теплопроизводительностью С/ —
= 156 000 ккал/ч для сжигания природного газа состава, приведенного в при-
мере 31.

Решение. Из примера 31 имеем: = 8616 ккал/нм?- углеродное число
п= 1,01.

Удельный вес газа

у0 = 0.625 п + 0,090 = 0,625 -1.01 4- 0,090 = 0,72 кг/нм3.

Теоретически необходимое количество воздуха для. полного сжигания 1 нм?
природного газа, согласно выражению (101), составит

Ео = 7,13п + 2,28 = 7,13-1,01-+ 2,28=9,5 нм? воздуха!нм? газа.

Коэффициент избытка а = 1,15-

Коэффициент инжекции для горелок среднего давления газа ? = 1 (горелка
должна инжектировать все необходимое для горения количество воздуха, рав-
ное = аК0 = 1,15-9,5 = 11 нм3 воздуха/нм? газа).

Часовой расход природного газа для теплопроизводительности горелки
0, = 156 000 ккал/ч

О, 156 000

Ег =	= 8616 ~ 18 НМ?1Ч-

Скорость выхода газовоздушной смеси из насадка горелки (рис. 82, 88)
должна быть меньше скорости распространения пламени для смеси данного газа
при минимальном расходе газа горелкой; скорость принимаем равной 10 м/сек\
температура газовоздушной смеси на выходе из устья горелки’ /см ~ 50°С.

Удельный вес газовоздушной смеси

_ ТгЧ- ЕдТв ,273
1см - 1 + ув ' Т

0,72 + 11-1,293 273

1 + 11	‘ 323

= 1,05 кг/м?.

Энергия потока газовоздушной смеси; выходящей из устья горелки в топку,.
на основе выражения (135) составит

р ^(1 + Уд)
'-пот --	2§"	 *сн'—

102(1 + И)
2^

• 1,05 = 64 кгс-м/м3.
Площадь выходного отверстия насадка горелки Д, определяемая» по выра-
жению (136), равна

, М1+Уд) т 18(1+11) 323

3600	’273.	3600-10 ' 273

Диаметр выходного отверстия насадка горелки

= 0,007 л2.

а5 ~ Г= 1/4+007	м = 94

а г тс г тс.

Площадь входного сечения /4 насадка горелки (рис. 82) вычисляется из
зависимости

;4 = (1,5+2)/8
или

= 2-0,007 = 0.014 ж2.

Диаметр входного сечения насадка горелки

+ = |/Ж	= 0,134 м = 134 мм.

Скорость газовоздушной смеси на входе в насадок горелки (рис. 82)

Пг(1 + Пд) Т 18(1 + 11)	313

3600 /4	’ 273	3600-0,014 ' 273 ~ ° м'сек--

По выражению (137) определяются суммарные потери энергии в сужаю-
щемся насадке:

Е

н---

1,5(ш4-^)2(1 + Уд)ТсМ 1,5 (5-10)41+ 11)-1,05

= 16 кгс-м/м9.

Чё



Диаметр горла (смесителя) горелки с?3 находится по формуле

для к. п. д. диффузора <р = 0,75. В таком случае имеем

= 0,65
^4

аз = 0,65-+ = 0,65-134 = 87 мм.
Площадь сечения горла (смесителя) горелки

/з =

тйз к-0,0872	,

__з_ = -------------= 0|0059 Л2.

Скорость газовоздушной смеси в смесителе горелки при I = 20°С или Т =
293°К

Уг(1+Уд) Т	18(1 + 11)	293

—	3600 /8	’ 273	3600-0,0059 ' 273 ~ 10,9 м‘сек'

Потери энергии в диффузоре, определяемые по выражению (138), составят:

/?диф <= —~ (1. + Уд) Тем (1 — *Р) =7	~%ё~	(1 + 1	~=

= 15 кгс-м]м*.

Затраты энергии на инжекцию воздуха СЕОЗД в связи с изменением скорости
ВОвДуха ОТ ©о до вычисляются- по выражению (139):

„ ' ЮзТд7в 10,92-11-1,29

^позд —	кгс-м)м.

Скорость выхода газа на сопла, согласно формуле (140),

1 + Уд —	= 10,9 ^1 + 11 ф 72 — 224 м]сск.
Потери энергии при изменении скорости газа от до
(ш2 — ш3)2-|'г	(224—10,9)2

ЕГ —-------------- =-------------- ” 1650 кгс'м1^-

Суммарные затраты энергии в газогорелочном устройстве

2Е = Епт + ЕИ + Вдиф + ^ЕОЗД + Вг = 64 + 16 + 15 + 85 4-
+ 1650 = 1830 кгс-м/м».

Располагаемая энергия струи газа на выходе из сопла
шпг 2242.0,72

Драен 2^ —	2^	— 1835 К8С‘ м/м .

Необходимое давление газа перед горелкой определяется по выраже-
нию (141):

Лпасп 1835

Р = —^5— — о да = 2960 мм еод.ст.

Площадь сечения сопла
V	18

= 3600 еу2 = 3600-224 = 0>000022 м2-

Диаметр сопла, определяемый по площади /2,-
/4КГ т /4-0,000022

а2 = У -^- = |/	 = 0,0053 м = 5,3 мм.

Длина горла горелки

/ГОр = Зй3 — 3-87 = 261 мм.

Длина диффузора /дцф при угле раскрытия диффузора р = 8° определяется
по формуле (122):

, .	^4 ~

/доф = о-

*ё-%-

134 — 87

21§ 4°

47

2 0 07	888 мм.

Площадь сечения' для прохода воздуха во встречный насадок при скорости
входа и>в х 1,5 м/сек

,	^Д	18'П о ПОСС 2

/™"3600а^Е ~ 3600-1,5 —

Диаметр встречного насадка (рис. 82)

авн^у^ = |Л±Р^бб =501216л1==216

Длина встречного насадка с углом раскрытия р' = 40°

, *^вн —	216 — 87.

/ВН=	-	2-0,364 —

212 2

178 мм.

Примечание. Полученные в результате выполненного расчета размеры
горелки не совпадают с размерами, рекомендуемыми Мосгазпроектом для горелки
такой же теплопроизводительности (рис. 83). Рекомендуемые Мосгазпроектом
размеры этой горелки оправдываются для давления газа Р = 7000 мм вод. ст.
§ 89.	ГОРЕЛКИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ С ПРИНУДИТЕЛЬНОЙ ПОДАЧЕЙ
ВОЗДУХА

На рис. 87 показана горелка низкого давления с принуди-
тельной подачей воздуха теплопроизводительностью 480 000 —
1 080 000 ккал]ч. Она имеет три модели, одинаковые по конструк-
ции, но различные по размерам: ГС-80-00, ГС-120-00 и ГС-180-00;
эти горелки внешнего смешения, многоструйные, вихревые, с ме-
таллическим насадком. Горелка состоит из следующих элементов:

Рис. 87. Горелка низкого давления с принудительной подачей воздуха.

а) шести форсунок, выполненных из трубок со щелевыми выход-
ными отверстиями; всё трубки загнуты на конце, и их про-
дольные оси располагаются под углом к продольной оси го-
релки; б) небольшого участка конического смесителя, в котором
при малых расходах газа горение начинается на выходе из фор-
сунки, при больших расходах газа горение переносится в топку.
Установка диафрагмы в воздушной камере позволила значительно
улучшить смешение газа с воздухом и сократить длину факела
при полном сжигании газа.

Описываемая горелка является одной из лучших и получила
широкое применение для установки в различных топках котлов.
Горелка имеет широкий диапазон работы по давлению газа в пре-
делах б—100 мм вод. ст., что дает возможность использовать ее
В установках с автоматикой. К недостаткам горелки следует от-
ЙФСТМ се громоздкость и недолговечность металлического насадка.
Горелка выполняется серийно на московских заводах.

Техническая характеристика горелок ГС-80-00, ГС-120-00 и
ГС-180-00 и их основные размеры приведены в табл. 56.	' ( 
2 250 000  4 500 000	Тепло- йройзво- < дитель- ность <2, ккал]ч	Таблица 57
ОО ОО  о о	Теплотворность природного газа фр, ккал[нм?	
265  528	Часовой расход газа Ур, нм^/ч	
Ф- иф  О О	Давление газа Рг> л-ш вод. ст.	
2500  5000	Часовой расход воздуха Ув, нм*/ч	
50  50	Давление воздуха р , мм вод. ст. в	
1	1  О Ь-	Диаметр отверстий	
ЕЗ Ео	Количество отвер- стий	
950  1000	1, мм	
300  400	мм	
ЬЭ •>-*  О сп  О ьз	м>м.	
со ьэ  СО ф о о	мм	
Ф- ю  О ОО  О СП	дэ, мм	
395  550	дц мм	
о Ео  Ю си	а, мм	
12  16	Число отверстий воздушного фланца	
ьо ю  СО Ф  Ю КЗ	Вес 0, кг	
ГС-375-00  ГС-750-00	Условное обозначение рабочих чертежей	

480 000  720 000  1 080 000	Тепло- произво- дитель- иость <2, ккал/ч
ОО	ОО	00  Сп	СИ	сп  ООО	Теплоте орность природного газа фр, ккал/нм?
Ео 00 СП.  СП	Часовой расход ч газа Ур» нм?!ч
СП Си Си  ООО	Давление газа р , мм вод. ст. г
535  800  1200	Часовой расход  воздуха Ув, нм3]ч
ООО	Давление воздуха Р^ мм вод. ст.
292  350  350	дь мм
Ю	н-	Н-  Ф	О	Сп  О	СП	о	д2, мм
33,5  42,2  42,2	мм
О О СО ООО	д4, мм
60  80,5  80,5	мм
СО СО. Ф	йа, мм
СО	СО	О  *-*	Ф	СП  О	КС	о	14, мм
350  317  308	мм
750  736  725	1, мм
Ю	КС	ЬО  СО -ОО	>1  О О	мм
СП •• Сп СП м М ООО	Н2, мм
95  115  115	О, кг
ГС-80-00  ГС-120-00  ГС-Г80-00	Условное обозначение рабочих чертежей

Таблица 56 <
На рис. 88 изображена горелка низкого давления газа с прину-
дительной подачей воздуха теплопроизводительностью 2 250 000 —
4500000 ккал/ч моделей ГС-350-00 и ГС-750-00, Эти горелки,
предназначенные для установки в топках котлов большой мощ-
ности, внешнего смешения, многоструйные, короткофакельные с ме-
таллическими насадками и круглыми отверстиями. Горелка имеет
центральную трубу для газа с двенадцатью отверстиями, установ-
ленными под углом к продольной оси горелки. Таким образом,
газовый, поток разбивается на двенадцать отдельных струй; каждая

Рис. 88. Горелка низкого давления с принудительной подачей воздуха.

струя смешивается с воздухом, получающим вращательное движе-
ние от двенадцати лопастей, установленных в воздушной камере.
Такое конструктивное решение горелки повышает турбулентность
потоков с уменьшением длины пламени. Чугунный насадок слу-
жит для присоединения к фронтовой плите котла. Горение газа
начинается у самых выходных отверстий.

Горелки очень просты по конструкции и невелики по размерам
вследствие отсутствия полноценного смесителя, что приводит
К перемешиванию газа с воздухом в основном в топке котла,
К недостаткам горелки следует отнести конструкцию насадка,
который сильно разогревается и обгорает.

Горелки типа ГС-350-00 и ГС-750-00 изготовляются на мос-
ковских газовых заводах. Техническая характеристика горелок
ГС-350-00 и ГС-750-00 и их размеры приведены в табл. 57.

При сжигании газа другой теплотворности	ккал/нм8 соответ-

и	г; у,	8500 1у,

стшенно пересчитывают часовой расход газа Гг = Уг= (?н~ ( ' —

ЩПСОВОЙ расход природного газа), а затем по выражению (119)
определяют диаметры отверстий <4; все остальные размеры, при-
веденные В табл. 57, остаются без изменения.
На рис. 89 изображена горелка низкого давления газа с при-
нудительной подачей воздуха теплопроизводительностью 420 000—
3 780 000 ккал/ч, горелка внутреннего и внешнего смешения,
многоструйная, конструкции «Киевгазпроект», она предназначена
для сжигания газа в топках котлов разных систем при наличии
давления газа от 60 до 120 мм вод., ст. Горелка включает

Рис. 89. Горелка низкого давления с принудительной
подачей воздуха.

в себя газовую трубу с форсункой, выполненной в виде метал-
лического насадка с рядом отверстий, воздушную камеру, состав-
ляющую корпус горелки, и смеситель.

Техническая характеристика горелки шести размеров, рассчи-
танных на различную производительность, приведена в табл. 58.

Таблица 58

Теплопро- изводи- тельность С, ккал]ч	Теплотвор- ность природ- ного газа Фр, ккал/нм^	Часовой рас- ход газа V , нм'/ч	Давление газа Р_, мм вод. ст.	Часовой рас- ход воздуха V •, нмР/ч	Давление воздуха Рв» мм вод. ст.	Вес горелки в, кг	Условное обозначе- ние.  рабочих чертежей"
420 000	8500	50	60	470	60	30	ГНД-1
610 000	8500	75	60	710	60	42	ГНД-2
840 000	8500	100	60	950	60	52	гнд-з-
1 450 000	8500	175	60	1650	60	94	ГНД-4
2 900 000	8500	300	100	2150	60	113	ГЙД-5
3 780 000	8500	450	120	4300	60	140	ГНД-6
Основные размеры горелки приведены в табл. 59 (размеры
в мм).

Таблица 59

Типы горелок		А	в	с	о		
ГНД-1	50	160	120	204	340	100	125
ГНД-2	70	200	140	244	390	130	145
гнд-з	80	230	160	274	425	160	180
ГНД-4	100	300	200	350	500	200	180
ГНД-5	125	350	250	400	550	250	210
ГНД-6	150	400	315	460	600	315	240

^0	Е	г	н	к-	ь	м	К	8
57	188	228	145	145	272	164	160	80
75	208	268	170	175	317	184	190	’ 95
89	228	298	185	200	332	264	195	105
108	280	380	225	245	403	250	245	,Т20
133	330	430	260	275	448	360	255	135
159	405	490	290	300	515,5	375	270	150

Пример 39. Рассчитать', горелку низкого давления с принудительной подачей
воздуха, модели ГС-750-00 (см. табл. 57 и рис. 88), теплопроизводительностью
<2 = 4 500 000 ккал/ч.

Исходные данные: состав природного газа (см. пример 31), давление газа
у горелки Рг = 400 мм вод. ст.	_

Решение. По составу природного газа определяем углеродное число п
по выражению (4):

_ 1СН4 + 2С2Нв+ЗС3Н8 + ...	1-97,9+ 2-0,5+ 3-0,2 4-...

«=	100 — 5	“	100—(0,1 4-1,2)	—

. Теплотворность природного газа заданного в примере 31 состава на основе
выражения (14) равна

О" = 66004г + 1950 == 6600-1,01 4- 1950 = 8616 ккал/нм3.

Теоретически необходимое количество воздуха для полного сгорания 1 нм3
природного газа, согласно выражению (101), равно

Ро = 7,13 и 4~ 2,28 = 7,13-1,014- 2,28 = 9,5 нм3 /воздуха]нм3 газа.

Часовой расход газа для заданной теплопроизводительности горелки дол-
жен составить

V _ Чг 4500 000
г '^й“ = 8616	~~525 НМ !4'

Часовой расход воздуха для сгорания Гг = 525 нм3/ч природного газа
С коэффициентом избытка а = 1,05 должен быть равен

Квозд = сГ0'/г = 1,05-9,5-525 = 5250 нм3 воздуха/ч.

Скорость истечения газа из отверстий (Й2 на рис. 88) при давлении газа
Рг  400 мм вод. ст. должна составить
Приняв размер диаметра отверстий, из которых истекает природный газ
в воздух, й2 — 16' мм (табл. 57), получим требуемое количество отверстий из
выражения

Л	ГС-162 к — 1-ЧСМ. 1404. О!).

3600^.10-Чаз	3600—4—--10~6-62,5

Размер диаметра й3 (см. табл. 57) определяется из уравнения непрерывности
газового потока при скорости движения газа в трубопроводе ш = 5 м]сек\

е.

	3600 = рг

или

1/ Уг-.106-4	-|/ 525-10«-4

Г 3600 пю ~ V 3600 я-5

я 200 мм.

Диаметр трубопровода (см. рис. 88) для подачи воздуха РВозд =
= 5250 нмЛ/‘1 при' скорости его движения в пределах а'возд — 10 4- 12 м]сек
должен быть равен

Увозд-Юе-4

й';’ ’ Г 3600 л ивоа;;

1. 5250-10«-4
Г 3600 к-12

я 400 мм.

Результаты расчета газовой горелки полностью Совпадают с данными, при-
веденными в табл. 57.
Глава 14

СЖИГАНИЕ ГАЗА В ТОПКАХ КОТЛОВ

И ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПЕЧАХ

§ 90.	ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ ИЛИ ПЕРЕВОДА
КОТЕЛЬНЫХ НА ГАЗООБРАЗНОЕ ТОПЛИВО

Оборудование котельных установок на сжигание газообразного
топлива или перевод существующих котельных установок с твер-
дого топлива на газообразное не представляет затруднений и должно
удовлетворять следующим требованиям.

На период кратковременного отсутствия газа котельные должны
иметь приспособление для быстрого перевода топки котла без
существенных переделок с газового топлива на твердое и обратно,
при этом, газовое оборудование должно быть смонтировано таким
образом, чтобы оно не мешало работать кочегарам во время пере-
вода котлов на твердое топливо.

Ввод газовых горелок в топку котла предпочтительнее осуще-
ствлять через боковые стенки обмуровки (рис. 93), при этом
фронтальная стенка топки с дверцами для работы на твердом
топливе полностью сохраняется, что дает возможность быстрого
перехода с газообразного на твердое топливо или ведения комби-
нированного сжигания твердого и газообразного топлив.

Целесообразно применять инжекционные горелки низкого
и среднего давления газа, не требующие установки вентиляторов
и воздуховодов для принудительной подачи воздуха.

Для обеспечения безопасного пользования газообразным топ-
ливом необходимо следующее:

1.	Помещения котельных, работающих на газе, должны иметь
противовзрывные проемы, в качестве которых могут быть исполь-
зованы оконные и дверные проемы, открывающиеся наружу, при
норме 500 см2 на 1 ж® взрывоопасного помещения.

2.	На боровах в котельных и- обмуровке котла в местах наи-
более вероятного скопления газовоздушной взрывной смеси обяза-
тельно устраиваются взрывные предохранительные клапаны (6 на
рис. 92), которые в случае взрыва газовоздушной смеси раскры-
МЮТСЯ (разрываются), предохраняя топку котла и борова от раз-
рушений. Площадь взрывных клапанов принимается в размере не
менее 250 см2 на 1 ж3 обмуровки котла и борова.
Оборудование котельных для сжигания газообразного топ-
лива или. перевод существующих котельных установок с твердого
топлива на газообразное в зависимости от давления газа должны

производиться по принципи-
альным схемам, приведенным
на рис. 90 и 91.

Принципиальная схема
газоснабжения котельной от
сети низкого, давления приве-
дена на рис. 90. К газопрово-
ду 1 низкого давления при-
соединяется ответвление 2
к потребителю газа с отклю-
чающей задвижкой 3 на от-

Рис. 90. Принципиальная схема оббрудо- ветвлении, на вводе в котель-
вания котельной для сжигания газообраз- ную установлены: общая ОТ-
ного топлива низкого давления. ключающая 'задвижка 4, ма-
нометр-5, газовый счетчик 7
с задвижками 8 и 9 для отключения газового счетчика и задвиж-
кой 6 на обводной линии; опуск 10 к котлу с задвижкой 11,
продувочная свеча 12, кран 13 переносного запальника, задвижки
14 газовых горелок к котлу 17, ответвления 15, 16 к другим

котлам.

Рис. 9Г. Принципиальная схема оборудования котельной
. для сжигания газообразного топлива среднего давления.

Принципиальная схема газоснабжения котельной от сети сред-
него давления приведена на ;рис. 91. К газопроводу 1 среднего
давления присоединяется ответвление 2 к потребителю газа с общей
отключающей задвижкой 4, манометрами 5, измерительной шай-
бой 6, термометром 7, задвижками 9, 11, фильтром 12, запорно-
предохранительным клапаном 13 на среднем давлении, регуля-
&

тором 14 среднего давления, обводной линией 10 с задвижкой на
ней, ответвлением 17 на свечу с краном 18, газовым счетчиком 19,
штуцером 21 для отбора проб и газопровод 22 к котлам для
питания газом горелок (котлы горелки, переносный запальник
и т. п. не показаны на схеме (рис. 91) и выполняются по схеме
на рис. 90).

Пособием для проектирования газоснабжающих установок ко-
тельных могут служить каталоги типовых проектов, например
каталог 48 «Сооружения газоснабжения промышленных предприя-
тий • и населенных мест», составленный институтом Мосгаз-
проект [64].

При расчете котельных установок, использующих газообразное
топливо, в первую очередь требуется определить часовой расход
горючего газа УГ нм5/ч каждым котельным агрегатом.

Для парового котла с часовой паропроизводительностью В кг/ч,
давлением Р атм и температурой питательной воды 4 требуемый
часовой расход горючего газа определяется по известному выра-
жению

. нмз/ц,	(142)

Ор г,к.у

где 1П — теплосодержание пара, ккйл/кг’,

— теплосодержание питательной воды, ккал/кг',

($> — теплотворность горючего газа, ккал/нм3',

7]к у —• к. п. д. котельной установки; для котельных промышлен-
ных предприятий г]к.у = 0,70-4-0,75, для котельных агре-
гатов электростанций с водяными воздушными экономай-
зерами т]к.у = 0,85 4-0,90.

Для водогрейного котла с полезной часовой теплопроизво-
дительностью Сполез требуемый часовой расход .горючего газа
определяется 4ю выражению

Уг = ... Одолев ,	(143)

ОрЧк.у

где ()полсз — полезная часовая теплопроизводительность котельного
агрегата (например, теплопотери зданий Гф с учетом
потерь тепла трубопроводами тепловой сети, т. е.

 Зполез = (М^1,2)Ж

т)к.у — к. п. д. котельной  установки, принимаемый в преде-
лах 0,65—0,75.

По вычисленным часовым расходам газа и его давлению у го-
релки производится расчет газогорелочных устройств (см. гл. 13)
с расположением газового оборудования у трубопроводов, изме-
рительных приборов и т.. п. по принципиальным схемам на
рис. 90 и 91.
§ 91.	ПРИМЕРЫ ОБОРУДОВАНИЯ ТОПОК КОТЛОВ ДЛЯ СЖИГАНИЯ
ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА

На рис. 92 изображен водогрейный котел типа НР(ч), переобо-
рудованный на сжигание природного газа. На месте снятой топоч-
ной дверцы крепится на шпильках фронтовое устройство 1 с двумя
газовыми инжекционными горелками 2. Газ по газопроводам 10

Рис. 92. Водогрейный котел типа
НР(чд переоборудованный на сжи-
гание природного газа.

и 11 и горизонтальным коллекторам 3 и 5 подается через трубо-
проводы 12 к горелкам 2. Газовоздушная смесь через насадок 13
горелки 2 поступает в топку котла. От коллектора 5 проложены
газопроводы к запальнику 7, коллектору 4, микроманометру 9
и продувочной линии 75; на трубопроводе 12, подводящем газ
к соплу горелки, установлен манометр 8 со шкалой 0—1 кгс/см2.

Для обеспечения безопасности эксплуатации котлов, оборудо-
ванных приспособлениями для сжигания газового топлива, уста-
навливают (вместо малых крышек лючков для чистки секций)
газовые взрывные клапаны 6 в размере не менее 250 см2 на 1 м3
обмуровки котла и борова, а в шиберах боровов котла вырезают
отверстия диаметром 100 мм для постоянной вентиляции при
бездействии горелок.
Рис. 93. Оборудование топки котла КРШ инжекционными горелками
среднего давления газа с вводом этих горелок в топку через
боковые стенки.

18 Э. X. Одельский
Для инжекционных горелок среднего давления, инжектирую-
щих полностью требуемое количество воздуха для горения газа,
головка горелки выполняется в виде одноструйной насадки 13,
как это показано на рис. 92, при этом колосниковая решетка
покрывается слоем битого шамота 14.

Для инжекционных горелок низкого давления, инжектирующих
лишь часть воздуха, необходимого для горения газа, с поступле-
нием в топку котла вторичного воздуха, головка горелки выпол-
няется в виде много'струйного или цилиндрического насадка
(рис. 82), вторичный воздух поступает в топку через подду-
вальные дверцы.

Удельная расчетная теплопроизводительность водогрейного
котла при сжигании в топке газового топлива д принимается рав-
ной 10 000—12 000 ккал/'м2-ч.

Часовое количество газового топлива для сжигания в топке
котла поверхностью нагрева ЕК0Г определяется по выражению

ЕУ,.= -(-1Д	нмуч,	(!44)

Фр Чк.у

где фр — теплотворность газового топлива, ккал/нм3',

т)к у — к. п. д. котельной установки, принимаемый при сжигании
газа в пределах 0,65—0,75.

Расчетная производительность одной газовой горелки Уг нмР/ч
получается делением суммарной часовой потребности газового
топлива &УГ на принимаемое к установке число газовых  горелок
(в рассматриваемом случае на рис. 92 две газовые горелки). Рас-
чет газовых горелок инжекционного типа низкого и среднего дав-
ления см. в § 83 и 85.

При сжигании газового топлива часто применяется ввод газо-
вых горелок в топку котла через боковые стенки обмуровки
с сохранением фронтальной стенки топки с дверцами для быстрого
перехода с газообразного на твердое топливо.

Оборудование топки котла КРШ инжекционными горелками
среднего давления газа с вводом этих ♦ горелок в топку через
боковые стенки изображено на рис. 93. Обозначения следующие:
газопровод 1, инжекционные горелки 2 среднего давления, регу-
лирующие и запорные вентили 3, свечи 4 и 10, газопровод 5
к запальной горелке, запальные окна-гляделки 6, горелочные амбра-
зуры 7, огнеупорная наброска 8 и манометры 9.

На рис. 93 не показаны ввод газа в котельную и оборудова-
ние, требуемое по схеме рис. 91.
§ 92.	ЗАЩИТНАЯ АВТОМАТИКА КОТЕЛЬНЫХ, РАБОТАЮЩИХ
НА ГАЗОВОМ ТОПЛИВЕ

В связи с широким внедрением в народное хозяйство СССР
газового топлива и необходимостью обеспечения надежных и без-
опасных условий эксплуатации котельных, работающих на газе
в последние годы получила развитие защитная и регулирующая
автоматика, выросшая в самостоятельную отрасль науки. Техни-

Рис. 94. Схема защитной автоматики котла, работающего на
газовом топливе.

ческая литература обогатилась множеством оригинальных схем
защитной и регулирующей автоматики отопительных и промыш-
ленных котельных (например, [65, 66 и др.]), которые могут
служить темой специального исследования.

Ниже для ознакомления приведены простейшие схемы защит-
ной и регулирующей. автоматики, принцип их действия и основ-
ные приборы, применяющиеся в этих схемах.

Применение защитной автоматики имеет целью исключить воз-
можность истечения из горелки несгоревшего газа в топку или
помещение при падении давления .и последующем возобновлении
подачи газа. На рис. 94 изображена одна из применяющихся схем
защитной автоматики котла, работающего на газовом топливе
и оборудованного инжекционными горелками низкого давления.

Разработанная институтом Мосгазпроект схема защитной авто-
матики предусматривает следующие основные элементы; исполни-
тельный механизм в виде мембранного отсекающего клапана 1,
электромагнитный клапан 2, термопара 3, дроссели 4, горелка
термопары 5, запальная горелка 6 и импульсные трубки 8 и 9,
Мембранный отсекательный клапан по своему устройству явля-
ется прибором двухпозиционного действия и монтируется на основ-
ном газопроводе перед горелками.

Отсекательный клапан состоит из двух полостей, разделенных
мембраной с грузом; открытие клапана обусловливается разностью
давлений газа. При равенстве давлений в обеих полостях клапан
под-действием собственного' веса и груза садится на седло, за-
крывая проход газа к основным горелкам котла и оставляя откры-
тым проход его к электромагнитному клапану. При уменьшении

Рис. 95. Расположение в схеме защитной автоматики
запальной горелки 6 и горелки термопары 5.

давления в надмембранной полости клапана последний под дей-
ствием давления газа поднимается вверх и открывает проход газу
к основным горелкам.

Расположение в схеме защитной автоматики запальной горелки 6
и горелки термопары 5 показано на рис. 95. Назначение запаль-
ной инжекционной горелки 6 — поддерживать постоянный огонь
у устья основных горелок (7 на рис. 94) и этим предотвращать
выход незажженной газовой смеси в топку. Горелка термопары 5,
расположенная под запальной горелкой 6, нагревает своим огнем
спай термопары 3 и обеспечивает непрерывное поджигание газа
через отверстие 10 запальной горелки 6.

Электромагнитный клапан (2 на рис. 94), выполняющий функ-
цию реле защиты и изображенный на рис. 96, тесно связан
в работе с мембранным отсекательным клапаном (/ на рис. 94)
и состоит из корпуса 4, электромагнита 1 с сердечником из
сплава никеля и стали (пермалоя), дискового якоря 2, связанного
с клапаном 5 посредством штока 3 со спиральной пружиной 4,
штока 7 с пружиной 8, при помощи которого можно поднять
вручную клапан 5 вверх и открыть проход для газа. При нагре-
вании спая термопары 3. в обмотке электромагнита 2 возникает
ток, которым возбуждается магнитное поле в электромагните 1,

вследствие чего последний бу-
дет удерживать дисковый якорь
2 й связанный с ним посред-
ством штока 3 клапан 5 в. от-
крытом состоянии, создавая
проход для газа. Имеются и
другие конструкции электромаг-
нитного клапана, например [65].

На рис. 97 показан один из
элементов защитной автомати-
ки— термопара (<? на рис. 94),
которая при возбуждении элек-
тродвижущей силы обеспечивает
действие всей защитной автома-
тики данной системы. Термопара
(рис. 97) выполняется из хро-
мель-алюмеля с защитной хро-
мелевой оболочкой Г, проводни-
ками тока являются: медная
труб&а 2 и проходящий в ней,
изолированный стержень <?; име-
ются клеммы 4 для включения
термопар в электроцепь.

Взаимодействие рассмотрен-
ных элементов защитной авто-
матики (на рис. 94—мембранный
отсекательный клапан 1, элек-
тромагнитный клапан 2, термо-
пара 3, дроссели 4, горелка
термопары 5, запальная горелка
6, импульсные трубки 8 и 9,
основные горелки 7 и т. д.) и по-
рядок пуска в действие системы

Рис. 96. Схема электромагнитного
клапана.

защитной автоматики состоят в следующем. При пуске системы
в работу закрывается задвижка 14 на свечу и открывается задвижка
перед регулятором давления (на рис. 94 не показаны); все осталь-
ные задвижки в системе должны быть открыты, за исключением
задвижки 11, закрывающей обводную линию. Нажатием кнопки
электромагнитного клапана 2 обеспечивается проход газа из ниж-
ней полости мембранного отсекательного клапана 1 в электро-
магнитный клапан 2 и далее в горелку термопары 5, которую
необходимо в это время зажечь.
•' При нагревании спая термопары 3 в цепи возникает электро-
движущая сила, благодаря чему электромагнитный клапан 2 от-
кроет проход для газа к горелке термопары 5 и запальной
горелке 6, которая воспламеняется от огня горелки термопары;
при этом кнопку электромагнитного клапана 2 следует отпустить
и открыть задвижку 15 основных горелок 7.

При движении газа через импульсную трубку 8, дроссель 4
и электромагнитный клапан 2 давление газа за дросселем и в над-
мембранной полости отсекательного клапана /  понизится, вслед-
ствие чего мембрана поднимется вверх и откроет доступ газу
й основным горелкам 7, которые поджигаются от пламени за-
пальной горелки 6.

. Рис. 97. Элемент защитной автоматики — термопара, которая при
возбуждении электродвижущей силы обеспечивает действие всей
защитной автоматики данной системы.

В случае падения давления газа или временного прекращения
подачи его потухнут- все горелки, в том числе горелка термо-
пары 5, вследствие чего охладится спай термопары Зив цепи
исчезнет электродвижущая сила. Под действием пружины (4 на
рис. 96) при отсутствии электродвижущей силы закроется проход
газа к запальной горелке 6 и горелке термопары 5 с прекраще-
нием движения газа через импульсные трубки 8 и 9 дросселя 4
и т. п. и с выравниванием давления в верхней и нижней полостях
мембранного отсекательного клапана /; последнее приводит к пол-
ному перекрытию прохода газа с прекращением питания всех
горелок при возобновлении подачи газа.

Описанная схема защитной автоматики обеспечивает безопасные
условия эксплуатации и основана на пневматической передаче
импульсов исполнительному механизму путем использования дав-
ления газа.
§ 93.	ЗАЩИТНАЯ И РЕГУЛИРУЮЩАЯ АВТОМАТИКА КОТЕЛЬНЫХ,
РАБОТАЮЩИХ НА ГАЗОВОМ ТОПЛИВЕ

На рис. 98 приведена одна из применяющихся схем защитной
и регулирующей автоматики отопительного водогрейного котла,
работающего на газовом топливе и оборудованного инжекционными
горелками низкого давления.

Рис. 98. Схема защитной и регулирующей автоматики котла, работающего
на газе.

Как уже отмечено в § 92, назначение защитной автоматики —
исключить возможность истечения несгоревшего газа из горелки
в топку или помещение при падении давления и последующем
возобновлении подачи газа. Система защитной автоматики на
рис. 98 не отличается от приведенной на рис. 95.

Назначение регулирующей автоматики — поддержать темпера-
туру нагретой воды в котле на заданном уровне соответственно
графику температур горячей воды в зависимости от температуры
наружного воздуха.

Основными элементами регулирующей автоматики, включен-
ными в схему защитной автоматики и работающими с ней во
взаимосвязи, являются (рис. 98): терморегулятор 13, импульсные
трубки 10 и 12. Терморегулятор 13— прибор двухпозиционного
действия; назначение его — поддержать заданную температуру на-
' греваемой в котле воды путем прекращения подачи газа к основ-

ным горелкам 7 при возрастании температуры воды в котле выше
установленного предела и возобновления подачи газа к основным
горелкам 7 при охлаждении воды ниже установленного темпера-
турного предела.

На рис. 99 изображен терморегулятор, состоящий из латунной
трубки 1, инварового * стержня 2, который одним концом соединен
с трубкой 1, а- другим упирается в рычаг 4. Латунная трубка 1
расположена в потоке горячей воды. При нагревании воды выше

Рис. 99. Терморегулятор, состоящий из латунной трубки 1, стержня 2,
пружины 8, рычага 4, клапана 5.

установленного предела инваровый стержень 2 перемещается вправо
за удлиняющейся латунной трубкой, открывает клапан 5, что обес-
печивает сообщение газа через импульсные трубки (10 и 12 на
рис. 98) между верхней и нижней полостями отсекательного кла-
пана с выравниванием в них давлений газа, последнее приводит
к опусканию клапана и закрытию прохода газа к основной горелке.
При этом питание газом запальной горелки (6 на рис. 98) и го-
релки (5 на рис. 98) для подогрева спая термопары (3 на рис. 98)
не прекращается и производится из нижней полости Отсекатель-
ного клапана (1 на рис. 98) через электромагнитный клапан 2.

При уменьшении температуры воды в котле' ниже заданного
предела латунная трубка 1 сокращается, инваровый стержень 2

* Инвар — сплав железа (64%) и никеля (36%), обладающий очень, малым
коэффициентом теплового линейного расширения (в десять раз меньше коэффи-
циентов компонентов); это свойство инвара сохраняется в пределах от 30
до 100° С.
перемещается влево, закрывает клапан 5 с прекращением сообще-
ния газа через импульсные трубки (10 и 12 на рис. 98) между
верхней и нижней полостями отсекательного клапана; давление
в надмембранной полости клапана (1 на рис. 98) падает, мембрана
давлением газа снизу поднимается вверх, открывая при этом про-
ход газа к основным горелкам, которые зажигаются сГг огня запаль-
ной горелки 6.

Терморегулятор 13 можно настроить на любую температуру
в пределах от 50 до 100° С; точность регулирования до 5° С.

§ 94.	СЖИГАНИЕ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА В КОМНАТНЫХ
ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПЕЧАХ

Перевод отопительных комнатных печей с твердого топлива
на газовое возможен для исправных типов печей независимо от
системы их дымоходов (вертикальные, горизонтальные, колпако-

Рис. 100. Топливник пятиобо-
ротной отопительной печи для
твердого топлива.

Рис. 101. Топливник пятиоборот-
ной отопительной печи, переобо-
рудованной под газовое топливо.

вые). Для сжигания газа в отопительных печах предпочтительно
применять трубчатые инжекционные горелки с организованной
подачей вторичного воздуха (рис. 102), имеющие защитную авто-
матику или в крайнем случае элементарные предохранительные
устройства в виде блок-крана. Горелки следует устанавливать не
в топливниках печей, а в зольниках, при этом нижний массив
печей становится теплоаккумулирующим с увеличением теплоот-
дающей поверхности, снижением температуры отходящих газов
и повышением к. п. д. печей.

Переоборудование печей на сжигание газового топлива состоит
в следующем:

а)	из печи удаляются колосниковая решётка, топочная дверка
и дверка зольника;
б)	разбирается передняя стенка печи ниже топочной дверки;

в)	удаляется внутренняя кладка топливника и зольника, не
связанная с внешними стенками;

г)	в образовавшееся пространство выкладывается газовый топ-
ливник с кирпичным насадком (рис. 101);

д)	выкладывается передняя.

стенка печи с проемом для газо-
горелочного устройства, в углах
проема устанавливается рамка
с анкерными болтами (рис. 101)
для крепления фронтового щит-
ка горелки;

е)	дымоходы печей измене-

нию не подвергаются.

На рис. 100 изображен топ-
ливник пятиоборотной отопи-
тельной печи для твердого топ-
лива.. Обозначения следующие:
зольниковая дверка 1, колосни-
ковая решетка 2, топочная двер-
ка 5 и дымоходы 4.

На рис. 101 изображен топ-
ливник той же пятиоборотной
отопительной печи (рис. 100),
переоборудованной под газовое
топливо. Обозначения следую-
щие: топочная рамка с анкерны-
•ми болтами 1, топливник для

газа 2, насадок из шамотных
Рис. 102. Горелки Института использо- кирпичей 3 И ДЫМОХОДЫ 4.
ванйя газа АН УССР для комнатной На рис. 102 изображена ГО-
отопительной печи.	релка Института использования

газа АН УССР для комнатной
отопительной печи. Обозначения следующие: фронтовой щиток 1,
регулятор вторичного воздуха 2, топочная рамка 3, распорные
болты 4, газовый коллектор 5, газоподводящий патрубок 6.

На рис. 103 приведена конструкция горелочного устройства
для отопительной печи завода «Газаппарат» с защитной автома-
тикой. Оно состоит из двух щелевых насадков /, запальника 2,
установленного между горелками, и газоподводящего коллектора 6,
смонтированного на фронтовой плите 10. Фронтовая плита 10
с помощью шпилек крепится к топочной рамке 12, которая перед
установкой газогорелочного устройства закрепляется в топке печи
С помощью четырех распорных болтов 4. Первичный воздух под-
сасывается в горелку через регуляторы 11, вторичный воздух
поступает через поддувальную дверку. Приборы защитной авто-
матики, установленные на горелке, обеспечивают прекращение
подачи газа при отрыве пламени. Автомат безопасности состоит
из запальника 2, термопары 3 (хромель-копель) и электромагнит-
ного клапана 9. На фронтовой плите расположены заслонка смот-
рового окна 7 и запорный кран 8. Запальник 2 и термопара 5

Рис. 103. Конструкция горелочного устройства для
отопительной печи завода «Газаппарат» с защитной
автоматикой.

устанавливаются между -головками горелок ближе к фронту печи,
а электромагнитный клапан — на коллекторе до крана 8. Зажига-
ние запальника производится через смотровое окно, закрываемое
заслонкой, во фронтовой плите. При открытом газовом кране,
установленном на коллекторе, газ в горелки может поступать
только после срабатывания электромагнитного клапана. При ква-
лифицированном обслуживании отопительных печей на газовом
топливе к. п. д. достигает 90%, при топке печей домовых к. п. д.
не превышает 70%.

На рис. 104 изображена отопительная печь АКХ-К (Академии
коммунального хозяйства, комбинированного типа), предназначен-
ная для топки газом и каменным углем с расположением газового

Рис. 104. Отопительная печь АКХ-К (Академии
х коммунального хозяйства) для топки газом и ка-
менным углем.

топливника в нижней части. Обозначения следующие: газовая
горелка 1, топливник для газа 2, футерованный огнеупорным
кирпичом на огнеупорном растворе, угольный топливник 3 с золь-
ником, насадок 4, зольниковая коробка 5, балочные колосники 6,
задвижка 7, тягопрерыватель 8. Подробнее об этой печи см. [67].

На рис, 105 изображен топливник комнатной печи, переобо-
рудованный по методу Института использования газа АН УССР
[68] на сжигание природного газа. Топочная дверка 1 остается
бе'з изменения ’и используется при зажигании горелки 2, распо-
ложенной внутри печи на месте вынутых колосников. Газ под-
водится к горелке 2 трубопроводом 4, имеющим два газовых
крана. Поддувальное отверстие закрывается железным щитком 3,
в котором предусмотрено для ввода воздуха регулируемое отвер-
стие площадью 25—30 см2; после окончания натопа отверстие

Рис. 105. Топливник комнатной печи, переоборудованной на сжигание
природного газа.

Отверстие-для (/года
воздуха 20 иго мм

Рис. 106. Горелка низкого давления Института использования
газа АН УССР для отопительных печей.

в щитке 3 и дверка поддувала закрываются. При переводе печи
на газ шибер удаляется. С целью предохранения задней стенки
печи от перегрева и лучшего сжигания газа в топке против огне-
вого сечения горелки располагают насыпку 5 из битого шамота
или кирпича. Для перевода отопительных печей на природный
газ Институтом использования газа АН УССР разработаны горелки
инжекционного .типа низкого давления с коэффициентом инжекции
воздуха Е = 0,4; на рис. 106 изображена конструкция этой горелки
производительностью Рг == 1,7 нма/ч природного газа [45].

В г. Киеве эксплуатируется пятьдесят тысяч отопительных
печей, переведенных на газ по схеме Института использования
газа АН УССР и оборудованных горелкой, изображенной на
рис. 1О6.:

В сутки при двух топках с продолжительностью натопа в пре-
делах т== 1,5 — 2 часа производительность горелки определяется
часовым расходом природного газа по выражению

=	^4,

^печ

где С2расч—часовая теплопроизводительность печи, соответствую-
щая расчетным теплопотерям помещений, обогреваемых
печью, ккал/ч:,

т — продолжительность натопа, принимаемая в пределах
1,5—2 часа;

— теплотворность газового топлива, ккал/нм3',
*1печ — к- п- Д- печи, принимаемый в пределах 0,4—0,6.
«ЖИДКИЕ» И «СЖАТЫЕ» ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

В небольших городах, поселках и отдельных районах газифи-
цированных городов, где сооружения и эксплуатация системы
централизованного газоснабжения природным газом являются не-
экономичными (пригороды, дачные места, отдельно стоящие зда-
ния и т. п.), широкое распространение в быту, автотранспорте
и отдельных установках коммунальных и промышленных потреби-
телей получило газоснабжение сжиженным (пропан-бутановые
и пропиленовые смеси) и «сжатым» газом.

§ 95. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О «ЖИДКИХ» ГОРЮЧИХ ГАЗАХ

«Жидкими» называются углеводородные газы, которые при
сравнительно низких давлениях и комнатной температуре остают-
ся в жидком состоянии. Критические параметры (давление и тем-
пература) углеводородных газов приведены в табл. 6; из нее вид-
но, что пропан, бутан и пропилен довольно легко поддаются сжи-
жению и их целесообразно использовать в жидком виде. Глав-
нейшими компонентами «жидких» газов являются пропан (С3Н8)
и бутан (С4Н10), опорные характеристики которых фр, Ко и др.)
приведены в табл. 3 и 40 или определяются по выражениям (3),
(14), (101) и др.

Объем паров при испарении «жидкого» газа для смеси угле-
водородов определяется по выражению

уЧ4-+-^г+---+-тН22’4 л3’	<144)

где О1; С2, • ••>	—вес отдельных компонентов смеси углеводо-

родов;

тг, т%, ..., тп — молекулярные веса компонентов смеси угле-
водородов.

Упругость паров жидкой смеси углеводородов определяется
как сумма парциальных давлений:

Р = х1Р1 + х2Р2 + ...+ х„Р„,	(145)
где хъ х2, ..хп — мольные концентрации каждого углеводорода
в жидкой смеси;

Ръ Р2, .... Рп — упругости паров углеводородов в чистом виде
при температуре смеси (табл. 6).

Пример 40. Определить упругость паров и объем газа после испарения
150 кг жидкого газа при I = 20° С. Весовой состав жидкого газа: С3Н8 — 80%
и С4Н10 —20%.

Решение. Весовой состав компонентов: Ос..н„—120 кг, Сс*Н1о —30 кг.

Объем газа после испарения, согласно выражению (144), составит

V = 11^2 Ц- 3? 122,4 » 73 л3.
\ 44	58/

Для определения упругости паров жидкой смеси углеводородов по выра-
жению (108) необходимо найти мольные концентрации каждого углеводорода
в жидкой смеси, для чего произведен пересчет весового состава в молекуляр-
ный:

Газ	Весовой состав, %	Молеку- лярный вес	Число молей	Молекулярные концентрации	Упругость паров при 1 •— 20°С (табл. 6), ата
Пропан	80	44	1,820	0,84	8,33
Бутан	20	58	0,345	0,16	2,05
Итого .	100	—•	2,165	1,00	

По выражению (145) имеем

Р^_2о == хтР1 + х2?2 = 0,84-8,33 + 0,16-2,05 = 7,33 ата.

Жидкие газы (пропан и бутан) и газовый бензин извлекают из
так называемого попутного газа, добываемого вместе с нефтью из
газонефтяных месторождений. Попутный газ по сравнению с
природным из чисто газовых месторождений значительно богаче
тяжелыми углеводородами. В табл. 60 приведен состав некоторых
природных (попутных) газов из газонефтяных месторождений.

Таблица 60

Место- рождение	в % по				объему				Всего
	Н28	со2	Кг	сн*	с2не	С3Н8	С4Н10	С6Н1г	
Туймаза (девон)	—	—	10,66	38,78	19,92	20,78	6,33	3,53	100
Ишимбай	2,80	1,0	11,00	42,40	12,00	20,50	7,20	3,10	100

На рис. 107 приведена технологическая схема улавливания
пропана, бутана и газового бензина из природного попутного
газа. Газ из скважины по газопроводу 1 поступает в компрес-
сор 2, откуда нагнетается через холодильник 3 в абсорбер, <
В абсорбере 4 газ орошается минеральным маслом .й освобож-
дается от С8Н8, С4Н10 и газового бензина; газ, освобожденный от
абсорбированных углеводородов, направляется по газопроводу 15
на промышленные и бытовые нужды.

Насыщенное абсорбированными углеводородами .масло посту-
пает на регенерацию-через теплообменник 7, подогреватель 9 и эва-

Рис. 107. Технологическая схема улавливания пропана,
бутана и газового бензина из попутного природного газа.

поратор 10, в котором происходит отгонка из масла легких фрак-
ций; из эвапоратора 10 масло, освобожденное от абсорбированных
углеводородов (С8Н8, С4Н10 и газового бензина), направляется
насосом через теплообменник 7 в холодильник 6, и вновь начи-
нается цикл орошений, из абсорбера 4.

Абсорбированные фракции из эвапоратора 10 поступают в хо-
лодильник 11 и далее в смесительный сборник 21, из которого
конденсат-сырец насосом подается в первую ректификационную
колонну 22, где происходит выделение пропана; освобожденный
от пропана продукт из первой 22 поступает во вторую ректифи-
кационную колонну 22 а, из низйней части которой стабильный
бензин направляется в хранилище; из средней части колонны 22 а
отводится бутан.

Для' автотранспорта выпускается жидкий газ, состоящий в
летние месяцы из 80% бутана и 20% пропана, в зимние месяцы
ПЭ 30% бутана и 70% пропана.

| () Э. X. Одельский
Состав жидкого газа, подаваемого московским потребителям:
СН4 — 5 %; С3Н8 — 94 %; С4Н10—1 %; удельный вес 7Ж.Г.=500 кг]нм?
и 7Г = 1,86 кг/нм?-, теплотворность = 22 200 ккал/нм? или ф” =
= 11 920 ккал/кг.

По СНиПу [21; гл. П-Г. 11—62] на приготовление пищи
и- горячей воды на хозяйственные нужды в квартирных условиях
бёз удовлетворения санитарно-гигиенических нужд и без стирки
белья норма расхода газа в тепловых единицах составляет
700 000 ккал на 1 человека в год.

При теплотворности жидкого газа (пропан-бутановой смеси)
= 11 920 ккал/кг норма расхода жидкого газа на 1 жителя
в месяц должна быть

„	700 000 с

Ы =	1 1 ООП ~ ° Кг ЧеЛ "Мес-

§ 96.	СНАБЖЕНИЕ «ЖИДКИМ» ГАЗОМ БЫТОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Бытовые потребители снабжаются жидким газом главным об
разом из баллонов, устанавливаемых у абонентов (индивидуальные

Рис. 108. Схема индивидуальной газо-
' баллонной установки.

потребители газа), и в неко-
торых случаях из цистерн
для группового снабжения.

На рис. 108 изображена
индивидуальная (квартирная)
газобаллонная установка, со-
стоящая из баллона 1 с жид-
ким газом, хомута крепления
2 баллона к стене, газового
редуктора 3 с накидкой 8 для
присоединения баллона /
к газопроводу 4 диаметром
1 /2", имеющему крепление ’ 5
к стене, и газовой плиты 7.

При открывании вентиля
баллона давление в нем не-
сколько снижается, часть газа
из жидкой ‘ фазы переходит
в газообразное состояние и

транспортируется через ре-
дуктор 3, понижающий давление газа до 300 мм вод. ст., и газо-
провод 4 к газовой плите 7 или другим газовым приборам.

Установка газового баллона в жилом помещении запрещается;

помещение, в котором расположена газобаллонная установка,.

должно иметь естественное и электрическое освещение и венти-
ляцию. Расстояние от баллона до газового прибора, отопительных
печей или нагревательных приборов должно быть не менее 1,5 м,
а до электросчетчиков, розеток и выключателей — не менее 1 м
по горизонтали.

Для жидкого газа в настоящее время получили преимущест-
венное распространение баллоны емкостью 60 л и весом 35 кг\
суммарный вес баллона с жидким газом 57 кг. При заполнении
сосуда необходимо соблюдать установленную для каждого сорта

' Рис, 109. Схема группового снабжения 'жидким
газом многоквартирного дома.

жидкого газа допустимую степень наполнения. В табл. 61 (под-
робнее см. [68]) приведены максимальные степени наполнения бал-
лонов жидким нефтяным газом.
Таблица 61

Удельный вес жидкого газа дри 15° С	500	510	520	530-	540 .	550	560	570
Величина наполнения, вес. %	0,41	0,42	0,43	0,44	0,46	0,47	0,48	0,49

Из табл. 61 следует, что для баллона емкостью 60' л при удель-
ном весе жидкого газа 510 кг/м? и /= 15С С величина наполне-
ния не должна превышать 0,42, что в переводе на вес дает
60-0,42 = 25,2 кг\ это и составляет-допустимый дЛя налива вес
жидкого газа. Допустимый для налива объем жидкого газа должен
25 2*1000

быть -——г-	49,5 л, т. е. жидкий газ будет занимать по объ-

49 5

ему около -	• 100 = 82,5% баллона, а остальные 17,5% оста-
Рис. 110а. Оборудование цистерн 1, их
установка на фундаментах с размерами
разрывов между цистернами, ограда 2,
коммуникации газовой фазы жидкого
газа 3, коммуникации жидкой фазы 4.

нутся не заполненными в расчете на расширение жидкости от
нагревания.

Разлив жидкого газа в баллоны для доставки их потребителю
производится на газораздаточных станциях, оснащенных специаль-
ными емкостями для хранения
газа и оборудованием для разли-
ва, профилактической проверки
баллонов и газовых приборов.
Институтами Укргипрогаз, Укр-
гипрокоммунэнерго, Мосподзем-
проект и другими разработаны
типовые проекты газораздаточ-
ных станций сжиженного газа.

Для отдельных крупных
многоквартирных домов, группы
близко расположенных мало-
квартирных домов и коммуналь-
но-бытовых потребителей со зна-
чительным расходом газа приме-
няют групповой способ снабже-
ния жидким газом. Основными
элементами установки для груп-
пового снабжения жидким газом
являются цистерны емкостью
каждая в пределах 1—2,5 лг3
на рабочее давление 13 ати с
лазом для внутреннего осмотра;
на крышке лаза размещены при-
емная труба, доходящая до дна
Цистерны, поплавковый измери-
тель уровня с указателем, па-
трубок для подачи газа потреби-
телям с манометром, редуктором
и предохранительны^ клапаном;
патрубок паровой (газовой) фа-
зы, присоединяемый гибким

шлангом к штуцеру парового пространства при сливе жидкого
газа. Вся верхняя часть лаза с расположенным на его крышке
оборудованием . заключена в стальной кожух, снабженный двер-
цами. От цистерны прокладывают газоразводящую сеть для подачи
газа квартирам. Газовая сеть должна иметь уклон к цистерне для
слива образующегося конденсата (в цистерну или специальный
сборник около цистерны), что обеспечивает бесперебойность и на-
дежность работы газопровода.

Цистерну или блок из нескольких цистерн помещают во дворе
в наиболее безопасном месте, Которое ограждается с соблюдением
требуемых пожарных разрывов, а именно: расстояние от подзем,
ных цистерн до жилых, общественных и вспомогательных зданий
1, 2 и 3-й степени огнестойкости и дорог должно составить — при
запасе жидкого газа в цистернах до 3000 л-— 10 м и для дорог
и проездов — 5 м\ при запасе до 5000 л —15 м и для дорог и

проездов — 8 м\ при запасе
до 10000 л— 20 ж и для
дорор и проездов—12 м.

Схема группового снаб-
жения жидким газом круп-
ного многоквартирного до-
ма показана на рис, 109,
на котором изображены:
место расположения цис-
терн 1 с оградой 2 на рас-
стоянии не менее 15 м от
жилого здания, газоразво-
дящей сети 3 с уклоном
в сторону цистерн и газо-
вые вводы 4.

Рис. 1106. Оборудование цистерн для жидкого
газа.

На рис, 110 а и ПО б показаны: оборудование цистерн (резер-
вуаров) 1, их установка на фундаментах с размерами разрывов
между цистернами, ограда 2, коммуникации газовой фазы жид-
кого газа 3, коммуникации жидкой фазы 4 для заполнения
цистерн жидким газом с задвижкой 5, коммуникации жидкой фазы
6 для соединения цистерн с задвижкой 7.

Емкость подземных резервуаров — цистерн — определяется по-
требностью газа (5 кг или 10 л жидкого газа на одного- жителя
в месяц) и не должна превышать 10 000 л. В случае, если по-
требность в жидком газе превышает 10 000 л, устанавливают
несколько самостоятельных и независимых друг от друга1 устано-
вок емкостью каждая не более 10 000 л со снабжением жидким
газом, отдельных групп зданий.

Об особенностях гидравлического расчета газопроводов,. транс?
портирующих жидкие газы, см. § 70.	

§ 97.	СНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ «СЖАТЫМ» ГАЗОМ

«Сжатым» газом называются промышленные горючие газы',4 ко-
торые при давлении до 350 атм и комнатной температуре
остаются в газообразном состоянии.	' =' !

Сжижение двухатомных газов (водород, окись углерода и др.)
й многоатомного газа метана требует глубокого охлаждения'путем
применения многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаж-
дением. Так, дЛя получения жидкого метана требуется давление
газа в 50 атм при температуре 190° К (—83° С) или давление
газа в 4 атм при температуре 130° К (— 143° С) и т. д.

Такие трудносжижаемые горючие газы, как водород, окись
углерода, метан и др., выгоднее использовать в сжатом состоя-
нии,' не прибегая к глубокому охлаждению.

В современных компрессорных газонаполнительных станциях
производится сжатие горючего газа, поступающего из газгольдера
или из магистрального газопровода, до требуемого давления. На-

Рис. 111. Технологическая схема газонаполнительной станции.

волнение этим газом газосборников и отпуск газа потребителю
производятся главным образом для автотранспорта, поэтому газо-
наполнительные станции сооружают в тех местах, где удобнее
всего производить отпуск, газа автомашинам, т. е. возле крупных
гаражей, на конечных пунктах -грузовых и автобусных маршру-
тов, на узловых пунктах автострад, при этом должны учитываться
условия снабжения газонаполнительной станции газом, водой и
электроэнергией. .

На рис. 111 приведена одна из технологических схем газона-
полнительной станции. Поступающий на станцию газ проходит
фильтр 2, газовый счетчик 3 и направляется к компрессору .4,
в котором сжимается до Р =.350 • .атм-, после каждой ступени
компрессора, газ проходит трубчатый-водяной холодильник 5 и 6,
где .охлаждается до комнатной-температуры,. и> затем поступает
в .. .промежуточный резервуар 8, в котором- отделяются остатки
конденсата,-, не . успевшие выделиться, в-холодильниках. По трубо-
проводу высокого давления газ направляется в- батарею тазосбор-
ников 11, являющихся хранилищем сжатого газа. На трубопроводе
к сборникам 11 устанавливается обратный клапан 9, предотвра-
щающий возможность обратного прохода сжатого газа из газо-
сборников 11 к компрессору 4.

Батарея газосборников высокого давления состоит из серии
отдельных сосудов 11, 'включенных параллельно; их нижние шту-
церы с вентилями 1 служат для выпуска конденсата, который
направляется к общему сборнику конденсата 17, а оттуда в ка-
нализацию.

На трубопроводе сжатого газа к газораздаточным колонкам
установлены: автоматически действующий регулятор 12, вклю-
чающий двигатель компрессора при снижении давления ниже
установленного предела рабочего давления -и выключающий дви-
гатель компрессора при достижении в газосборнике высшего пре-
дела рабочего давления (этот регулятор присоединен к трубопро-
воду параллельно, и в случае порчи он легко отсоединяется
путем перекрытия вентилей); взрывной клапан 13, выпускающий-
газ из сети высокого давления в случае превышения давления
сверх допустимого; дроссельный клапан 14, снижающий давление
с 350 до 200 атм, т, е. до давления, при котором производится
отпуск сжатого газа потребителям; продувочный клапан 16 для
продувки линии пониженного давления (200 атм) перед отпу-
ском газа потребителям; гибкий шланг 15 для присоединения ко-
лонки к баллонам потребителя при отпуске газа.

Баллоны из специальных легированных сталей легковесны
и пригодны для установки на автомашинах; характеристика этих
баллонов приведена в табл. 62.

Таблица 62

Емкость баллона, л	Внутренний диаметр, мм	Минимальная толщина стенки, мм	Длина баллона, включая вен- тиль, мм	Вес баллона без вентиля, кг	Вместимость баллона, нм? газа
50	204	5,2	1980	56	10
58	232	5,85	1800	67	11,6
65	232	5,85	2000	74	13
90	267	7,0	2100	110	18

Аккумуляторы (газосборники высокого давления) изготов-
ляются на рабочее давление 350 атм, емкостью они 0,8 —1,0 м'--
(по воде) с внешним диаметром 460—660 мм и высотою 3200—
4900 мм.
Выбор производительности компрессоров для газонаполнитель-
ной станции производится по выражению

где Ккомпр —производительность компрессоров, нм2/ч;

Во —средний забор газа подъезжающими машинами, шР/ч;

Вгазосб —• емкость газосборников высокого давления по воде, ж3;

Р — рабочее давление в газосборниках, атм (^Макс =
350 атм);

р —рабочее давление наполненных баллонов автомашин,-
атм (рМакс = 200 атм);

гР — коэффициент сжимаемости газа при давлении Р атм;

гп т- коэффициент сжимаемости газа при давлении р атм;

—среднее число часов опорожнения газосборников.

Пиковое часовое потребление газа должно равняться сумме
часовой производительности компрессоров и четверти • отпускной
емкости газосборников.

Более подробно о газонаполнительных станциях и их обору-
довании см. [68, 69].
ЭКОНОМИКА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

Сложная структура топливного хозяйства современного города,
вызвана необходимостью иметь несколько видов теплоносителя,
требующих значительных перевозок разных видов топлива и гро-.
моздких складских приспособлений и помещений для хранения,
этого топлива. Так, только для санитарно-гигиенических потребно-,
стей и пищеприготовления в быту, ресторанах, столовых, больших
цах, гостиницах и т. п. необходимо завозить в города и хранить,
на многочисленных топливных складах каменный уголь, торф,
керосин и др.

Природный газ, являясь наиболее экономичным и универсаль-
ным видом горючего, коренным образом меняет структуру топлив-.,
кого хозяйства городов, освобождая их от завоза всех видов,
твердого и жидкого топлива, и исключает необходимость приме-
нять электричество для пищеприготовления, санитарно-гигиениче-.
скйх нужд и пр.

Ниже будут кратко рассмотрены некоторые вопросы, касакк
щиеся экономики газоснабжения природным газом городов, а именно?
а) природный газ как экономичный вид топлива по себестоимости
добычи и транспорта; б) экономия топлива при переводе на при-,
родный газ коммунально-бытовых нужд населения города, про-,
мышленности и электростанций; в) экономичность газоснабжаю-
Щих систем городов по капиталовложениям, металловложен ням.
и трудовым затратам и г) экономичность теплоснабжающих систем^
городов.

§ 98. ЭКОНОМИКА ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА
(КОММЕРЧЕСКАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА)

Чтобы выиграть время в мирном соревновании с наиболее
передовыми капиталистическими странами, КПСС взяла курс на
преимущественное развитие тех отраслей тяжелой промышленности,,
которые способствуют быстрому подъему всего народного хозяй^.
ства. Выполнению этой задачи подчинены структурные изменение
.в ряде отраслей промышленности, в том числе и топливного баланса
СССР. Структурные изменения топливного баланса предусматри-
вают значительный рост добычи наиболее экономичных видов
топлива — нефти и газа.

Сравнительные экономические показатели по добыче и транс-
порту различных видов топлива для некоторых городов СССР
приведены в табл. 63.

Таблица 63

Город и виды топлива	Дальность транспорта, км	Себестоимость в рублях на тонну условного топлива	Капиталовложе- ния в рублях на тонну условного топлива
		Д0б1 и траь	лча  спорт
Минск			
Природный газ	630	2	16
Мазут	1730	3,1	24,4
.Донецкий уголь	1210	10,5	30,5
•Фрезерный торс!)	100	6.6	35,8
Ленинград			
Природный газ	1400	3,1	22,2
.Мазут	1700	2,8	24,3
Донецкий уголь	1700	11,3	34,4
•Фрезерный торф	135	6,9	36,0

Из табл. 63 видно, что для условий Минска себестоимость
добычи и транспорта одной тонны условного топлива в виде при-
родного газа (850 нм8) составляет 2 руб., а в виде фрезерного
торфа — 6,6 руб., т. е. себестоимость добычи и транспорта оди-
накового количества условного топлива в виде природного газа
в 3,3 раза меньше, ~чем для фрезерного торфа, и т. д.; капитало-
вложения на добычу и транспорт одной тонны условного топлива
в виде природного газа составляют 16 руб., а для фрезерного
торфа — 35,8 руб., т. е. капиталовложения на добычу и транспорт
одной тонны условного топлива в виде природного газа в 2,4 раза
.меньше, чем для фрезерного торфа. Таким образом, табл. 63,
приведенная лишь для двух городов (подробнее см. [70]), дает
возможность-определить наиболее экономичные виды топлива по
себестоимости добычи и транспорта для конкретных условий города.
Например, из табл. 63 видно, что наиболее экономичными видами
•топлива для г. Ленинграда являются мазут и природный газ.
Технико-экономическое и народнохозяйственное преимущество
природного газа по сравнению с твердыми видами топлива видно
из следующего:

1.	На добыче природного газа занято в 22 раза меньше людей,
чем на добыче эквивалентного количества торфа.

2.	Трубопроводный транспорт значительно разгружает желез-
ные дороги. Капиталовложения на сооружение трубопроводов
окупаются в течение четырех-пяти лет.

§ 99.	ЭКОНОМИЧНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА КАК ТОПЛИВА
ДЛЯ' КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫХ НУЖД, ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Для городов с их многочисленными и разнообразными топливо-
потребляющими установками требуются различные виды топлива.
Осредненные количества и виды топлива, расходуемого в течение
года на коммунально-бытовые нужды одним из городов респуб-
лики с населением в сто тысяч человек, по данным статистики,
приведены в табл. 64.

Таблица 64

Численность населения, тыс. человек	Отпущено топлива в 1955 г.					
	дрова, тыс. м8	куск. торф, тыс. т	брикеты, тыс. т	уголь, тыс. т	керосин,  тыс. т	Всего условного ‘ топлива, тыс. т
. 100	35	35	4	3	3	30

Средние расчетные коэффициенты полезного действия топливо-
потребляющих приборов, имеющих преимущественное распростра-
нение для приготовления пищи, санитарно-гигиенических, отопи-
тельных и прочих нужд населения города, по данным исследований
составляют: для угольно-дровяной плиты —10, примуса и ке-
росинки — 30, отопительной печи — 30, электрической ' плиты—85
и газовой —60%. Такие низкие'к. п. д. свидетельствуют о несо-
вершенстве применяемых топливопотребляющих - приборов, беспо-
лезно перерасходующих по сравнению с природным газом 60%
сжигаемого твердого и жидкого топлива [71], что1 дает пережог
в 18 тыс. т условного топлива из тридцати тысяч, завозимых для
нужд города с населением в Г00 тыс. человек (табл. 64).

Таким образом, перевод коммунально-бытовых' потребителей
с твердого и жидкого видов топлива на природный газ, не только
повышает культуру быта и оздоровляет условия жизни населения,
сокращая затраты труда- на ведение домашнего хозяйства, но
и дает максимум экономий, сокращая пережог твердого и жидкого
топлива по сравнению с природным газом в среднем на 60% .

Перевод промышленных котельных на природный газ повышает
культуру обслуживания теплового оборудования предприятий
и значительно облегчает условия труда. Котельные установки при
работе на твердом топливе имеют достаточно высокие к. п. д.

Рис. 112. Принципиальная теп-
ловая схема комбинированной
парогазовой энергоустановки.

порядка у = 0,65 -У 0,70 и при пе-
реводе их на природный газ не дают
значительной экономии топлива, так
как их к. п, д, повысится незначи-
тельно, достигнув величины не бо-
лее ^к.у = 0,75. Котельные установки
электростанций при работе на твер-
дом топливе имеют к. и. д. до 80%
и выше, поэтому перевод их на
сжигание природного газа может
дать лишь незаметную экономию то-
плива. Более низкая по сравнению
с твердыми видами топлива стоимость
природного газа в сочетании с улуч-
шением условий работы и сокраще-
ние затрат труда и оборудования на

ведение производственного процесса сжигания служат основанием
для перевода электростанций на природный газ.

Перевод электростанций на природный газ с применением

парогазового цикла может дать значительную экономию топлива.
Известно, что’паросиловые установки нормального типа, высокого
давления, работающие по паротурбинному циклу, имеют экономи-
ческий к. п. д. 7]к.у = 25%, в то время как газотурбинные уста-
новки на современной стадии их развития имеют экономический
к. и. д. порядка 7]гл.у = 20%. Более низкий экономический к. и. д.

газотурбинных установок объясняется необходимостью снижения
начальной температуры газов перед газовой турбиной до 700° С,
что обусловливает весьма высокие коэффициенты избытка воздуха
в газотурбинной установке с подачей больших количеств балласт-
ного сжатого воздуха, в связи с чем резко увеличивается количе-
ство образующихся продуктов сгорания, возрастают размеры
и мощность компрессора. Для изготовления газовых турбин
требуются дорогие высоколегированные стали.

Наиболее рациональным и универсальным типом энергоустано-
вок для сжигания природного газа являются энергоустановки,
работающие по комбинированному парогазовому циклу постоян-
ного давления горения с к. и. д. порядка	36%.

На рис. 112 изображена принципиальная тепловая схема од-
ного 'из возможных типов комбинированной парогазовой энерго,-
установки. Обозначения следующие: котельный агрегат 1, воздуш-
ный компрессор. 2, газовая турбина 3, электрогенератор газовой
ступени 4, паровая турбина 5, электрогенератор паровой ступени 6,
конденсатор 7, насос 8, водяной экономайзер 9. Схема, изобра-
женная на рис. 112, характеризуется тем, что газовая турбина 3
включена в газовый тракт котельного агрегата 1, вследствие этого
камера горения и поверхности нагрева, включенные до- газовой
турбины, находятся по газовой стороне; под давлением компрес-
сора котельный агрегат превращается в высоконапорный пароге-
нератор; все продукты сгорания после котельного агрегата с тем-
пературой до 700° С направляются в газовую турбину. Значитель-
ное повышение экономического к. п, д. комбинированной парогазо-
вой энергоустановки (т^г' ц ~ 0,36) делает их очень перспективными.
Более подробнр о парогазовых циклах см. [72].

§ 100.	ЭКОНОМИКА ГАЗОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ ГОРОДОВ

В основу рассуждения положен метод сравнения экономиче-
ских и эксплуатационных показателей газовых и теплофикационных
сетей города.

Количество полезно использованного тепла, транспортируемого
газопроводом диаметром I) в течение часа,

<Эгаз =	• 3600 РД- т)г • 10-6 гкал/ч,	(а)

где — скорость движения горючего газа в каком-либо сечении
газопровода, м/сек-,

РГ давление газа в трубопроводе в рассматриваемом сече-
нии, ата\

ц, — к. п. д. газопотребляющих приборов;

С/'/— теплотворность горючего газа, ккал/нм9.

Количество тепла, транспортируемого через теплофикационные
водяные сети (подающую и обратную трубы диаметром В) в
ние часа,

Степлоф ш^-ЗбООД^. Ю 6 гкал/ч,
где —скорость движения воды в трубопроводе, м/сек\,
7в — удельный вес теплоносителя, кг/м9',
№ — разность между температурами воды в подающей
ратной трубах теплосети, СС;

щ,— коэффициент, учитывающий потери тепла сетями.
Поделив почленно выражения (а) и (б), получим
__	<2га3	_

Сгеплоф	^вТв

тече-

(б)

и об-
Выражение (146) может служить обобщенной характеристикой,
позволяющей производить сравнение производительности водяных
и газовых сетей с одинаковыми диаметрами трубопроводов при
различных условиях транспорта теплоносителей.

Практика проектирования и эксплуатации газовых и водяных
сетей дает следующие средние величины скоростей: для воды
в трубопроводах городских тепловых сетей згу ~ 1 м/сек', для
горючего газа в городских распределительных газопроводах с дав-
лением газа Рг = 4-У2 ата щг= 104-12 м/сек\ для горючего
газа в трубопроводах низкого давления (Рг = 1,03 ата для при-
родного газа) щг = 4 -у 6' м/сек.

Разность между температурами воды в подающей и обратной
трубах теплосети А/ может быть принята для  средней зимней
температуры наружного воздуха, что по температурному графику
дает величину Л/« 35° С; средний удельный вес воды в тепловых
сетях для средней зимней температуры наружного воздуха ув
составляет приблизительно 972 кг/м9-; коэффициент .^/учитываю-
щий потери тепла водяными сетями, может быть принят равным
примерно 0,90.

Подставив в выражение (146) значения буквенных обозначений,
получим показатели для сравнения теплопроизводительности газо-
вых и. водяных сетей с одинаковыми диаметрами трубопроводов;
в табл. 65 приведены результаты расчетов для природного газа
(<2“ = 8500. ккал/нм3).

Таблица 65

Критерий сравнения по
теплопроизводительности
трубопроводов одинакового
диаметра, %

Распределительные
газопроводы с давлением
 природного газа -

Р = 4	2 ата

Газопроводы низкого
давления природного газа
Р = 1,03 ата

__0газ___
фтеплоф

При одинаковой теплопроизводительности газовой и теплофика-
ционной сетей доля металла на газовые сети в процентах от
потребности на водяные характеризуется критерием сравнения по
металлоемкости

ё

а 'ИйГ	50л

? = —= <147>

где — вес 1 пог. м подающего и обратного трубопроводов
водяной сети;

—==----вес 1 пог. м газопровода одинаковой теплоироизво-

I'

дительности с водяными сетями;
а — коэффициент, учитывающий изменение толщины сте-
’ нок трубопроводов в зависимости от размера диаметра
труб;, при уменьшении диаметра примерно на два-три
размера коэффициент а может быть принят равным
0,85.

Результаты расчетов по выражению (147) для сравнения рас-
ходов металла в трубах на газовые и водяные тепловые сети оди-
наковой теплопронзводительности приведены в табл. 66.

Таблица 66

Критерий сравнения по металлоемкости трубо- проводов одинаковой теплопронзводительности/ %	Распределительные газопроводы с давлением .	природного газа  />г — 4 -ь 2 ата	Газопроводы низкого давления природного газа Рг = 1,03 ата
50а  Г7	23	42

Доля металла на газовые сети, обеспечивающие одновременно»
коммунально-бытовые и отопительные нагрузки природным газом,
в процентах от суммарного расхода металла в отдельности на
водяные' тепловые и газовые сети характеризуется критерием,
сравнения р, равным

^/2

р. =  -1/9 а - -100 =-------- 100.	(148)

2е+ °4-	2/?+а	к .

У<р

Результаты расчетов по выражению (148) для сравнения рас-
хода металла в трубах на газовые сети, обеспечивающие одновре-
менно коммунально-бытовые и отопительные нагрузки природным
газом, в процентах от суммарного расхода металла на тепловые
и газовые сети приведены в табл. 67.

Таблица 67

Критерий сравнения по
металлоемкости
трубопроводов, %

Распределительные
газопроводы с давлением
природного газа
р = 4 _±_ 2 ата

Газопроводы низкого
давления природного газа'
Р = 1,03 ата

Р-= —1У2___-юо

2 У ср + а

27

Стоимость полностью оборудованных городских газовых, и теп-
лофикационных сетей в зависимости от величины диаметра трубо-
провода по материалам сметного отдела Белгрспроекта приведена
в табл. 68. В сметную стоимость включены материалы, работы ;
(земляные, трубоукладочные, дорожное мощение и т. п.) и прочие
расходы.

Таблица 68

- Наименование сети	Стоимость 1 пог. м трассы, сетей в зависимости От диаметра трубопровода, руб.						
	100	125	150	200	250	300	350
Распределительные городские газовые сети при глубине за- ложения до верхней трубы 1.2 м	6,0	7,0	9,0	10,5	12,5	16,0	18,5
Теплофикационные сети	35,0	'39,0	44,0	51,0	64,0	87,0	96,0

Сравнение стоимости газовых и теплофикационных сетей про-
изводится по табл. 68 с учетом диамётров трубопроводов газовых
и теплофикационных сетей, зависимость между которыми для слу-
чая покрытия газовыми сетями нагрузок на отопление, пищепри-
готовление и санитарно-гигиенические нужды определяется выра-
жением

71.0г6г	__

2лОА + ₽2^ПГ6Г “ 11

или

2?ц = 2(1-Н)^--	- (149)

Для известного диаметра теплофикационной сети по выраже-
нию (149) определяется величина диаметра газопровода и по
табл. 68 — его стоимость.

Пример 41. Определить стоимость Гпог. м п размер диаметра газопровода
городской распределительной сети с давлением газа Р, = 3 ата, если диаметр
городской теплофикационной сети От равен 300 мм и газопровод должен обес-
печить нужды отопления, пищеприготовления и санитарно-гигиенические.

Решение. По выражению (149) и данным табл. 66 и 67 определяется
величина диаметра газопровода, обеспечивающего нужды отопления, пищеприго-
товления и санитарно-гигиенические:

2 (14- $) и.	0,27

Ог = Пт к г  -  = 300-2 (1 + 0,23)	» 250 мм.

По табл. 68 определяется стоимость полностью оборудованного 1 пог. м
газопровода, равная 12,5 руб. вместо 87,0 руб. 1 пог. м теплофикационной сети,
обеспечивающей лишь отопление, в то время как газопровод должен обеспечить
нужды отопления, пищеприготовления, санитарно-гигиенические и коммунально-
бытовые.
§ 101.	ЭКОНОМИКА ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ ГОРОДОВ

Рис. 113. Принципиальная схема ком-
' бинированной Выработки тепла и элект-
роэнергии на ТЭЦ,

Экономия в расходе пара ДР кг/ч при комбинированной вы-
работке тепла й электроэнергии на ТЭЦ (рис. 113) для отбора
пара в количестве Рп кг/ч по сравнению с расходом при раздель-
ной выработке определяется по.
известному выражению [73]

ДР = (1—у)Рп. (150)

В выражении (150) величина
у — коэффициент отбора, харак-
теризующий недоиспользован-
ную долю полного теплопадения
И ккал/кг для отборного пара;
величина у равна (рис. ИЗ)

_. <п —	. Г|0.э _ Й0 . %.э
й й ^о.э 7/	*

где /г" и Н — теплопадение в
части низкого
давления турби-
ны и соответст-
венно во всей
турбине;

< э и ^о-э — электрический относительный к. п. д. соответст-
венно части низкого давления турбины и всей
турбины.

Для параметров пара турбин, имеющих в настоящее время
преимущественное распространение, средняя величина у ^0,40.

Для круглогодового и сравнительно постоянного по величине
потребления отборного пара (что чаще' всего имеет место для
нужд промышленности) экономичность цикла комбинированной
выработки тепла и электроэнергии определяется годовой экономией
в расходе пара на ТЭЦ, которая по аналогии с выражением (150)
после подстановки значения у = 0,4 составит

Ата~°’6Гпод- •	1(151)

Для коммунальной ТЭЦ с отбором пара преимущественно для
нужд отопления и вентиляции зданий с сезонным и переменным
теплопотреблением экономичность цикла ТЭЦ определяется годо-
вой экономией в расходе пара на ТЭЦ; эта экономия может быть
исчислена по выражению (150), но с учетом, сезонности отопи-
тельных нагрузок и. их изменяемости в течение отопительного
периода; при этом выражение (150) примет'вид

20 Э. X. Одельский
В выражении (152)

фх — коэффициент, учитывающий сезонность отопительного
периода, средняя продолжительность которого для горо-
дов европейской части СССР составляет около 183 суток;

следовательно, ф, = 5се~0,5;

ф2 — коэффициент, учитывающий переменность нагрузок в тече-
ние отопительного периода, может быть определен по
средним и расчетным температурам наружного воздуха
и температуре 1В = 18°С из выражения

~0,5.

‘'В *Н

Подставив' значения коэффициентов фг и ф2 в выражение (152),
получим экономичность цикла коммунальной ТЭЦ с отбором пара
для нужд отопления и вентиляции зданий. Годовая экономия
пара цикла коммунальной ТЭЦ при этом составит

ЛР™д~/о,15огоД>	(153)

, Среднегодовая экономия топлива на коммунальной ТЭЦ по
сравнению с котельными центрального отопления может быть
исчислена по выражению (153) с учетом к. п. д. котельных уста-
новок (7]™мб ~ о,75 и т]РауД ~ 0,65), т. е.

2	^комб

,, .	лцгод~0,15-^- Впод

Р	^Х?ком ’ разд

1К.У

или

АВ™«^0,17К;од. '	(154)

Из выражения (154) следует, что цикл комбинированной вы-
работки тепла и электроэнергии на коммунальной ТЭЦ по сравнению
с раздельными установками дает годовую экономию топлива
в размере примерно 17% от требуемого расхода топлива на
отопительные нужды.

Экономичность цикла коммунальной ТЭЦ, определяемая выра-
жением (154), не может служить показателем экономичности
теплоснабжающей системы города. Для суждения об экономич-
ности теплоснабжающей системы города необходимо учитывать,
кроме экономичности цикла коммунальной ТЭЦ, еще ряд сущест-
венных факторов, связанных с транспортом теплоносителя по
тепловым сетям и- усложнением оборудования ТЭЦ по сравнению
с конденсационными электрическими станциями.

Так, по данным исследований Института энергетики АН БССР
[74], статьи расходов по транспорту теплоносителя и эксплуата-
ции добавочного оборудования, вызванного комбинированным
циклом, составляют (в процентах от стоимости 1 гкал): электро-
энергия на транспорт теплоносителя •—6, тепловые потери сете-
выми трубопроводами — 8, подпитка (тепло, вода и водоподго-
товка)—-2, эксплуатация тепловых сетей и добавочного оборудо-
вания на ТЭЦ (включая обслуживание, ремонт, амортизацию
и т. и.)—16; всего 32%.

В то же время присоединение систем центрального отопления
к тепловым сетям коммунальной ТЭЦ существенно уменьшает
эксплуатационные расходы отопительных систем. Для систем
центрального отопления с индивидуальными котельными экслуата-
ционные расходы (в процентах от стоимости 1 гкал) распреде-
ляются в среднем следующим образом [74]: топливо — 77, обслужи-
вание'— 12, электроэнергия — 3, ремонт и амортизация котельного
и вспомогательного оборудования -—8; всего 100%. Присоединение
систем водяного отопления к тепловым сетям коммунальной ТЭЦ
исключает расходы в размере 3% на электроэнергию для систем
отопления, присоединенных к тепловым сетям через элеваторы,
снижает статью расходов на обслуживание до 4 вместо 12%., так
как полностью исключается содержание кочегаров, но вместе
с тем требуется эксплуатация узла управления; статьи расходов
на ремонт и амортизацию снизятся до 2 вместо 8%, так как
исключаются расходы на ремонт и амортизацию котельного обо-
рудования, но появляются расходы по ремонту и амортизации
оборудования узла управления; уменьшение эксплуатационных
расходов по системам водяного отопления составляет 17%.

Сопоставление статей экономии и расходов, вызванных тепло-
снабжающей системой города и коммунальной ТЭЦ в их взаимо-
связи, приведено в табл. 69.

Таблица 69

Статьи расходов по транспорту

Статьи экономии	теплоносителя и эксплуатации

(в % от стоимости 1 гкал}	добавочного оборудования ТЭЦ

(в % от стоимости 1 гкал}

На топливе (следствие применения
комбинированного цикла на ТЭЦ) 13

На обслуживании индивидуальных
котельных	8

На электроэнергии	3

На ремонте, амортизации котельно-
го оборудования	6

Электроэнергия на транспорт тепло-
носителя	6

Тепловые потери сетевыми трубо-
проводами	8

Подпитка (тепло, вода и водопод-
готовка)	2

Обслуживание, ремонт, амортиза-
ция тепловых сетей	12

То же добавочного оборудования
ТЭЦ	2

Всего . . . 30%

Всего . . . 30%
Из табл. 69 видно, что теплоснабжающая система города на
базе коммунальной ТЭЦ по сравнению с индивидуальными котель-
ными центрального отопления не имеет теплоэнергетических
преимуществ, так как расходы по транспорту теплоносителя
и эксплуатации добавочного оборудования ТЭЦ превышают эко-
номию теплоснабжающей системы.

Развитие ТЭЦ ранее оправдывалось тем, что разрешалась задача
перевода теплоснабжения городов на местные низкосортные виды
топлива, не пригодные для сжигания их в котельных отопления
(фрезерный торф, штыб, тощие угли и т. п.)

Природный газ, способный с. успехом заменить все виды твер-
дого и жидкого топлива, коренным образом меняет структуру
теплового хозяйства города.

Теплоснабжающие системы городов от коммунальных ТЭЦ
отвлекают значительные средства на их сооружение и не дают
теплоэнергетических преимуществ по сравнению с индивидуаль-
ными котельными, что делает неоправданным- дальнейшее развитие
коммунальных ТЭЦ.
ЛИТЕРАТУРА

1.	С. С. Васильев. К вопросу об уравнении состояния газов. ЖФХ,
т. 15, 1941.

2.	Справочник по газовому делу, т. 1 и 2. М.. 1937.

3.	Справочник по бутан-пропану. М., 1949.

4.	Справочник по транспорту газов. М.,- 1954.

5.	Г. Ф. Кнорре. Новая методика технического анализа природных горю-
чих газов. Изв. АН СССР, отделение технических наук, 1945, № 1—2.

6.	Э. X. Одельский. Транспорт газа на далекие расстояния. Доктор-
ская диссертация. М., 1949.

7.	Е. С. Н а т т е г 8 с И т 1 с11. РогтаНоп о! Нус!га1ез 1п На1ига1 Саз 1гапз-
пйззюп Глпез. 1п<1. Еп§. СЬет., 1934.

8.	Н. В. Лазарев. Химически вредные вещества в промышленности.
М., 1951.

9.	А. И. Клебанова, Д. А. Фран к-К аменецкий, В. В. Померан-
цев. ЖТФ, т. 12, 1942.

10.	Н. В. Шишаков. Основы производства горючих газов. М., 1948.

11.	С. В. Кафтанов. Общая химическая технология топлива. М., 1941.

12.	Д. Б. Гинзбург. Газификация топлива и газогенераторные установки,
ч. I. М., 1938.

13.	ГОСТ 5542—50.

14.	Н. Н. Егоров, М. М. Дмитриев, Д. Д. Зыков. Очистка от"серы
коксовального и других горючих газов. М., 1950.

15.	В. И. Ж у нк о и Ю. Б. Лаженпцин. Основы термической перера-
ботки топлив. М., 1954.

16.	Под ред. Э. X. Одельского. Лабораторный практикум по газо-
снабжению, отоплению... Минск, 1964.

17.	Правила и нормы планировки и застройки городов. М., 1958.

18.	Я. П,- Левченко. Планировка городов (технико-экономические пока-
затели и расчеты). М., 1952.

19.	Под ред. В. А. Шкварикова. Справочник проектировщика по Градо-
строительству. М., 1963,

20.	Советское градостроительство. М„ 1955.	...

21.	Строительные нормы и правила, ч. II, разд. Г, гл. И. Газоснабжение,-
нормы проектирования, М., 1963. ‘	• •

22.	Н. А. С т а с к е в и ч, М. А. Нечаев и др. .Газоснабжение городов,
ч. III. Газопроводы и нормы газопотребления. М., 1952.

23.	Правила устройства и эксплуатации газового оборудования в жилых
общественных и коммунально-бытовых зданиях. М., 1959.
24.	А. А. Киселев. Газоснабжение, ч. II. М., 1956.

25.	Технические правила проектирования строительства и сдачи в эксплуата-
цию., подземных газопроводов в г. Москве. М., 1957.

26.	Виг1ап о! Мшез Г'ЗА. ОН апс! Саз Лонг., 1931, 4/1У, р. 279.

27.	Определение коэффициента трения стальных труб газопроводов. М., 1945.

28.	С. Ф. Копье в. Действительные и расчетные потери в теплопроводах.
«Тепло и сила», 1941, № 11.

29.	Справочник по транспорту газов, М., 1954.

,3	0. П. Л. Давидсон. Гидродинамика . теплопроводов и воздуховодов.
М., 1936.

31.	С. А. Христианович. Изотермическое течение газа в трубопрово-
дах. Изв. АН СССР, 1945, № 9.

32.	ВиПеНп СоЮтЫа ПпКегзИу, 1911.

33.	СНиП II Г. 13—62. Гидравлический расчет газопроводов, § 4^-4. М., 1963.

34.	А. И. Г орд юхи и. Городские газовые сети. М., 1957.

35.	Н. А. Стаек е вич, Б. И. Млодек, 3. Г. Черняков. Газоснаб-
жение городов, ч. II. Автоматические приборы регулирования и безопасности.
М., 1950.

36.	Регуляторы давления универсальные типа РДУК2. Саратов, 1963-

37.	А. Л, У ревич. Краткий справочник газовика. Минск, 1963.

38.	Б. И, Млодек, И. А. Шур. Оборудование для газорегулирующих
пунктов. Бюллетень технической информации (7). Л., 1958.

39.	Г. А. Максимов. Промышленная вентиляция. Л., 1939.

40.	ТЬе Ре1го1ейт Еп§1’пеег, Ос1оЬег, 1916.

41.	И. В, Бородин. Сооружение магистральных газопроводов. М,—Л., 1948.

42.	Н. А. Стасиевич. Эксплуатация систем распределения газа. М., 1953.

43.	М. А. Шейнин. Газовые приборы. М„ 1950.

44.	Сборник технической информации. М., 1958, № 3—4.

45.	Информационное письмо № 9, 1956.

46.	Л. Г. Яковлев. Автоматические приборы контроля и регулирования
газа. М., 1950.

47.	И. М. Артюхов, С. Н. Шорин. Газоснабжение, М>, 1956.

48.	Газовая плита. Л., 1957.

49.	Л. М. Любинская, Л. К. Пташный. Горючие-газы и их сжига-
ние в бытовых аппаратах. М., 1948.

50.	Контактные газовые водонагреватели Академии коммунального хозяйства
(системы И. Н. Тычкова). М., 1958.

51.	Правила устройства и эксплуатации газовых сетей городов и населенных
пунктов. М., 1958.

52.	В. С. Логинов. В Гипрониигазе. «Газовая промышленность», 1963, № 9.

53.	Н. Н. Семенов. Цепные реакции. Л., 1934,

54.	М. П. Вука л о вич, В. А. Кириллин, В. Н. Тимофеев,
В. В. С и л е Ц к и й. Таблицы теплоемкостей технически важнцх газов. Спра-
вочник машиностроителя, т. 1. М.—Л., 1950.

55.	А. И. Тарасов. Практическое руководство по анализу газов крекинга.
М., 1951.

56.	Справочник по естественному нефтяному газу. ОНТИ, 1939.

57.	Г. Ф. Кнорре. Топочные процессы. М. •—Л., 1951..

58.	Под ред, П. Б. Майзе льса. Газогорелочные устройства для город-
ского газоснабжения. М., 1957.

59.	Я. Б. 3 е л ь д о в и ч. К теории распространения пламени. ЖФХ, т, 22,
вып. 1, 1948.

60.	В. А. Михельсон, Собр. соч., т, 1. М,, 1930.

61.	В. П. Михеев. Опыт промышленного сжигания газа в г. Куйбышеве.
Сб. «Теория и практика сжигания газа». М., -1958.

62.	В. П. М и х е е в. Промышленное сжигание природного газа. Куйбы-
шев, 1959.
63.	А. Н. Александрович, Д. Я. Вигдорчик и др. Газогорелоч-
ные устройства для городского газоснабжения. М., 1957.

64.	Каталог № 48. Сооружения газоснабжения промышленных предприятий
и населенных мест, М., 1959.

65.	Н. А. С т а с к е в и ч, Б. И. М л о д е к и др. Газоснабжение городов,
ч. II. М. — Л., 1959.

66.	Типовой проект КГ. Детали газооборудования котельных распространен-
ных типов для котлов с поверхностью нагрева до 400 л2. М., 1957.

67.	Ю. П. Сосни н. Газовые отопительные и отопительно-варочные печи.
М., 1957.

68.	А. С. Смирнов. Транспорт и хранение газа. М., 1950.

69.	А. С. Смирнов, А. И. Ш и р к о в с к и й Добыча и транспорт газа.
М., 1957.

70.	Основные проблемы единого топливно-энергетического баланса СССР на
1959—1965 гг. М„ 1959.

71.	Э. X. Одельский. Вопросы сочетания газоснабжающих и тепло-
снабжающих систем городов. Тр. Института энергетики АН БССР, вып. 3.
Минск, 1957.

- 72. А. Н. Л о ж к и н. Комбинированные парогазовые энергоустановки
и перспективы их использования в теплоэнергетике. Сб. «Использование Газа
в теплосиловых установках». М. — Л., 1957.

73.	В. В. Лукницкий. Теплосиловое хозяйство железнодорожного транс-
порта, т. 1. М., 1940.

74.	Э. X. Одельский, 3. И. Жуко-вская и др. Отчет по теме
«Выбор и обоснование оптимальной схемы энергоснабжения небольшого города
на базе рационального использования торфа». Минск, 1956.

75.	Э. X, О д е л ь с к и й. Гидравлический расчёт трубопроводов . разного
назначения. Минск, 1961.

76.	М. Ф. Федотов. Газоснабжение предприятий от городских газовых
сетей. М., 1957.

77.	Э. X. Одельский. Об экономичности схем транспорта газа на даль-
ние расстояния. Известия высших учебных заведений по разделу «Энергетика»,
1962, № 11.

78.	А. Т. Сыче в. Исследование веерной полуограниченной турбулентной
затопленной вентиляционной струи. Кандидатская диссертация. Минск, 1964.

79.	М. А. 3 е й н а л о в. Исследование газовоздушных систем отопления
цехов промышленных предприятий. Кандидатская диссертация. Минск, 1965.

80.	Д. В. Б у а ч и д з е. Исследование вопроса о применений теории свобод-
ной затопленной струи к расчету инжекционных горелок низкого давления.
Кандидатская диссертация. Тбилиси, 1965.
Приложение 1

ПЕРЕЧЕНЬ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ ПО ГАЗОСНАБЖЕНИЮ

1.	Определение удельного веса газа пикнометрическим методом.

2.	Определение удельного веса газа методом истечения.

3.	Определение влаги в газе при атмосферном давлении.

4.	Определение теплотворности газа.

5.	Определение константы равновесия и степени диссоциации реакции
2СО2 2СО + О2.

6.	Ознакомление в натуре с контрольно-измерительными приборами.

7.	Измерение часового расхода газа, движущегося по газопроводу, с вы-
явлением режима движения.

8.	Определение производительности регулятора давления газа.

9.	Определение пропускной способности и гидравлического сопротивления
газового клапанного счетчика.

10.	Испытание шкафной установки регулятора давления.

11.	Измерение газовым счетчиком расхода сжигаемого газа,

12,' Измерение расхода газа методом перепада давлений.

13.	Определение теп непроизводительности и полезно использованного тепла
газовой горелки.

14.	Анализ продуктов сгорания газообразного топлива.

15.	Определение к. п, д. газовой плиты.

16.	Испытание на герметичность внутридомовой сети газоснабжения.
Приведенные выше в перечне лабораторные работы по газоснабжению из-
ложены в работе [16].
Приложение -2

методические указания по курсовому ПРОЕКТУ
ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ЖИЛОГО КВАРТАЛА ГОРОДА

Задание на курсовой проект

Студент получает у руководителя курсового проектирования следующие
данные для разработки проекта по газоснабжению: генплан квартала города
в масштабе 1: '2000 с горизонталями, расположением застройки и обозначением
этажности и размеров зданий; расположение наружной магистральной'сети сред-
него давления с указанием давления газа в точке присоединения ввода в квар-
тал; строительные чертежи жилого здания в 5—8. этажей (планы и разрезы)
в масштабе 1 :100; состав природного газа в процентах по объему.

Объем курсового проекта по газоснабжению

Жилого квартала города

В объем курсового проекта должны быть включены расчетно-пояснительная
записка и графическая часть на 3—4 листах. Курсовой проект по газоснабже-
нию должен состоять из следующих четырех основных элементов: А — общей
части, Б —внутриквартального газоснабжения, В-—внутридомового газоснабже-
ния и Г — газоснабжения отопительной котельной, работающей на природном
газе низкого давления.

А. Общая часть проекта газоснабжения

Общая часть проекта «Газоснабжение» является подготовительной, без ко-
торой невозможно выполнить остальные три элемента проекта: внутрикварталь-
ное газоснабжение, внутридомовое Газоснабжение и газоснабжение котельной.
Общая часть проекта должна содержать:

а)	краткое описание квартала, размер его территории в га, месторасположе-
ние, профиль местности, опорные характеристики зданий'(этажность, строитель-
ные объемы, количество жилой площади, плотность населения на 1 га)
(см. табл. 23 и 24);

б)	характеристику природного газа с определением удельного веса (§ 7)
и теплотворности (§ 14) по общей формуле и углеродному числу;

в)	удельные расчетные часовые расходы природного газа на отопление зда-
ний, пищеприготовление, санитарно-гигиенические и коммунально-бытовые нужды
населения (§ 39);

г)	расчетные газовые нагрузки для всего населения квартала, определяемые
по площади квартала, плотности населения на 1 га территории квартала
(табл. 23 и 24) и по удельным расчетным часовым расходам (см. пример 11);

д)	составление объема работ по трем частям'проекта: Б, В и Г.

Графическое оформление, касающееся, общей 'части проекта газоснабжения,
состоит в нанесении на генплан квартала нумерации каждого строите,пьного
объема и этажности в виде жирных точек по числу этажей (см. [75, рис. 9]).
Б. Внутриквартальное газоснабжение

Часть проекта, именуемая «Внутриквартальным газоснабжением», должна
содержать:

а) выбор трассы газопровода низкого давления на генплане квартала с уче-
том допускаемых расстояний по горизонтали от подземных газопроводов до на-
земных и подземных сооружений по линии застройки (§ 40) с присоединением
вводов в здания и нанесением запорно-регулирующей арматуры, расположение
ГРП (газорегулирующего пункта) на территории квартала, выбор трассы газо-
провода среднего давления от ГРП до наружной городской сети. Примерное
расположение на генплане территории квартала ГРП, газопроводов низкого дав-
ления с вводами в здания и газопровода среднего давления от ГРП до наруж-
ной городской газовой магистрали приведено в работе [10, рис. 9];

 б) нумерацию участков трассы газопровода низкого давления с определением
расчетных длин участков и расчетных расходов газа на участках (§ 46) с нане-
сением всего перечисленного на генплан квартала (см. [75, рис. 9]);

в)	гидравлический расчет газопровода среднего давления, снабжающего
природным газом ГРП от наружной газовой магистрали среднего давления
(§ 42). Исходными данными для расчета по выражению (53) в § '42 служат:
V — расчетная газовая нагрузка для всего населения квартала, нм3/ч\ I — длина
трассы газопровода от ГРП до наружной городской магистрали среднего дав-
ления, лг; Р± — давление газа в точке присоединения к городской магистрали
среднего давления, а/па- у0 — удельный вес газа, кг/нм3. При заданном диаметре
газопровода и по исходным величинам по формуле (53) (§ 42) определяется дав-
ление природного газа Р2 при входе в ГРП; это давление служит начальным
давлением при расчете оборудования ГРП;

г)	подбор оборудования ГРП по методике, изложенной в § 50—-51, для
расчетной газовой нагрузки всего населения квартала V нмЛ/ч, начального дав-
ления газа при входе в ГРП Рн ата и давления в газопроводе низкого дав-
ления Р = 1,03 ата и габаритные размеры регуляторов давления газа приведены
в каталогах заводов-изготовителей в табл. 36—38. Выполненный расчет регуля-
тора давления газа по формулам (62—65) проверяется для сопоставления на
пропускную способность по формулам (66', 67', 66" и 67"). Порядок располо-
жения оборудования ГРП изображен на рис. 35; монтажно-установочный чертеж
ГРП с оборудованием изображен на рис. 36. Студент выполняет в качестве де-
тали к проекту для заданных ему условий монтажно-установочный чертеж ГРП
по образцу рис. 36;

д)	гидравлический расчет газопровода низкого давления по методике, из-
ложенной в § 46, в двух вариантах: по первому варианту расчет разветвленной
газовой сети производится по сосредоточенным расходам газа и заданному пе-
репаду давлений по образцу примера 14 и табл. 30; по второму варианту рас-
чет разветвленной газовой сети производится с учетом переменного количества
газа, протекающего по всей длине газопровода, по образцу примера 15 и табл. 31;

е)	описание принятой антикоррозийной защиты газопроводов;

ж)	графическое оформление части проекта, касающегося внутридомового
газоснабжения, выполняется на генплане в масштабе 1: 500, вычерчивание про-
филей— в масштабах 1:100 (вертикального), 1:500 (горизонтального).

В. Внутридомовое газоснабжение

Часть проекта, именуемая «Внутридомовым газоснабжением», должна со-
держать:

а)	строительные чертежи планов жилого здания (план 1-го этажа и типо-
вого) в масштабе 1:100 и разрез в масштабе 150. Строительные планы и раз-
рез вычерчиваются студентом;
б)	общее описание проектируемой системы газоснабжения здания с обосно-
ванием прокладки газовых вводов и стояков (§ 69);

в)	обоснование выбора газовой аппаратуры для жилого дома, исходя из
строительных размеров кухни и ванной комнаты или совмещенного санузла
(§ 69), На планах этажей в кухнях и ванных комнатах или совмещенных сан-
узлах сделать надпись в виде дроби, в числителе которой указать объем поме-
щения V в м3, в знаменателе — высоту помещения И в м (рис. 52 и 54). Нане1
сение газовых приборов на планы этажей здания — по образцу рис. 52 и 54;

г)	нанесение внутридомовых газопроводов на планы этажей здания с ука-
занием и нумерацией газовых стояков и газовых вводов;

д)	определение нормативов потребления газовыми приборами стандартного
или природного газа с учетом коэффициента одновременности и вида газовых
приборов с пересчетом расчетного расхода на заданный газ (§ 39);

е)	вычерчивание схемы газопроводов газового ввода в масштабах; по вер-
тикали — 1 :50, по горизонтали — произвольный. Подготовка схемы к Гидравли-
ческому расчету (нумерация участков, нанесение расчетных расходов, длин,
коэффициентов местного сопротивления и т. п.) (рис, 53 и 55);

ж)	гидравлический расчет внутридомовых газопроводов с учетом дополни-
тельного естественного давления, возникающего вследствие разных удельных
весов воздуха и газа (§ 70);

з)	вычерчивание деталей установки газовой аппаратуры в здании: газовой
плиты и газового нагревателя (рис. 56 и 57).

Г. Газоснабжение отопительной котельной, работающей на природном газе
низкого давления

Данная часть проекта должна содержать:

а)	описание отопительной котельной, расположенной в подвале жилого дома
и переводимой на сжигание природного газа низкого давления, с указанием ха-
рактеристики . существующего оборудования;

б)	расчет расхода газа и воздуха, необходимого для горения газа, для ко-
тельного агрегата и котельной в целом (§ 74);

в)	расчет и подбор газовых горелок для сжигания -газа в топках котлов
(§ 80—88);

г)	чертежи котельной (план, два разреза и схема коммуникаций с нанесе-
нием всех элементов газовой котельной) в масштабе 1:50, вычерченные студен-
том (§ 90 и 91; [76, гл. VI, § 2[);

д)	гидравлический расчет газовых коммуникаций котельной;

е)	расчет и подбор всех необходимых элементов газовой котельной (газо-
вые взрывные клапаны, измерительные приборы, продувочные трубопроводы,
свечи и т. п.);

ж)	приточно-вытяжную вентиляцию газовой котельной с описанием и ука-
занием на чертежах отдельных частей вентиляционного оборудования [76, гл. VI,
§2];	'

з)	выбор схемы автоблокировки котла и описание ее работы (§ 92 и 93);

и)	возможность переключения газовой котельной на сжигание твердого
топлива.
Приложение 3

ОБ ЭКОНОМИЧНОСТИ СХЕМ ТРАНСПОРТА ГАЗА НА ДАЛЬНИЕ
РАССТОЯНИЯ [77]

В нашей стране беспрерывно растет добыча и производство газа, что тре-
бует сооружения большого количества магистральных газопроводов и отводов
от них к городам и промышленным предприятиям.

Предполагается прокладка трехниточного газопровода из Туркмении через
Актюбинск, Куйбышев, Пензу в районы центра й двухниточного газопровода на
Урал; из Прикаспийских газоносных районов — не менее трех ниток газопровода
на Москву и Ленинград; из Оренбургских месторождений — в северо-западные
районы страны и т. д.

Ознакомление с содержанием опубликованных в отечественной и зарубеж-
ной печати ряда исследований по вопросам дальнего газоснабжения показывает
их обзорный характер [2—6 и др.]. В этих статьях в весьма скромной и крат-
кой форме отмечается без научного обоснования экономичность применения
дальних газопроводов больших диаметров.

В этой'связи в настоящей статье сделана попытка рассмотреть и .выявить
технико-экономическую- целесообразность сооружения по выбранной трассе од-
ного газопровода производительностью пУ м3/ч вместо п ниток параллельно
уложенных газопроводов производительностью каждого V м3/ч.

Общность изложенных в статье положений не нарушается в случае необхо-
димости предусмотреть специальные условия резерва и надежности транспорта
таза на дальние расстояния.

В отечественной и зарубежной практике транспорта природного газа на
дальние расстояния применяются в основном следующие две схемы газопрово-
дов.

По одной схеме предусматриваются параллельно уложенные газопроводы
в количестве п ниток диаметром мм каждый с'начальным давлением Р1Н ата
'и конечным у газораспределительной станций Р1К; транспортируется природный
таз-в-количестве пУг нм3/ч (каждый газопровод транспортирует нж8/ч). Рас-
ход металла в трубах на одну нитку газопровода — Ох кг, на все параллельно
уложенные газопроводы — пСг кг. ’	.

По - другой схеме предусматривается один газопровод, проложенный по той
же трассе и при одинаковой длине с первыми, диаметром Й2 лш с начальным
давлением Р2Н ата и конечным у газораспределительной станции Р2К ата; га-
зопровод транспортирует природный газ в количестве' Р2 = П^1 нм31ч. Расход
металла в трубах на этот газопровод — 02 кг.

Зависимость между расходами металла в трубах пОг и О2 на рассматривае-
мые газопроводы можно определить на основе "следующих соображений.

С достаточной для практики точностью веса О2 и 01 газопроводов составят:

02 = таО2В2/-р 10“6 кг; 1
пОг — пл/ДД/у  10” 6 кг. I
Толщины стенок газопроводов соответственно' должны быть равны

°2 т 2КД :

(2)

Преобразование выражений (1) и (2) дает

О2

(3)

Зависимость между начальным и конечным давлениями рассматриваемых си-
стем газопроводов определяется выражениями (1):

2	2

Р2н ~ Р2к ~ 305	п5,25 :

^2

^1н-^1к=3°5

р5,25

Система уравнений (4) после преобразований с учетом У2 = п^1 примет вид

Д1’25"2

^Н-Р1К °225

(5)

Выражение (5) с достаточной для практики точностью с учетом равенства
конечных давлений у газораспределительной станции города (т. е. Р2К ~ Р1К)
может быть приведено к виду

Р|н Г^’25п2

Р1н =	°2 25

(6)

Выражение (6) дает

Р2н рт У’625

Выражения (3) и (7) приводят к интересующей нас зависимости

62 _ /Ох \0'625
пС?! ~ \О2 )

(8)

Из выражения (8) следует: так как ^“<1. то О2<Э_пОг, т, е. расход ме-

талла в трубах для двух, трех и ъ д. параллельно уложенных газопроводов
диаметром мм каждый, транспортирующих по Ух нм^/ч газа, превышает
расход металла в трубах одного газопровода диаметром О2 мм с часовой про-
изводительностью У2 нм?!ч, равной часовой производительности всех параллельно
уложенных газопроводов диаметром мм, ' при этом экономия металла
в пользу варианта по схеме с одним газопроводом диаметра О2 мм составит

(9)

К преимуществам варианта по схеме газопровода с одним диаметром Р2 мм
следует отнести экономию газосварочных ' и земляных работ, а также сокраще-
ние расхода энергии компрессорными станциями на сжатие природного газа.
Экономия газосварочных и изоляционных работ в пользу, варианта с одним
газопроводом диаметра О2 мм определяется по выражению

1

АДсвар “ ДДизоляц —

п1\

•100.

(10)

Экономия по расходу энергии ' компрессорными станциями на сжатие газа
в пользу варианта с одним газопроводом диаметра Оа мм с учетом выражения
(36) [1] составит

г>0,26	р0,26

4 1 н * Он

= р0.26	рО.26'100.	(И)

у1н Мк

Получение конкретных величин по выражениям (9), (10) и. (11) для всех
видов экономии в пользу варианта по схеме с одним газопроводом диаметра
О2 мм, по сравнению со схемой из п ниток газопроводов диаметра мм каж-
дый возможно при наличии критерия сравнения, который может быть принят
либо в качестве равенства начальных Давлений (Р№ — Р2Н), либо при равенстве
сечений газопроводов (Р2 = пР1, т. е. П2 =- - для двух ниток газопрово-
дов, О2= 1.73/Л—Для трех ниток газопроводов и т. п.).

При условии принятия в качестве критерия сравнения равенства начальных
давлений, т. е. Р±а = Р2н< имеют место следующие зависимости:

а)	диаметр В>2, согласно выражению (6), должен составить

П^ = п()-38П1-,	(12)

б)	экономия металла, согласно выражению (9), равна

ДО = (1 --йМ '100:	(13)

\ п )

в)	экономия сварочных и изоляционных работ с учетом выражения (10) оп-
• ределится по зависимости

Г 1 \

Д-^свар = АДизолйц — I 1 — п0,62 ) '	(14)

г)	экономия по расходу энергии компрессорными станциями на сжатие газа
при равенстве _Р1И = Р2И равна нулю, что вытекает из выражения (11).

При условии принятия в качестве критерия сравнения равенства сечений,
т, е. Р2 = пРг, выражение (11) с учетом выражения (7) после преобразований
примет вид

1_й°.2б (ПЛ0-68

'а'

В табл. 1 приведены технико-экономические показатели по всем видам эко-
номии в пользу варианта с одним: газопроводам диаметра О2 м-м при условии
равенства сечения Р2 = пР^.

В табл. 2 приведены технико-экономические показатели по всем видам эко-
номии в пользу варианта с одним газопроводом диаметра П2 мм при выборе
критерия сравнения равенства начальных давлений (Рщ — Р2нУ-

Сравнение технико-экономических показателей по всем видам экономии по
табл. 1 и 2 показывает преимущество выбора диаметра 1)2, исходя из равенства сече-
ний Рй = пРь т. е. И2== 1,4- для двух ниток газопровода, О2 =. 1,73/1!—
для трех ниток и т. д.
Таблица 1			
А, нмъ]ч	2А	ЗА	4А
п — число ниток газопровода	2	3	4
О2, мм	1.41А	1.73А	20,
Г	/г, \0,6251  дНгЧй |-шо  (экономия металла), %	19	29	35
Л4свар=/1---%Д100 \	п1\ )  (экономия сварочных работ), %	29	42	50
ДДйЗОЛЯЦ = (1   —  \ п&1 / (экономия изоляционных работ), %	29	42	50
1-^МГ  \ О2 /  Д9 —	/р \0,26 '100  1 			 I г1к )  \ Ан /  (экономия энергии), %	15	33	38

Примечание. Размер диаметра принимается по сортаменту.

Таблица 2

А, нм3]ч	2А	за	4А
п — число йиток газопровода	2	3	4
О2, мм	1,380!	1,530!	1,700!
ДО = /1 —	• 100  1 пом) (экономия металла), %	15	24	28
△Асвар А^изоляц	0 62^'1^  (экономия сварочных и изоляционных работ), %	35	48	57
&Э (экономия энергии), %	—	—	

Примечание. Окончательный размер принимается по сортаменту газо-
провода.
Само собой разумеется, что окончательный размер диаметра принимается
по сортаменту трубопроводов для дальнего газоснабжения.

Пример. Для транспорта природного газа (у0 = 0,80 кг/нм3) в количестве
примерно 20 • 10е нм3/сут по выбранной трассе длиною I = 780 км запроектиро-
ваны два варианта систем дальнего газоснабжения: по первому варианту пред-
усмотрена система из Двух параллельно уложенных ниток газопровода одинакового
диаметра производительностью каждого газопровода примерно 10-Ю6 * * нм61сут-,-ао
другому варианту — один газопровод производительностью приблизительно
20-10° нм3]сут. Температура газа в газопроводе Т может достигнуть 288°К,
конечное давление у газораспределительной станций Рк = 10 ата-, предел теку-
чести стали, из которой изготовлены трубы, а = 3300 кг/см3-, .коэффициент запаса
прочности для линейных участков газопроводов п = 1;7.

Из двух указанных вариантов дальнего газоснабжения выбрать наиболее
экономичный.

' Для реальных размеров трубопроводов произведены расчеты: гидравлический,
на прочность, требуемую мощность, на сжатие газа и расход металла в трубах.

По первому варианту (§ 20 [1]) требуется: два газопровода диаметром каж-
дый В = 630 x 9 мм, производительностью каждый 10-106 нм3!сут при давлении
сжатия Р1Н=52 ата с двумя промежуточными компрессорными станциями с дав-
лением газа на приеме Рвс е 36,5 ата-, расход требуемой мощности на сжатие
газа на каждой промежуточной компрессорной станции = 8000 л. с., всего
ХМЭ = 24 000 л. с. Расход металла в трубах для- двух ниток Газопровода
п6л= 2 • 137,8 • 780 000 • 10-3 = 230 000 т.

По второму варианту требуется: один газопровод диаметром О = 920 X10 мм
(Р2к 2Р1), производительностью примерно 20-10е нм3/сут при давлении сжатия
Р2Н = 41 ата с двумя промежуточными компрессорными станциями с давлением
газа на приеме РЕС 5? 30,5 ата-, расход требуемой мощности на сжатие газа на
каждой промежуточной компрессорной станции IV" — 6400 л. с.,	= 19 200 л. с.;

расход металла в трубах О2 = 224,4-780 000-КП3 = 175 000, т.

Экономия металла в трубах в пользу второго варианта

ДО =

— О2 230 000 — 175 000
пОх •10°-	230000

 100 ~ 23,8%.

Экономия мощности на сжатие' газа компрессорными установками в пользу
второго варианта

ДМЭ =

XIV, ХЛ’

---—- • 100 =

ХЛ'Э

24000— 19 200

24000

• 100 = 20%.

ЛИТЕРАТУРА

1.	Э. X. Одельский. Газоснабжение, ч. II. Минск, 1960.

2.	М. В. Сидоренко. Развитие газовой промышленности. М-, 1960.

3.	В. М. Г а л ь п е р и н и И. Я- Ф у р м а н. Технико-экономические показа-
тели развития газовой промышленности СССР за 1959—1960 гг. «Газовая про-
мышленность», 1961; № 10.

4.	Б.-В. Барабаш. Магистральные газопроводы. «Газовая промышлен-
ность», 1961, № 3.

5.	В. Д. Белоусов, 3.. Т. Галиуллин, В. И. Черники н. Опти-
мальные параметры Многониточных газопроводов. «Газовая промышленность»,

6. А. В.'А л ексан д ров, В. В. Барабаш, И. Е. Ходановпч. Расчет

магистральных газопроводов и предпосылки к .выбору оптимальных условий

газопередачи. «Газовая промышленность», 1961, № 6.
Приложение 4

ИНЖЕКЦИОННАЯ ГОРЕЛКА С ПЛОСКИМ ЭКРАНОМ [79]

Основным недостатком обычных инжекционных осесимметричных горелок
является незавершенность процесса смесеобразования газа с первичным воздухом

вследствие ограниченности для горелок низкого давления достигнутой на прак-
тике величины коэффициента инжекции ($ С 0,4) и малого времени пребывания

газовоздушной смеси в горелках низкого и среднего
давлений при незначительной- поверхности взаимо-
действия газа с воздухом. В результате незавер-
шенного смесеобразования имеют место неполнота
горения газа и наличие окиси углерода в продуктах
сгорания.

Инжекционные горелки с плоским экраном ли-
шены отмеченных выше недостатков.

Инжекционная горелка с плоским экраном
(рис. 114) состоит из сопла 3, плоского экрана смеси-
теля 4, кольцевой щели 5, камеры смешения 6,
корпуса смесителя 7, насадки смесителя . 8, ско-
бы 1, в которую ввертывается сопло 3 и регули-
рующая количество подсасываемого воздуха тарел-
ка 2.

Сопло 3 устанавливается на расстоянии 1—2
калибра .от экрана 4. Струя газа, вытекающая из
сопла 3, при соударении с перпендикулярной плос-
костью экрана 4 растекается равномерно по всей
плоскости экрана, образуя тонкий слой газа, интен-
сивно перемешивающегося с окружающим воздухом.
Газовоздушная смесь, стекая с экрана 4, поступает
через кольцевую щель 5 в камеру смешения 6 и
насадок 8.

Преимуществом инжекционной горелки с плос-
ким экраном является значительно большая (при-
мерно в двадцать раз) по сравнению с обычной ин-
жекционной горелкой поверхность взаимодействия
газа с инжектируемым воздухом; такое увеличение
поверхности взаимодействия обеспечивает пнтенси-

Рис. 114. Схема инжек-

ционной горелки низкого
давления с плоским экра-
ном.

фикацию процесса смесеобразования газа с воздухом, что подтверждается зако-
ном молекулярной диффузии (см. § 10, выражение 8), по которому промежуток
времени диффузии требуемого количества газа Аг сек уменьшается пропорци-
онально увеличению площади, через которую происходит диффузия.

Интенсификация процесса смесеобразования способствует полноте горения
газа и, следовательно, уменьшению концентраций окиси углерода в воздушной
среде цеха, оборудованного газовоздушной системой отопления (см. приложение 5).

По часовому расходу газа горелки Гг нлР/ч, удельному весу газа уг кг/нм?,
давлению газа перед соплом горелки Р мм вод. ст. определяют по выраже-
нию (119)'диаметр отверстия сопла йсоп.

21 Э. X. Одельский
Часовое количество газовоздушной смеси, образующейся на плоской поверх-
ности экрана, для заданного коэффициента инжекции должно быть равно
У, (1 + ?Уо), где Уо — теоретически необходимое количество воздуха для пол-
ного сгорания 1 нм3 газа, определяемое по выражению (100) или (101).

Диаметр плоского экрана <Дкр, на котором должно образоваться требуемое
часовое количество газовоздушной смеси Рг (1 + ?Р0), при истечении из сопла
часового количества газа Рг нм3/ч определяется по выражению [79]

/у \0’5

I 'в I

<Дкр Vг (1 Ч~ ^о) \ Тг /

4оп  Уг ' 0.483
или

Я	/ V \0,5

Джр =2,07 (1+^0) рв .
^соп	\7г /

Для природного газа выражение (а) примет вид

^ = 2,7(1+еУ0).
“соц

Размер кольцевой щели В (рис. 114) определяем по выражению

В 0,09 аэкр.

Площадь кольцевой щели равна

я (4кр + 0,09 4кр) 0,09 4,ф-10~6= 0,308 Йэкр-Ю-6 лА
Скорость газовоздушной смеси в сечении щели

^елп =	= 900 .Е.г(1+еко)

3600-0,308 4кр	й?Кр

(а)

(б)

(в)

(г)

:л!сек,

где ^экр в мм.

Пример. Рассчитать инжекционную горелку низкого давления с плоским
экраном для сжигания природного газа в количестве Рг = 8 нм3/ч для условий
примера 35 (§ 86).

Из примера 35 имеем: йсоп = 9 мм, 1'г = 8 нм3]ч, В = 0,4, Ро = 9,5 нм3 [нм3.

Диаметр экрана йэкр определяем по выражению (б):

4кр = 2,7 (1 + ВЦ,) 4оп = 2,7 (1 + 0,4-9,5)-9 = 117 мм.

Размер кольцевой щели В по выражению (в) равен

В = 0,09 4кр = 0,09-117 = 10,5 мм.

Скорость газовоздушной смеси в сечении щели по выражению (г) должна
быть равна

^щели = 900Лй + ^о) = 900	= 2>5 м/сек_

&р	117а
Приложение 5

ГАЗОВОЗДУШНЫЕ СИСТЕМЫ ОТОПЛЕНИЯ ЦЕХОВ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ [80]

Газовоздушные системы отопления привлекают внимание простотой оборудо-
вания и эксплуатации, требуют по сравнению с другими системами отопления
меньших капиталовложений и трудовых затрат, так как исключается необходи-
мость котельной установки для приготовления теплоносителя в виде нагретой
воды или пара, трубопроводов, арма-
туры, тепловых сетей, отопительных
приборов, калориферов и т. п.

Элементами газовоздушной систе-
мы отопления являются (рис. 115): топ-
ка для сжигания природного газа 1

с газовыми горелками 2, камера сме-
шивания продуктов сгорания природ-
ного газа, с наружным воздухом 3,
воздухозаборная шахта 4, центробеж-
ный вентилятор 5 для засасывания
одновременно продуктов сгорания и
наружного воздуха через камеру сме-
шивания с подачей нагретой газовоз-
душной смеси через воздуховоды 6
в помещение цеха.

Часовое количество наружного вен-
тиляционного воздуха для смешивания
с продуктами сгорания природного газа
с подачей нагретой газовоздушной смеси

Рис. 115. Схема газовоздушной си-
стемы отопления.

в пдмещение цеха определяют из условия содержания водяного пара в газовоз-
душной смеси, исключающего выпадения влаги на внутренних поверхностях на-
ружных ограждений; последнее обеспечивается при влажности воздушной среды
помещения порядка <рв<;40%, при этом требуемый вентиляционный воздухо-
обмен определяют по уравнению материального баланса на 1 нм? природного газа:

1000 Тц2С)1/Н2О + Свентйн -|- 1000 бцю3 — (Тн2О^НгО ^вентЧ- ^н2с>3)	0)

В выражении (1)

0 — удельный вес водяного пара; Тн2О ~ 0,80 кг/нм3',

1'и2о — объем водяного пара в продуктах сгорания 1 нм? природного газа;
Ун2О — 2,06 нм? Н2О/«.и3 газа (см. пример 32);

Овент— часовое количество наружного воздуха на 1 нм? природного газа для
расчетной наружной температуры /Н‘С;

^НРо'3 — часовое количество выделяющихся в помещении цеха производственных
влаговыделений, кг/ч-,

с/н -И Лв — влагосодержание соответственно в наружном воздухе и воздушной
среде помещения, г/кг.
При расчетной наружной температуре <н = —23°С (ун = 95%), внутренней
температуре /Е = 16° С (?в <+0%) и отсутствии производственных влаговыде-
лений решение уравнения (1) дает

'+2о^н2о С1 ООО — йв)

°вент - ав—аИ 	<2>

Подставив в выражение (2) значения буквенных обозначений (по /н и <^н
определяют Ая, по 1В и <?Е находят по таблицам Лв, тНг0 и ГНг0 — см. выше),
получим количество наружного воздуха для разбавления продуктов сгорания
1 нм3 природного газа при расчетной наружной температуре:

Свеиг = 440 кг воздуха/нм? газа или Гвент = 340 'нм3 воздуха/нм3 газа.

По уравнению теплового баланса и полученной величине Г]ж11т определяют
температуру газовоздушной смеси, поступающей в помещение цеха, для расчет-
ной наружной температуры /н:

.	+ Гвент^возд^н “ ГввнтСв0зд/г_ с

или

/г.с = -[7-^—+4-	(3)

,	1 вент^возд

В выражении (3)

— к. л, д, топочного устройства, который может быть принят примерно 0,9;

в случае установки печи в помещении цеха потери поверхностями печи
• в окружающую среду идут на покрытие теплопотерь помещения.

Температура газовоздушной смеси при любой температуре наружного воз-
духа 1Й определяется по выражению

где

,1,—	4	-	—

‘Урасч ^в

Из выражения (4) следует, что для любой температуры наружного воз-
духа /я количество сжигаемого газа регулируется по величине ф. Количество
же вентиляционного воздуха Г'^ на 1 нм3 сжигаемого природного газа при
любой температуре наружного воздуха 1а > /н, при неизменной производитель-
ности вентиляторной установки определяется по выражению

т/'	(1 + «Го) (1 — ф) + Гвент

Гвент = -------------ф-------------- нм3 во8духа/нм3 газа.

Для природного газа при а = 1,15 и Го = 9,5 нм3 воздуха/нм3 газа последнее
выражение примет вид

12(1—4) + Гвент . ,
Гвент =----------ф-------~ нмЯ воэдуха/нм3 газа.

Концентрация СО2 в воздушной среде помещения определяется из-уравнения
материального баланса на 1 нм? природного газа для условий принятого коли-
чества наружного воздуха Гвент = 340 нм3 воздуха/нм? газа, наличия выделе-
ния СО2 от производственных процессов Г^^13 й расчетной наружной темпера-
туры (когда сжигается расчетное, т. е. максимальное, количество природного
газа):

^СОа + //еУвент + ^СС™3 — (^СОг + ^вент(5)

При отсутствии выделений СО2 от производственных процессов и для ра-;
счетной наружной температуры решение уравнения (5) дает

УСО2 + </нУвент	„	, о	/гч

уъ — —,7----1~V------- нм? СО2//ш3 газ. смеси.	(6)

Г СО2 т V вент

По выражению (6) определяется максимально возможная концентрация СО2
в воздушной среде помещения .цеха. При температурах наружного воздуха
7'>/н количество сжигаемого газа уменьшается

\ ?расч ^в 4т /

при этом концентрация СО2 в воздушной среде помещения на основе выраже-
ния (6) составит

/ ФУСО2 +//вУвент о , о	т

у = —-гр------г-тг----- нм3 СО2/нлг3 газ. -смеси.	(/)

® ^гсо2 + ивент

Содержание окиси углерода в воздушной среде помещений цехов, оборудо-
ванных газовоздушным отоплением, превышает в несколько раз предельно до-
пустимые по санитарно-гигиеническим нормам, что ограничивает распространение
газовоздушных Систем отопления.

Исследованием [80] установлено, что основной причиной высоких концентра-
ций СО в воздушной среде помещений цехов с газовоздушным отоплением яв-
ляется неполнота сгорания природного газа вследствие незавершенного смесеоб-
разования в инжекционных горелках Топочных устройств систем газовоздушного
отопления.

Чтобы исключить наличие окиси углерода в воздушной среде помещения
цехов (что является основным требованием, предъявляемым к газовбздушным
системам отопления), необходимо организовать такой способ сжигания природного
газа, при котором обеспечивается полнота его сгорания; этому важному условию
удовлетворяют инжекционные горелки с плоским экраном ([79], приложение 4),
дутьевые кинетические горелки (рис. 77) с газовыми колосниками из керамического
насадка и др.

Полнота горения.природного газа исключает не только наличие окиси угле-
рода в смеси продуктов горения с наружным воздухом, но также исключает
содержание в продуктах горения природного газа смолистых веществ, в том
числе в полициклических ароматических углеводородов с канцерогенными свой-
ствами [80].

В процессе горения природного газа при температурах выше 1300°С могут
образоваться окислы азота, главным образом окись азота МО. При смешивании
таких продуктов горения с наружным воздухом и понижении температуры газо-
воздушной смеси ниже 150°С при наличии в продуктах горения водяного пара
происходит присоединение к окиси азота кислорода воздуха с образованием
ядовитой двуокиси азота МО"2'по реакции

2МО О2 = 2ЫО2.

Предельно допустимая концентрация окислов азота в пересчете на азотный
ангидрид (М2О6) не должна превышать 0,005 мг/л.

Чтобы исключить наличие окислов азота в газовоздущной смеси, необходимо
вести процесс сжигания природного газа при температурах ниже 1300°С, что
достигается при коэффициенте избытка воздуха «	1,5 [80].
Таким образом, возможность использования продуктов горения природного
газа в смеси с наружным воздухом для газовоздушных систем.отопления тре-
бует осуществления: а) полноты горения природного газа; б) процесса сжигания
природного газа при температурах не выше 1300°С и в) выбора количества
наружного воздуха для смешивания с продуктами сгорания 1 нм3 природного
газа при расчетной наружной температуре по выражению (2).

К недостаткам газовоздушных систем отопления следует отнести перерасход
природного газа (по сравнению с водяными или паровыми системами отопления)
вследствие необходимости нагрева наружного воздуха, смешиваемого с продук-
тами горения для получения газовоздушной смеси.

К- п. д. теплоснабжающей системы, отнесенный к расходу природного газа,
Ч = Чк, у + Чтр» где. т)к- у — к.п. д. котельной установки; и]тр — к, п. д. трубопро-
водов. Для систем отопления, присоединенных к котельным, тдкот = •>]к.уЧтр =
== 0,65 • 0,95 ~ 0,60; для систем отопления, присоединенных к тепловым сетям ТЭЦ,
Чтэц ~ Чк. у' Чт. с ~ 0,80 • 0,88 ~ 0,70.

Часовой расход природного газа на 1 м9 здания с расчетными теплопотерямп
Ч ккал/м3-ч составит:

для систем отопления, присоединенных к котельным,

Икот =	---= 1.67 нл8/ч;

ЧрЧкот	Чр

для систем отопления, присоединенных к тепловым сетям ТЭЦ,

(8)

^тэц =*	= 1.43-^г нм*/ч.	(9)

Чр ‘ТЭЦ	Чр

Количество газовоздушной смеси с температурой /г. с (см. выражение 3) для
компенсации теплопотери д ккал]м9-ч на 1 м3 объема здания

V __________2-____,

г'с~ С((г.с-^)'

Расход тепла на нагрев наружного воздуха от 1Н до (в на 1 М9 объема
здания

Чн. в = ^г. сС (/Е — /н) — Ч ~1	7~

•'Г. с ‘•в

ИЛИ

.	, *в 7Н

^н. в I ~-______I я

*Т. с — *в

Поделив дн в на д', получим критерий сравнения затрат тепла на нагрев
наружного воздуха в системах газовоздущного отопления

<7н.В	*в~

Ч	^Г. С 

Значение критерия 5 в зависимости от наружной Температуры колеблется
в незначительных пределах и может быть принято равным 0,9.

Полный часовой расход тепла на отопление 1 м9 объема здания (на покры-
тие теплопотерь д' и нагрев наружного воздуха чк в) равен сумме их:

Чг. с = Ч’ + ЧИ. в =» Ч' + /	= (! + 9'.
Часовой расход природного газа на отопление 1 м:1 объема цеха

(!+?)<?'
Ор

(10)

Поделив выражение (10) соответственно на (8) и (9) и подставив значение
критерия ? = 0,9, получим перерасход газа для систем газовоздушного отопле-
ния по сравнению с системами водяного отопления, присоединенных к:

котельным — |/г*с =1,14;

г кот

1/г С

тепловым сетям ТЭЦ — тт-:— = 1,33.

итэц
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по переводу ранее применявшихся
единиц измерения в новую Междуна-
родную систему единиц СИ примени-
тельно к газовой и отопительно-
вентиляционной технике

№

п. п.

1

2

3

4

5

6

Наименование

Количество теплоты
Теплоемкость

Удельная теплоемкость
Тепловой поток

Плотность теплового потока
Коэффициенты:

теплопередачи
теплоотдачи
теплопроводности
динамической вязкости
кинематической вязкости

температуропроводности
Приложение 6

Сокращенные обозначения русскими буквами единиц измерения		Коэффициенты для перевода старых единиц измерения в. новые (Международная система единиц СИ)
старые	новые (Международная система единиц СИ)	
ккал	кдж (килоджоуль)	4,19 кдж
ккал/град	кдж/град	4,19 кдж/град
ккал) кг  град	кдж/ кг  град	4,19 кдж/кг-град
ккал/ч	вт	1,16 вт
'	ккал/я2-ч	вт/м2	1,16 вт/м2
ккал/м2-ч- град	вт/м2-град	1,16 вт/м2-град
»	»	»
ккал/м-ч-град	вт/м-гр ад	1,16 вт/м-град
кГ-сек/м2	н  сек/м2	9,81 н-сек/я2
я2/сек	м2/сек	1 м2/сек
см2/сек (стокс)	м2/сек	10~4 м2/сек
м2/ч	м2/ч	1 м2/ч
	м2/сек	2,78-10-4 я2/сек
№  Пг- п.	Наименование
7	Термические сопротивления
8	Теплотворность топлива: твердого, жидкого газообразного
9	Истинный удельный вес  Удельный вес
10	Плотность
И	Давление:  1 мм вод. ст.  1 мм рт. ст.  техническая атмосфера
12	Работа, энергия
13	Мощность
14	Напряжение (механическое)
15	Сила, вес
16	Коэффициент паропроницаемости
17	Сопротивление паропроницанию отдель- ных слоев ограждения
18	Коэффициент инфильтрации (воздухопро- ницания)
19	Сопротивление воздухопроницанию' от- дельных слоев ограждения
Сокращенные обозначения русскими буквами единиц измерения		Коэффициенты для перевода старых единиц измерения в новые (Международная система единиц СИ)
старые ’	новые (Международная система единиц СИ)	
м2-ч- град/ккал	,и2  град/вт	0,862 м2-град/вт
ккал/кг	кдж/кг	4,19 кдж/кг
ккал/нм2	кдж/нм3	4,19 кдж/нм3
кГ/м3	н/м3	9,81 н/м3
кГ/м3	кг/м3	1 кг/м3
кГ • сек2/м*	н  секР/м*	9,81 н-сек2/м>
кГ/м2	н/м2	9,81 н/м2
кГ/м2	н/м2	133,32 н/м2
кГ/см2	н/см2	9,81 н/см2
атм	н/м2	9,81-104 н/м2
кГ-м, вт-ч	н-м, кдж	9,81 н-м, 3,6 кдж
кГ-м/сек, вт	н  м/сек, рвт	9,81 н-м/сек, вт
кГ/см2	н/см2	9,81 н/см2
кГ	н.	9,81 н
г/м-ч-мм рт. ст.	г-м/ч-н	0,0075 г-м/ч-н
м2-ч-мм рт. ст./г	ч-н/г	133,32 ч.- н/ г
кг/м-ч-мм вод. ст.	кг-м/ч-н	0,102 кг-м/ч-н
м2-ч-мм вод. ст./кГ	ч-н/кг	9,81 ч-н/кг
АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ

О

Автоматика котельных
защитная 275
регулирующая 279

Бытовые приборы (газовые)
плиты 198
водонагреватели 200, 202, 205

Вода в природном газе 30
Воздушный генераторный газ
идеальный 49
практический 49

Выход продуктов полукоксования 36
коксования 39

Вязкость 23

Газгольдерные станции 179
Газгольдеры

«мокрые» низкого давления пере-
менного объема 173

«сухие» низкого давления перемен-
ного объема 175

«сухие» высокого давления постоян-
ного объема 178

Газификация твердого топлива
на парокислородном дутье и при
высоком давлении 59
во взвешенном слое 62
в кипящем слое 64

Газовоздушные системы отопления
320

Газогенератор 46

Газогенераторный процесс 46
Газогорелочные устройства 228
Газорегулировочные пункты (ГРП)
142

Газы горючие 7
естественные 7
жидкие 8, 287, 290
швельгаз и коксовый газ 9
генераторные 9, 55
воздушный 9
подземной газификации 66
доменный (колошниковый) 12
карбюрированные 9

нефтяной газ крекинга 11

остаточный газ гидрогенизации 12

токсические 30

водяной 52

Гидравлический расчет газопроводов.

95,	106, 109, 112, 116, 122, 195

Горелки диффузионные 229

диффузионные промышленных ко-

тельных печей 223

дутьевые (кинетические) 235

инжекционные 238, 321

беспламенные 229

•с плоским экраном 321

Горение газа 223

Давление насыщенного состояния от-

дельных газов 26

Дальнее газоснабжение 137

Дезинтеграторы 77

Диффузия 22

Домовые газовые сети 189

Закон действующих масс 42

Защита от коррозии 211

Жилой фонд 82, 85

Классификация газопроводов 92

Классификация городских газовых
сетей 100

Коксование 39

Компенсаторы 209

Компрессия газа 148

Компрессоры 148

Константа равновесия 43

Коррозийность 32

Коэффициенты газификации 50

Кристаллогидраты 34, 169

Критерий Не 74

Тг 76

М 96

Аг 75

Обобщенная характеристика газопро-
вода 155

Обработка горючих газов 70

Одоризация 81
Особенности устройства газовых се-
тей 206

Охладители поверхностные 70

Охлаждение газа 70

Очистка газа от пыли

сухая 74

мокрая 74

Очистка газа от аммиака 79

бензола 79

нафталина 79

смолы 77

сернистых соединений 79

цианистых соединений 79

Параметры критические и приведен-
ные 13

Перевод котельных на газообразное
топливо 269

Плотность населения 85

Подземное хранение газа 187

Полукоксование (швелевание) 36

Потребление газа 82

Пределы взрываемости смесей 29

Предохранительные приспособления
132 '

Принудительная подача воздуха 263

Производительность магистрального
газопровода 167

Производительность регулятора дав-
ления 137

Распределение газа 92

Расчет дальнего газоснабжения 160

Расчет инжекционных горелок 243,

248

диффузионных горелок 229

Расчетные нагрузки газа 125

РДУК 132

Регулятор давления газа 125

Регулятор управления 128

Сжигание газов в диффузионных го-'
релках 229

в инжекционных 238, 248, 260

смесительных 235

Системы распределения газа 92

Скорость распространения пламени
221

Скорость горения 223

Скрубберы 70

Смолоулавливание 77

Состав продуктов горения 218

Сухая перегонка 36

Схема компрессорной станции 153

Схемы дальнего газоснабжения 157,
160

Температура сгорания газа 27, 219

Температуры насыщенного состояния
отдельных газов 26

Теплоемкость 18

Теплопроводность 25

Теплотворность 27

Теплота парообразования отдельных
газов 26

Токсичность газа 30

Трубы для городских газовых сетей

ПО, 209

магистральных газопроводов даль-
него действия 137

Углеродное число 17

Уравнение движения газа низкого
давления 95

движения газа высокого и среднего
давления 102

Фильтры (газовые) 74

Характеристика газопровода дальнего
действия 155

Химическое равновесие 43

Хранение газа 173

Удельный вес 16

Удельные расходы газа 83

Швелевание (полукоксование) 36

Экономика газоснабжающих систем
городов 306

Экономика добычи и транспорта газа
297

Экономика теплоснабжающих систем
городов 305

Экономичность схем транспорта газа
316

Электромагнитный клапан 205

Явление переноса 19
ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр

П р е д и с л о в и е ко второму изданию .	3

Введение.,	...	5

Глава 1.	’	~	““

ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

§ 1.	Горючие газы ................................	7

§ 2.	Естественные горючие газы (природные	горючие	газы) ............ 7

§ 3.	«Жидкие» и. «сжатые» горючие газы	.......................... .	8

§ 4.	Классификация искусственных горючих	газов	по	способу получения	9

а)	Горючие газы сухой перегонки: швельгаз и коксовый газ . .	9

б)	Генераторные газы........,..........................	9

в)	Карбюрированный генераторный газ .	.	9

г)	Нефтяной газ крекинга........ 11

д)	Нефтяной газ пиролиза....................................... И

е)	Остаточный газ гидрогенизации , .	12

ж)	Доменный (колошниковый) газ . .	12

з)	Газ подземной газификации углей. .	. .	12

Глава 2.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОТДЕЛЬНЫХ УАЗОВ И ГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ

§ 5.	Критические и приведенные параметры отдельных газов и их смесей	13

§ 6.	Отклонение горючих газов от законов идеальных газов ......	15

§ 7.	Удельный (объемный) вес отдельных газов и газовых смесей .	16

§ 8.	Теплоемкость отдельных газов и газовых смесей .....	18

§ 9.	Явления переноса ................................- .	19

§ 10.	Диффузия газов................................................ 22

§ 11.	Вязкость газов.......... ................ .	•	23

§ 12.	Теплопроводность газов ..............  ,	.	........... 25

§ 13.	Температуры, и давления насыщенного состояния отдельных газов .	26

§14’ Теплотворность горючих газов и температуры их сгорания ...	27

§ 15	' Концентрационные пределы взрываемости газовоздушных смесей .	29

§ 16.	Токсические горючие газы...................................    30

§17.	Коррозийная способность газов . .	.................. 32

§ 18.	Вода в природном газе............................,	.	32

§ 19.	Кристаллогидраты углеводородных газов ........................ 34
Глава 3.	“	“	~	г‘~~‘	“	~------------

СУХАЯ ПЕРЕГОНКА ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

§ 20.	Общие сведения о процессе ‘ сухой перегонки твёрдого топлива . .	36

§ 21.	Полукоксование (швелевание). Выход продуктов полукоксования , .	36

§ 22.	Коксование. Выход продуктов коксования '..................... 39

Глава 4.~ '	~	~	-

ГАЗИФИКАЦИЯ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА

§ 23.	Элементы общей химической кинетики.........................   42

§ 24.	Газогенераторный процесс и схема устройства газогенератора ...	46

§ 25.	Воздушный генераторный газ (идеальный и практический)......	49

§ 26.	Водяной газ (идеальный и практический)..................  .	.52

§ 27.	Смешанный генераторный- газ .............'.................  55

§ 28.	Новые методы газификации твердого топлива.................... 58

§ 29.	Газификация твердого топлива на- парокислородном дутье и при
высоком давлении.................................................   59

§ 30.	Газификация во взвешенном слое . .	.............. 62

§ 31.	Газификация в кипящем слое . .	...	64

§ 32.	Подземная газификация углей ...	......... , .	...	66

Глава 5.	’	'	~	~	~

ОБРАБОТКА ГОРЮЧИХ ГАЗОВ ПЕРЕД ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

§ 33.	Характер обработки газа в зависимости от его назначения .	70

§ 34.	Охлаждение газа. Скрубберы и поверхностные охладители ...	70

§ 35.	Сухая и мокрая очистка газа от пыли.......................... 74

§ 36.	Очистка газа от смолы и смолоулавливание. Дезинтеграторы ...	77

§ 37.	Очистка горючего газа от токсических и корродирующих примесей.
Одоризация газов . .	................................... 78

Глава 6.

ПОТРЕБЛЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА

§ 38.	Потребление газа на пищеприготовление, отопление жилищ, сани-
тарно-гигиенические и коммунально-бытовые нужды, населения города 82

§ 39.	Определение расчетных нагрузок газа ......................  86

§ 40.	Классификация газопррврдрв. .Системы, распределения газа и их
элементы .......................................................  92

Глава 7.	“	”	“	"	1	““

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

§ 41.	Уравнение движения газа низкого давления в газопроводах. Основ-
ные расчетные зависимости.......................................	95

§ 42.	Уравнение движения газа высокого и среднего давлений в трубо-
проводах. Основные расчетные зависимости ....................... 102
§ 43.	Формулы для гидравлического расчета газопроводов высокого,
среднего и низкого давлений ............................... 106

§ 44.	Гидравлический расчет- газопроводов по СНиПу .........	109

§ 45.	Классификация городских газопроводных сетей. Трубы для городских
газовых сетей .................	........... ПО

§ 46.	Гидравлический расчет простых (тупиковых) газопроводных сетей
низкого давления .........................................  112

§ 47.	Гидравлический расчет кольцевых газовых сетей низкого давления 116

§ 48.	Гидравлический расчет городских распределительных газопроводов
среднего и высокого давлений ...........................    122

Глава 8.

АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛИРУЮЩИЕ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА ГАЗОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ

§ 49.	Регуляторы давления газа	125

§ 50.	Предохранительные и другие приспособления регуляторных уста-
новок ...... ...... ... ................................... ........	132

§ 51.	Определение производительности регулятора давления .....	137

§ 52.	Газовые регулировочные пункты (ГРП) ........................... 142

Глава 9.'

ДАЛЬНЕЕ ГАЗОСНАБЖЕНИЕ

§ 53.	Трубы для магистральных газопроводов дальнего действия. Расчет

стальных труб на прочность ..................................   145

§ 54. Компрессия газа. Компрессоры и их элементы. Определение произ-

водительности компрессора и мощности газового двигателя ....	148

§ 55.	Принципиальная схема компрессорной станции	153

§ 56.	Обобщенная характеристика газопровода дальнего действия ....	155

§ 57.	Простейшая схема дальнего газоснабжения с одной головной ком-

прессорной станцией на промыслах (без промежуточных компрессор-
ных станций) ................................................  157

§ 58.	Схема и расчет дальнего газоснабжения с промежуточными компрес-

сорными станциями на трассе магистрального газопровода ....	160

§ 59.	Производительность магистрального газопровода с учетом расхода
газа на собственные нужды газомоторных промежуточных компрес-
сорных станций ...............................................    .	167

§ 60.	Определение на трассе магистрального газопровода места возмож-

ного начала образования кристаллогидратов углеводородных газов 169
§ 61. Пневматическое и гидравлическое испытания магистральных сталь-

ных газопроводов , .......................................      171

Глава 10.’

ХРАНЕНИЕ ГАЗА

§ 62.	Мокрые газгольдеры низкого давления переменного объема ...	173

§ 63.	Сухие газгольдеры низкого давления переменного, объема	.	.	.	175

§ 64.	Сухие газгольдеры высокого давления постоянного объема	. .	.	176

§ 65.	Газгольдерные станции городских газоснабжающих систем	.	.	. .	179

§ 66.	Определение величины газгольдерной емкости . ...............  .	180
§ 67.	Использование магистрального газопровода в качестве газгольдерной
емкости .............................................................. 183

§ 68.	Подземное хранение газа............................. .	. .	187

Глава 11.'

ВНУТРИДОМОВЫЕ И ГОРОДСКИЕ ГАЗОВЫЕ СЕТИ.
" ГАЗОВЫЕ БЫТОВЫЕ ПРИБОРЫ

§ 69.	Устройство внутридомовых газовых сетей ........	189

§ 70.	Гидравлический расчет внутридомовых газовых сетей .,	195

§71.	Газовые бытовые приборы ....................................   198

§ 72.	Особенности устройства городских газовых сетей................ 206

Глава 12.'

 СЖИГАНИЕ ГАЗА

§ 73.	Основные характеристики газообразного топлива	......	215

§ 74.	Объемные расходы воздуха на горение газового топлива .	.	215

§ 75.	Состав продуктов горения при сжигании газового	топлива	.	218

 § 76.	Температура горения газового топлива....................... 219

§ 77.	Скорость распространения пламени............................ 221

,§ 78. Скорость горения газового топлива. Диффузионное, кинетическое,
смешанное й беспламенное горение газа' .....................  223

Глава 13.	"	~~"	~	~	~~	~	“

ГАЗОГОРЕЛОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА

§ 79.	Классификация газовых горелок ............................   228

§ 80.	Сжигание Таза в диффузионных горелках . . . ..............  229

§ 81.	Сжигание газа в дутьевых (кинетических) горелках с завершенным
смесеобразованием ................................................ 235

§ 82.	Сжигание газа в инжекционных горелках низкого давления ....	238

§ 83.	Основы расчета инжекционных горелок низкого давления газа .. .	243

§ 84.	Применение теории свободной затопленной струи к расчету инжек-
ционных горелок низкого давления ...	.................... 247

§ 85.	Основы расчета инжекционных горелок среднего давления	.	. .	248

§ 86.	Пример расчета инжекционной горелки низкого давления.......	254

§ 87.	Пример расчета инжекционной горелки низкого давления для двух-
или четырехконфорочной газовой плиты .............	257

§ 88.	Пример расчета инжекционной газовой горелки среднего давления .	260

§ 89.	Горелки низкого давления с принудительной подачей воздуха . . .	263

Глава 14.’

СЖИГАНИЕ ГАЗА В ТОПКАХ КОТЛОВ И ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПЕЧАХ

§ 90.	Основные положения для оборудования или перевода котельных

на газообразное топливо , . ...................................    .	269

§ 91.	Примеры оборудования топок котлов для сжигания газообразного
топлива ............................................ .	............... 272
§ 92.	Защитная автоматика котельных, работающих на газовом топливе 275

§ 93.	Защитная и регулирующая автоматика котельных, работающих на
газовом топливе..............................'............... 279

§ 94.	Сжигание газового топлива в комнатных отопительных печах . . .	281

Глава 15. ———————————————	—	------------—-

„ЖИДКИЕ" И „СЖАТЫЕ" ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ

. § 95. Общие сведения о «жидких» горючих газах................ 287	I

§ 96.	Снабжение «жидким» газом бытовых потребителей . .	290 *

§ 97.	Снабжение потребителей «сжатым» газом.....	293 ’

Глава 16."-	"	“	'	----------

ЭКОНОМИКА ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ

§ 98.	Экономика добычи и транспорта природного газа........... 297

§ 99.	Экономичность природного газа как топлива для' коммунально-бы-
товых нужд, промышленности и электростанций ................. 299

' §	100. Экономика газоснабжающих систем городов . . .	...	301

§ 101.	Экономика теплоснабжающих систем городов .	...	305

Литература.................................................... 309

Приложение 1. Перечень лабораторных работ по газоснабжению ....	312

Приложение' 2. Методические указания по курсовому проекту газоснаб-
жения жилого квартала города................................. 313

Приложение 3. Об экономичности схем транспорта газа на дальние рас-
- стояния.....................: . ’.......................... 316

-	Приложение 4. Инжекционная горелка с плоским экраном........ 321

Приложение 5'. Газовоздушные системы отопления цехов промышленных
предприятий . . -. .........................................  323

Приложение 6. Методические указания по переводу ранее применявшихся
единиц измерения в новую Международную систему
единиц СИ применительно к газовой и отопительно-вен- 
тиляционной технике .	. .	. .	328

Алфавитный указатель ...................................... .	330 •

Одельский Эммануил Хацкелевич	%

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ* Изд- 2-е, перераб. Минск, «Высшая школа», 1966.

336 стр. с илл.	6С 9.4

Редактор Глинкин П. П. Обложка художника Максимова В. М. Худож. редактор Ва-
лентович В. И. Техн, редактор Романчук Г. М. Корректор Липец С. 10.

-	АТ 08044. Сдано в набор 25/УШ 1965 г. Подписано к печати 24/П 1966 г. Формат 60 X 901/1в.
Печ. л. 21. Уч.-изд.л. 22,67. Изд. № 65—46. Тип. зак. 551. Тираж 10 000 экз. Цена 79 коп.

Издательство «Высшая школа» Комитета по печати при Совете Министров БССР. Редакция
технйческой литературы. Тем. план 1966 г. № 29. Минск, ул. Кирова, 24.

Типография издательства «Звязда». Минск, Ленинский проспект,. 79.