Автор: Ионин А.А.
Теги: санитарно-техническое оборудование зданий и его монтаж отдельные виды строительства учебник газоснабжение
ISBN: 5—274—00006—1
Год: 1989
Текст
А.А. Ионин
Газоснабжение
4-е издание, переработанное и дополненное
Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР
в качестве учебника для студентов высших учебных заведений, обучающих-
обучающихся по специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция».
С И
Москва
Стройиздат
1989
ББК 38.763
И 75
УДК 696.2@75.8)
Рецензент — д-р техн. наук M. Я- Розкин — зав. кафедрой теплотех-
теплотехники и газоснабжения Днепропетровского инженерно-строительного
института
Редактор А. А. Широкова
Ионии А. А.
И 75 Газоснабжение: Учеб. для вузов.—4-е изд., пе-
рераб. и доп.— M.: Стройиздат, 1989.—439 с: ил.—
ISBN 5—274—00006—1
Изложены основы проектирования, расчета и эксплуатации
городских и промышленных систем газоснабжения Описаны
режимы работы газовых сетей и оборудования. Рассмотрены
основы теории сжигания газа, газогорелочные устройства и
их расчет. Настоящее издание дополнено методиками расчео
для решения отдельных задач с применением ЭВМ, описанием
экономного использования газа для отопления котлов и про-
промышленных печей, системным изложением гидравлического
расчета сетей и их надежности. 3-е изд. вышло в 1981 г.
Для студентов строительных вузов, обучающихся по специ-
специальности «Теплогазоснабжение и вентиляция».
3206000000—511
047@1)—89 ~ ББК.38.763
ISBN 5—274—00006—1
F) Стройиздат, 1975
Стройиздат, 1989, с изменениями
Предисловие
Масштабы и темпы развития газовой
промышленности и газоснабжающих систем оп-
определяет добыча газа, по которой Советский
Союз занимает первое место в мире. Значи-
Значительный рост добычи газа существенно изменил
топливный баланс страны. Если в 1950 г. удель-
удельный вес газового топлива занимал в общем топ-
топливном балансе СССР лишь 2,3%. то в 1983 г
он был равен 27%, а в 1990 г. по расчетам
доля газа составит 33% всех видов потреб-
потребляемых топлив.
В Основных направлениях экономического
и социального развития СССР на 1986—1990 го-
годы и на период до 2000 года предусмотрено
довести объем добычи газа в 1990 г. до 835...
850 млрд. м3, ускорить развитие отрасли. Пла-
Планируется дальнейшее расширение газификации
городов. В настоящее время в СССР газифи-
газифицировано более 70% городов. К 2000 году
предполагается завершить газификацию всех
городов страны.
Совершенствование, интенсификация и ав-
автоматизация технологических процессов при-
приводят к необходимости повысить качество рас-
расходуемых теплоносителей. В наибольшей мере
по сравнению с другими видами топлива этим
требованиям удовлетворяет природный газ.
Рациональное использование газообразно-
газообразного топлива с наибольшей реализацией его тех-
технологических достоинств позволяет получить
значительный экономический эффект, который
связан с повышением КПД агрегатов и сокра-
сокращением расхода топлива, более легким регули-
регулированием температурных полей и состава газо-
газовой среды в рабочем пространстве печей и уста-
установок, в результате чего удается значительно
повысить интенсивность производства и качест-
качество получаемой продукции. Применение газа
для промышленных установок улучшает условия
труда и способствует росту его производитель-
производительности. Использование природного газа в про-
промышленности позволяет осуществить принци-
принципиально новые, ,прогрессивные и экономически
эффективные технологические процессы. Кро-
Кроме того, применение газа в качестве топлива
позволяет значительно улучшить условия быта
населения, повысить санитарно-гигиенический
уровень производства и оздоровить воздушный
бассейн в городах и промышленных центрах
Распределительные системы газоснабже-
газоснабжения становятся едиными для областей и рес-
республик, и для их проектирования, строитель-
строительства и эксплуатации необходимы глубокие зна-
знания специалиста. Рост потребления газа в го-
городах, поселках и сельской местности, а также
масштабность распределительных систем ставят
перед инженером до газоснабжению новые и
сложные задачи, связанные с развитием
и реконструкцией систем, повышением их на-
надежности, необходимостью экономического ис-
использования газа и защиты воздушного бас-
бассейна от загрязнений. Решение этих задач воз-
возможно лишь с применением вычислительной тех-
техники.
Распределительные системы являются
сложными многокольцевыми системами, эко-
экономичное проектирование которых должно бази-
базироваться на современных методах оптимизации
с учетом вероятностного характера функциони-
функционирования и обеспечения требуемой надежности
подачи газа потребителям. Поэтому методики
расчета системы, изложенные в учебнике, по-
построены на базе современных представлений о
случайных процессах потребления газа и функ-
функционирования элементов системы и использова-
использования математических методов оптимизации Из-
Изложенные методики иллюстрируются конкрет-
конкретными примерами расчета.
В основу проектирования и расчета систем
снабжения сжиженными углеводородными газа-
газами положены термодинамические свойства двух-
двухфазных, многокомпонентных систем с учетом
климатических условий расположения газоснаб-
жаемых объектов.
Выбор газогорелочных устройств и газообо-
газооборудования агрегатов базируется на современных
представлениях теории и практики сжигания
газа, методах расчета и проектирования газо-
газовых горелок, технологических особенностей
агрегатов.
В учебнике приведены методы гидравличес-
гидравлического и технико-экономического расчета газо-
газовых сетей, дан анализ гидравлических режимов,
изложен метод определения расчетных расходов
газа, отдельная глава посвящена методу расче-
расчета надежности газоснабжающих систем, изло-
изложен метод расчета эжекционных газовых го-
горелок.
Четвертое издание учебника дополнено и
переработано. В нем учтены новые норматив
ные документы (ГОСТы и СНиП), а также отра-
отражены научные исследования и конструкторские
разработки. Методы расчета, примеры, таблицы
и графики приведены в международной системе
единиц СИ. Все методики расчета представлены
в виде алгоритмов, которые должны служить ос-
основой для составления программ расчета на
ЭВМ. Это будет способствовать расширению
применения вычислительной техники в проекти-
проектировании систем газоснабжения.
Автор выражает признательность заведую-
заведующему кафедрой Днепропетровского инженерно-
строительного института профессору, докт. техн
наук M. Я. Розкину за ценные предложения
и замечания, сделанные при рецензировании
рукописи.
Раздел I .
Горючие газы.
Добыча и транспортирование
природного газа
Глава 1 .
Горючие газы,
используемые для газоснабжения городов
и промышленных предприятий
1.1. Основные свойства
и состав
газообразного топлива
Газообразное топливо представля-
представляет собой смесь горючих и негорючих
газов, содержащую некоторое коли-
количество примесей. К горючим, газам от-
относятся углеводороды, водород и ок-
оксид углерода. Негорючие компонен-
компоненты — это азот, оксид (II) углерода и
кислород. Они составляют балласт га-
газообразного топлива. К примесям от-
относят водяные пары, сероводород,
пыль. Искусственные газы могут соде-
содержать аммиак, цианистые соединения,
смолу и пр. Газообразное топливо очи-
очищают от вредных примесей. Содержа-
Содержание вредных примесей в граммах на
100 м газа, предназначенного для га-
газоснабжения городов, по ГОСТ 5542—
78, не должно превышать: сероводо-
сероводорода —2, меркаптановой серы —3,6,
механических примесей—0,1. Откло-
Отклонение теплоты сгорания от номиналь-
номинального значения не должно быть более
± 5%.
Для газоснабжения применяют,
как правило, сухие газы. Содержание
влаги не должно превышать количест-
количества, насыщающего газ при /=— 20 °"С
(зимой) и 35 0C (летом). Влагосодер-
жание насыщенного газа в зависи-
зависимости от его температуры приведено
в табл. 1.1. Если газ транспортируют
на большие расстояния, то его предва-
предварительно осушают. Большинство ис-
искусственных газов имеет резкий запах,
что облегчает обнаружить утечки газа
из трубопроводов и арматуры. При-
Природный газ не имеет запаха. До по-
подачи в сеть его одорируют, т. е. при-
придают ему резкий неприятный запах,
который ощущается при концентрации
в воздухе, равной 1%.
Запах токсичных газов должен
ощущаться при концентрации, допу-
допускаемой санитарными нормами. Сжи-
Сжиженный газ, используемый коммуналь-
коммунально-бытовыми потребителями (по ГОСТ
20448—80*), не должен содержать се-
сероводорода более 5 г на 100 м3 газа,
а запах должен ощущаться при содер-
содержании в воздухе 0,5%. Концентрация
кислорода в газообразном топливе
не должна превышать 1%. При ис-
использовании для газоснабжения смеси
сжиженного газа с воздухом концен-
концентрация газа в смеси составляет не ме-
менее удвоенного верхнего предела вос-
воспламеняемости. Физические характе-
характеристики и теплота сгорания некоторых
газов приведены в табл. 1.2 и 1.3. Ис-
Используя данные этих таблиц, можно
рассчитать теплоту сгорания, плот-
плотность и другие характеристики газо-
газообразного топлива.
Пример 1.1. Определить теплоту сгорания и
плотность газообразного топлива, имеющего
следующий состав (% по объему):
СН4=96,6; С?Н6=0,8; С3Н8=0,3; С4Ню-=0,8;
СО2=0,5; N2=I.
Решение. Теплоту сгорания газа оиреде-
ляют как сумму произведений величин теплоты ные доли, г. е.
сгорания горючих компонентов на объемные
Д0ЛИ' рс = 0,01 /96,6 · 0,717 -h 0,8 · 1,357 + 0,3-2,019 +
Q?=0,01/96,6-35 840+0,8-63 730 +
, +0,8-2,703 + 0,5-1,977+ 1-1,251/ = 0,756 кг/м ?
+ 0,3-93 370+ 0,8-123 770/ = 36 390 кДж/м.
Плотность газа определяют как сумму про-
произведений плотности компонентов на их объем-
Относительная плотность газа
se= 0,756/1,293 = 0,585.
Таблица 1.1. Влагосодержание насыщенного газа в зависимости от температуры
Показатель
Влагосодержание, г
на 1 м3 сухого
газа при 0 0C и
101,3 кПа
0
5
10
10,1
20
19,4
30
35,9
Температура
40
64,6
, °с
50
114
60
202
70
370
80
739
90
1950
Таблица 1.2. Физические характеристики газов
Газ
Химическая
формула
N2
СаНг
H2
H2O
—
SO2
CO2
O2
со
H2S
CH4
СгНб
СзНв
С4Н10
С4Н10
CsHj2
Молекулярная
масса
28,016
26,038
2,016
18,016
28,96
64,066
44,011
32
28,011
34,082
16,043
30,07
44,097
58,124
58,124
72,151
Молекулярный
объем при
0 0C 101,3 кПа,
м3/кмоль
22,4
22,24
22,43
B3,45)
22,4
21,89
22,26
22,39
22,41
22,14
22,38
22,18
21,84
21,5
21,78
—
Плотность
при 0 0C
101 3 кПа,
кг/м3
1,2505
1,1707
0,08999
@,768)
1,2928
2,9263
1,9768
1,429
1,25
1,5392
0,7168
1,3566
2,019
2,703
2,668
3,221
Относительная
плотность
по воздуху
0,9673
0,9055
0,0695
0,5941
1
2,2635
1,5291
1,1053
0,9669
1,1906
0,5545
1,049
1,562
2,091
2,064
2,491
Азот
Ацетилен
Водород
Водяной пар
Воздух (без COa)
Диоксид серы
Диоксид углерода
Кислород
Оксид углерода
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Н-бутан
Изобутан
Пентан
Таблица 1.3. Теплота сгорания чистых горючих газов
Газ
Ацетилен
Водород
Оксид углерода
Сероводород
Метан
Этан
Пропан
Н-Бутан
Изобутан
Пентан
высшая
низшая
кДж/кмоль
1308560
286060
283170
553780
890990
1560960
2221500
2880400
2873580
3549610
1264600
242940
283170
519820
803020
1429020
2045600
2660540
2653720
3277750
Теплота
высшая
сгорании
низшая
кДж/кг
50240
141900
10090
16540
55560
51920
50370
49570
49450
49200
48570
120080
10090
15240
50080
47520
46390
45760
45680
45430
высшая
низшая
кДж/м при 0 0C, и 101,3 кПа
58910
12770
12640
25460
39860
70420
101740
133980
131890
158480
56900
10800
12640
23490
35840
63730
93370
123770
121840
146340
Основной характеристикой газа является
сухой состав, но так как используемый газ бы-
бывает влажным, может возникнуть необходимость
в пересчете значений Qi, рс и sc на рабочий
состав (с учетом влажности газа). Это легко
выполнить с помощью следующих формул для
пересчета:
и т.д.
= (?//0,804)?·100; ? р= (? с+ d)K
Здесь К определяют по формуле
/C=0,804/@,804+ii).
В приведенных выше формулах d — вла-
госодержание газа, выраженное в кг на 1 м3
сухого газа при О 0C и 101,3 кПа.
Пример 1.2. Определить рабочий состав га-
газа QK и рр, считая, что с?=0,005 кг/м3. Сухой
состав его приведен в предыдущем примере.
Решение. Рассчитаем коэффициент А" по
формуле
/(=0,804/ @,804+0,005) = 0,994.
Рабочий состав газа будет следующий:
СН4 = 95,993; С2Н6 = 0,795; С3Н8=0,298; C4Hi0 =
=0,795; СО2=0,497; N2=0,994; H2O=0,628.
Плотность влажного газа
р=@,756+0,005H,994=0,757 кг/м3.
Теплота сгорания рабочего состава газа
Qg=36390-0,994=36170 кДж/м3.
1.2. Природные газы
Для газоснабжения городов и
промышленных предприятий в на-
настоящее время широко применяют
природные газы. Их добывают из недр
земли. Они представляют собой смесь
различных углеводородов метанового
ряда. Природные газы не содержат
водорода, оксида углерода и кислоро-
кислорода. Содержание азота и диоксида угле-
углерода обычно бывает невысоким. Газы
некоторых месторождений содержат
сероводород.
Природные газы можно подразде-
подразделить на три группы: 1) газы, добы-
добываемые из чисто газовых месторожде-
месторождений. Они в основном состоят из метана
и являются тощими или сухими. Тя-
Тяжелых углеводородов (от пропана и
выше) сухие газы содержат менее
50 г/м3; 2) газы, выделяемые из сква-
скважин нефтяных месторождений совме-
совместно с нефтью, часто называют попут-
попутными. Помимо метана они содержат
значительное количество более тяже-
тяжелых углеводородов (обычно свыше
150 г/м3) и являются жирными газа-
газами. Жирные газы представляют собой
смесь сухого газа, пропан-бутановой
фракции и газового бензина; 3) газы,
добываемые из конденсатных место-
месторождений, состоят из смеси сухого
газа и паров конденсата, который
выпадает при снижении давления
(процесс обратной конденсации). Па-
Пары конденсата представляют собой
смесь паров тяжелых углеводородов,
содержащих Cs и выше (бензина, ли-
лигроина, керосина).
Сухие газы легче воздуха, а жир-
жирные легче или тяжелее в зависимости
от содержания тяжелых углеводоро-
углеводородов. Низшая теплота сгорания сухих
газов, добываемых в СССР, составля-
составляет 31000...38000 кДж/м3. Теплота сго-
сгорания попутных газов выше и изме-
изменяется от 38000 до 63000 кДж/м3.
В табл. 1.4 приведены средние соста-
составы и характеристики природных га-
газов некоторых месторождений СССР.
На газобензиновых заводах из попут-
попутных газов выделяют газовый бензин,
пропан и бутан, последние используют
для газоснабжения городов в виде
сжиженного газа. Сжиженные газы
получают также из газов конденсат-
конденсатных месторождений.
1.3. Искусственные газы
При термической переработке твер-
твердых топлив в зависимости от способа
переработки получают газы сухой пе-
перегонки и генераторные газы. Как
те, так и другие в настоящее время
весьма редко применяют для газоснаб-
газоснабжения городов и промышленности.
Сухая перегонка твердого топлива
представляет собой процесс его терми-
термического разложения, протекающий без
доступа воздуха. При сухой перегонке
топливо проходит ряд стадий физико-
«со
Tf of
LO СО
СО C-
СО OO
со со
—
CO
со
О
со ?? со сп со ю со
of г-." оо" со" см" см* ю*
о ?> ?> ?? — оо <м
¦? со ? (N о ·* ?>
СО Ю Tf со LO СО Tf
со со со со со со сО
S
СО 00
00 О
00 Tf
— CM
Tf
ю —"
— оо
CD Г--
со со
— О
со t--
?> о
о f
оо со —
—? со
СО 00
О CM
Tf Tf
00 00
C-- —<
C-CN
OO
C-.^ LC CN^ CO^ CD CO^ 00_
СО* C-* 00* CD* 00* LO* —'
фОЮЮ*
CD Ю CJ) — С4- Tf 00
СО CT) C-. О 00 CD 00
со со со Tf со со со
772
о
883
о
727
о
869
о
723
о
Tf
00
О
со см
Tf СО
О C--
IW-, О
772
о
— C--
C-- О
C-- 00
о о
776
о
о
см со
00 (О
о о
о ю оо со о ?>
ел ?> с-- с— оо CN со
СО LO LO LO СО С-· С—
о о о о о о о
712
о
оо
?" LO
со со со
Tf О* —"
ю LO
of о"
— X Л
см
о
(N —
— о
LO
оо
CD
О СО
о о
I о
__
о
-оо
о о
Tf
о —<
оо со
СО Г—
— о
СО (N
СО t-. O LO СО
о — — о о
— LO
О со
о" о*
CO X
X ""^
Tf
со
о*
LO
I о"
оо со
— о"
Tf
о*
СО
о* —
LO
(N
о*
г*-
С- (N
о* о
(M О LO LO OLOOTfTfLO-1
СО —? СО OCO CJ)CN СО C--CN CJ) h- — Tf О СО СО О О
О —' СО О
—__ —I CO-
СО* CN* CO*
CN CN О СО Tf О О
ULO
CJ)
?!?
О OO * О
СО Л) СО СО Л1 СО
Я О Я Я о О Я
u xuu я н и
? си си
О <у О О
? о m ?
о § о о
я я я га
Ii а
§ О- W
9 х я
га Xq Ьп,н S 2
(J о» scU uh
CU О
НО
D- к
U я
<ч X
ми
ра
xU
.yg О X^l о
со со ™ ь-,?
Dh К
? g
CC J
я ч
? *-
X S
я га
си
. S
¦о о
о H
S *
2 о
.HH
сп S
S *
2 о
а,
о
CQ о
CQ
й> ТО
HCQ
CU
S 1|
§ Ч -X _ § S
.я я s о S я D.
* S L х
5 ^ E^ 4>
о ч °" ?
ш я ^ я 1^
к оЮ S 2 в си
га я S о S я о.
? со сх ua сх оо >,
L.
ей о
я -Ji С
О. "?
Ss"
н —¦
°>- Il
с 5 о.
S
X
э
а
CQ
>=; — и —¦
с SaJl Ii
>.
¦о
о
о
о
со
Sv
ав газа
о
U
ч а
+ <и
7 *
б
и
ж
?
S
и
я
LJ
I
и
32
и
S g
<и о
* о"
о, о
Я 0)
X г
э5
S
S
о
M
X
S
г
<
торождение
газа
Мее
Г^- СП
C4JlO*
Г- О
CD LO
СП Oi
Ю LO
LO-^
О* CN
CD LO
CN О
LO LO
CD CD
СП LO
CD CD
О О
о
CU
я
о
СП
Tf*
ю.
QO
ю
СП
г '
шкинское
ома
?
о
о
см
***
t-~*
LO
оо"
о
сч
LO
СП
CT)
к
га
я (.
азинское
??
H
LO Г~-
оо*о*
— со
¦* оо
¦* 00
LO Tf
^^
-^* CD*
CD г^·
rf 00
сп со
LO LO
г- СП
"* 00
о t-
—*о*
оо
CD*"*-
— о
—< (M
о о
00 <D
СО* СО*
С» 0O1
CD*·**
С»
CD* »
— СО
CN
00*
—. CD
LO^ LO^
t-~*oo*
со ь-
I
я
о
V <U ?
? CJ
H
со ^
о S
СЧ Q
CD CD
СП* (N*
о оо
со о
LO Tf
0O- Г-^
со ьГ
СО г--
сп о
оо ю
LO Tf
-* LO
СП CD
о* о*
'—? ^-"
о* о"
I^ Ю
о о
0O1-
LO —>*
00
LO —"*
о00.
— CN
о
— со
сч
СП*—.
CD СП
I
я
? S
рневское
т-Дагское
,МИТ
еби
с
LO
оо*
со
(^,
со
г^·
г—I
Tf
CD
CD
О*
?—?
О
CN
о"
—
со
СО
Г^
CN*
00
Dh
U
и
^шУ О
Я
S
О.
(U S
о о
^ о ^
химических преобразований, в резуль-
результате которых оно разлагается на газ,
смолу и коксовый остаток. Характер
преобразований, претерпеваемых топ-
топливом, определяется его природой и
температурой процесса Сухую пере-
перегонку топлива, происходящую при вы-
высоких температурах (900...11000C),
называют коксованием, в результате
которого получают кокс и коксовый
газ с величиной теплоты сгорания
<5„= 16000... 18000 кДж/м3 и р=0,45...
...0,5 кг/м3. Примерный состав коксо-
коксового газа, %: H2-59; CH4-24;
С„Нга-2; СО-8; СО2-2,4; О2-0,6;
N2-4.
Газификация — процесс термохи-
термохимической переработки топлива. В ре-
результате реакции углерода топлива
с кислородом и водяным паром об-
образуются горючие газы: оксид углеро-
углерода и водород. Одновременно с процес-
процессом газификации протекает частичная
сухая перегонка топлива. Продуктами
газификации топлива являются горю-
горючий газ, зола и шлаки. Аппараты,
в которых осуществляют газификацию
топлива, называют газогенераторами.
При подаче в газогенератор паровоз-
паровоздушной смеси получают генераторный
газ, называемый смешанным, пример-
примерный состав которого следующий, %:
H2-14; CH4-I; СО-28; СО2-6;
О2-0,2; H2S-0,2; N2-50,6. Низшая
теплота сгорания смешанного газа
QH=5,5 МДж/м3, плотность р=
= 1,15 кг/м3.
Водяной газ получают путем пе-
периодической продувки газогенератора
воздухом и паром. При подаче воздуха
слой топлива аккумулирует теплоту,
выделяющуюся при частичном его
сгорании, а при поступлении водяного
пара последний взаимодействует с уг-
углеродом, используя аккумулирован-
аккумулированную теплоту и образуя водяной газ.
Горючими компонентами будут яв-
являться водород и оксид углерода.
Уголь можно газифицировать под зем-
землей. В этом случае получается газ
подземной газификации. Газ подзем-
подземной газификации имеет невысокую
теплоту сгорания, его можно исполь-
использовать как местное энергетическое
топливо.
Глава 2 .
Добыча и обработка природного газа
2.1. Газовые месторождения
Залежь нефти или газа представ-
представляет собой скопление углеводородов,
которые заполняют поры проницаемых
пород. Если скопление велико и его
эксплуатация экономически целесооб-
целесообразна, залежь считают промышлен-
промышленной. Залежи, занимающие значитель-
значительные площади, образуют месторожде-
месторождения.
Газоносные (продуктивные) плас-
пласты состоят из пород с пористой
структурой (пески, песчаники, пори-
пористые известняки или доломиты). В за-
зависимости от структуры и состава га-
газоносные пласты имеют различную
крепость. Обычно чем больше гео-
геологический возраст пласта, тем он
прочнее. Мощность (толщина) газо-
газоносных пластов измеряется десятками,
а иногда и сотнями метров. Газонос-
Газоносные пласты залегают между газоне-
газонепроницаемыми породами (сланцевыми
глинами, плотными известняками,
мергелями). Большинство извест-
известных газовых месторождений представ-
Рис. 2.1. Форма газовой
залежи
а — полнопластовая;
б — неполнопластовая;
/— внешний контур га-
газоносности; 2— внут-
внутренний контур газонос-
газоносности; 3 — газовме-
щающии коллектор;
4— вода краевая; 5—
вода подошвенная; H—
высота залежи (этаж
газоносности); h —
мощность вмещающего
продуктивного коллек-
коллектора
ляют собой антиклинали, т. е. складки
земной коры, обращенные выпук-
выпуклостью кверху, или купола. На рис. 2.1.
показана наиболее простая форма га-
газовой залежи. Газ заключен в купо-
куполообразном подземном пласте. В верх-
верхних горизонтах газ скапливается в ви-
виде газовых шапок. Внизу находится
нефть (в газонефтяных месторожде-
месторождениях) или пластовая вода (в чисто
газовых месторождениях). Основная
масса газовых месторождений имеет
контакт с пластовой водой.
Часто встречаются месторожде-
месторождения, которые содержат два или не-
несколько газоносных пластов, располо-
расположенных один над другим и отделенных
газонепроницаемыми слоями. Боль-
Большинство газовых месторождений в
СССР являются многопластовыми.
Газ в пластах находится под давле-
давлением. При вскрытии залежи буровой
скважиной он фонтанирует из нее
с большой скоростью. Дебит некото-
некоторых скважин достигает нескольких
миллионов кубометров газа в
сутки. Первоначальное давление в га-
газоносном пласте зависит от глубины
его залегания. Обычно через каждые
10 м глубины давление в пласте воз-
возрастает на 0,0981 МПа. Такая норма
повышения давления связана с по-
поверхностными водами, входящими в
обнаженную часть пласта.
Газовые месторождения могут
иметь различные режимы. При водо-
водонапорном режиме давление в пласте
создается водой. В месторождениях
с газовым режимом давление обеспе-
обеспечивается самим газом, заполняющим
поры пласта. Такой режим является
режимом расширяющегося газа. При
идеальном водонапорном режиме по
мере добычи газа вода, поднимаясь,
заполняет поры и вытесняет в сква-
скважину газ месторождения. В связи с
этим в процессе эксплуатации в за-
залежи падения давления газа не будет.
9
Идеальный водонапорный режим
встречается в очень немногих га-
газовых месторождениях.
Вследствие ряда причин (значи-
(значительно большей вязкости воды по
сравнению с вязкостью газа, плохой
проницаемости продуктивного пласта
и др.) подъем воды обычно отстает
от темпов отбора газа, поэтому дав-
давление в газоносном пласте с течением
времени падает. Большинство газо-
газовых месторождений имеет газовый или
водонапорный режим с небольшим
коэффициентом возмещения.
Под коэффициентом возмещения
понимают отношение объема воды, по-
поступившей за определенный период
в эксплуатируемую газовую залежь,
к объему газа, отобранному за это
же время (приведенному к пластовым
условиям). По мере эксплуатации
газовой залежи коэффициент возме-
возмещения обычно возрастает. Это связано
с падением давления в пласте и,
следовательно, с увеличением скоро-
скорости поступления воды. Знание режима
газового месторождения очень важно
для его эксплуатации.
2.2. Добыча газа
Газовая скважина является основ-
основным элементом промыслов. Верх сква-
скважины называют устьем, низ — забоем.
Бурят скважину быстровращающимся
буром-долотом, который разрушает
породы в забое. В настоящее время
для этой цели применяют шарошечные
долота, в которых шарошки, вращаясь
вокруг своих осей, дробят и скалы-
скалывают породу. В зависимости от при-
привода различают роторное и турбинное
бурение.
При роторном бурении двигатель
расположен на поверхности земли,
вращение от него передается долоту
через промежуточные механизмы и ко-
колонну бурильных труб, имеющих диа-
диаметр 125... 150 мм. В качестве буриль-
бурильных труб применяют цельнокатаные
(бесшовные) трубы, изготовленные из
высококачественных углеродистых и
10
легированных сталей, со стенками тол-
толщиной 8...11 мм. Трубы соединяют
между собой замками на крупной ко-
конической резьбе. В верхней части
бурильных труб устанавливают веду-
ведущую трубу, имеющую в поперечнике
квадратное сечение. Эта труба прохо-
проходит через ротор, укрепленный над
устьем скважины. Ротор передает
вращение от двигателя к ведущей
трубе и далее к бурильным трубам.
Бурильный инструмент (долото), бу-
бурильные трубы и ведущая труба под-
подвешены на крюке талевой системы,
с помощью которой можно осущест-
осуществлять его подъем и спуск. Для подъема
и разъединения труб имеется вышка.
Во время бурения газовой скважины
колонну труб непрерывно опускают
(осуществляют подачу бурильного
инструмента).
Насосом по бурильным трубам
нагнетают промывочный раствор. Он
проходит через специальные отверстия
в долоте и направляется непосред-
непосредственно в забой со скоростью 15...
30 м/с. В результате этого забой ин-
интенсивно омывается, а промывочный
раствор по кольцевому зазору между
бурильными трубами и стенками сква-
скважины выносит из забоя на поверх-
поверхность земли частицы выбуренной по-
породы Из скважины промывочный ра-
раствор стекает по наклонному желобу
(где из него осаждается выбуренная
порода) и попадает в приемный чан,
откуда буровым насосом его вновь
подают в скважину. Плотность про-
промывочного раствора должна превы-
превышать плотность воды на 20...40%. Про-
Промывочный раствор используют не
только для выноса частиц породы
из забоя: тонкий слой глины, которая
входит в состав промывочного раст-
раствора, откладываясь на стенках сква-
скважины, укрепляет их и предохраняет от
обвалов. Кроме того, промывочный
раствор оказывает на продуктивный
пласт давление, тем самым предохра-
предохраняя скважину от преждевременных га-
газовых выбросов.
Турбинное бурение отличается от
роторного тем, что буровой двигатель
(турбобур) опускают в скважину и
крепят непосредственно над долотом.
Турбобур вращается под действием
промывочного раствора, который по-
подают в него по бурильным трубам под
большим давлением (в этом случае
промывочный раствор является носи-
носителем энергии). В процессе бурения
бурильные трубы остаются неподвиж-
неподвижными, вращаются только вал турбобу-
турбобура и долото.
Стенки образовавшейся скважины
укрепляют стальными обсадными тру-
трубами (рис. 2.2). Первую колонну об-
обсадных труб называют кондуктором.
В зависимости от геологического раз-
разреза трубы кондуктора диаметром
225...400 мм опускают на различную
глубину, но обычно не ниже 300 м.
Пространство между скважиной и ко-
колонной кондуктора заливают цемен-
цементом до выхода последнего на поверх-
поверхность. Это обеспечивает надежное
крепление скважины, препятствует
обрушению верхних наиболее рыхлых
пород и предохраняет скважину от
проникания в нее воды из верхних пла-
пластов.
Вторая колонна обсадных труб,
опускаемая внутри кондуктора, яв-
является эксплуатационной с диаметром
труб 125...200 мм. В большинстве слу-
случаев ее опускают в продуктивный
пласт. Пространство между эксплуа-
эксплуатационной колонной и скважиной, на-
начиная от низа колонны, заливают це-
цементом с выходом его в кольцевое
пространство между трубами на 20...
30 м. Обсадная колонна предохраняет
скважину от обрушения и проникания
в продуктивный пласт воды из верхних
горизонтов, а также предохраняет га-
газоносный пласт от потерь газа в выше-
вышележащие слои, если они состоят из
пористых пород или имеют трещины.
Верх эксплуатационной колонны кре-
крепят в колонной головке.
Забои скважины имеют закрытую
и открытую конструкции. В первом
случае пространство между породами
и эксплуатационной колонной цемен-
цементируют также и в пределах продук-
продуктивного пласта. После этого в колонну
опускают специальный стреляющий
аппарат (перфоратор), пули которого
ШШ/7ШЖ//////М777/,
Рис. 2.2. Схема газовой
скважины
1— колонна кондук-
кондуктора, 2— эксплуатаци-
эксплуатационная колонна 150 мм,
3— колонна фонтанных
труб08О мм, 4— пере-
переводная катушка, 5—
коренная задвижка,
6— регулирующие шту-
штуцера, 7— башмак ко-
колонны, р„— пластовое
давление, рз— забой-
забойное давление, б — глу-
глубина вскрытия пласта,
h — мощность пласта
проходят через трубу, слой цемента и
углубляются в породы, в результате
чего осуществляется перфорация за-
забоя. Забои скважины закрытой конст-
конструкции имеют преимущественное рас-
распространение. Если породы продук-
продуктивного пласта устойчивы (например,
известняки), применяют забои откры-
открытой конструкции. В этом случае экс-
эксплуатационную колонну опускают в
кровлю продуктивного пласта и це-
цементируют, после чего бурят скважи-
п
ну в газоносном пласте на требуе-
требуемую глубину.
Внутрь эксплуатационной колонны
опускают колонну фонтанных труб,
по которой происходит движение газа
от забоя к устью скважины. Колонну
фонтанных труб крепят в трубной го-
головке, которую устанавливают на
колонной головке. В зависимости от
дебита скважины фонтанные трубы
имеют различный диаметр E0...
100 мм). Скважины, имеющие высокое
давление (более 8 МПа)-и большие
дебиты (более 500 тыс. м3/сут), ре-
рекомендуется эксплуатировать через
обсадные трубы. Если газ содержит се-
сероводород, эксплуатацию скважины
по обсадным трубам не производят
вследствие корродирующего воздейст-
воздействия газа на стенки труб. При добыче
газа, содержащего сероводород, про-
пространство между фонтанными и обсад-
обсадными трубами герметизируют в ниж-
нижней части специальным уплотнением, а
в верхней части — с помощью саль-
сальника трубной головки Добычу газа ве-
ведут по фонтанным трубам, которые в
случае коррозии заменяют новыми.
На устье газовой скважины уста-
устанавливают специальное оборудование,
которое состоит из колонной головки,
трубной головки и фонтанной армату-
арматуры. Колонная головка служит для гер-
герметизации всех колонн обсадных труб,
опущенных в скважину, и является
опорой трубной головки. Трубная
головка герметизирует кольцевое про-
пространство между последней колонной
обсадных труб и фонтанными трубами
и служит для подвески и укрепления
фонтанных труб. Боковые отводы на
трубной головке позволяют осуществ-
осуществлять необходимые операции: эксплуа-
эксплуатацию скважины по кольцевому про-
пространству между фонтанными и обсад-
обсадными трубами, нагнетание воды или
раствора при глушении скважины,
замеры давления газа в межтрубном
пространстве, отбор проб газа и пр.
На трубной головке устанавли-
устанавливают фонтанную арматуру, по отво-
отводам которой происходит эксплуатация
скважины. Фонтанная арматура бы-
бывает двух типов: крестовая и тройни-
ковая. Крестовая удобнее в эксплуа-
эксплуатации (малая высота, создание сим-
симметричной нагрузки на устье скважи-
скважины), монтировать ее проще. Тройни-
ковую устанавливают в тех случаях
когда газ имеет примеси, корродирую-
корродирующие арматуру (сероводород). Наи-
Наибольшей коррозии подвергается трой-
тройник в месте поворота сгруи газа и
перехода ее от вертикального движе-
движения к горизонтальному. Газ отбирают
через верхний отвод, а во время его
ремонта — через нижний.
Регулировать работу скважины
задвижками нельзя, так как это при-
приводит к их быстрому износу. Для соз-
создания на скважину противодавления
применяют штуцера, т. е. суженные
отверстия (диаметром 1...40 мм), на
которых дросселируется давление га-
газа. Для требуемого снижения давле-
давления подбирают штуцер необходимого
диаметра. По мере отбора газа давле-
давление падает и штуцер заменяют дру-
другим — большего диаметра. Дебит
скважины назначают максимально до-
допустимым. Он не должен превосхо-
превосходить величины, при которой возмож-
возможно разрушение забоя и, как следствие,
вынос песка, а также подтягивание
подвешенных вод. Кроме того, дебит
должен быть таким, чтобы давление
отбора газа было достаточным для
транспортирования его к головной
компрессорной станции.
Специфика эксплуатации газовых
месторождений состоит в том, что весь
добытый газ необходимо немедленно
транспортировать к объектам потреб-
потребления. Поэтому при назначении режи-
режима работы газовых скважин нужно
учитывать подготовленность потре-
потребителей к использованию газа и режим
их работы. Если вблизи городов,
потребляющих газ, есть подземное
хранилище, режим работы газовых
промыслов может не соответствовать
режиму потребления, так как избы-
избыточный газ будут направлять в хра-
хранилище.
Отдельные скважины на газовых
промыслах присоединяют газопрово-
газопроводами к коллекторам, которые закан-
заканчиваются промысловой газораспреде-
12
лительной станцией. На выкидных ли-
линиях после фонтанной арматуры уста-
устанавливают предохранительные клапа-
клапаны и манометры. Выкидные линии
соединяют с сепараторами, в которых
газ очищается от твердых и жидких
механических примесей. Из сепара-
сепаратора газ поступает в газосборный
коллектор. Количество добываемого
газа измеряют счетчиком. В месте
присоединения газоотводящей линии к
коллектору устанавливают задвиж-
задвижку, обратный клапан и отвод с зад-
задвижкой для продувки газопровода.
При прохождении через регули-
регулирующий штуцер вследствие падения
давления газ сильно охлаждается,
поэтому необходимо принимать меры
против образования гидратных и ледя-
ледяных пробок. Кристаллогидратами на-
называют соединения углеводородов с
водой, по внешнему виду напоминаю-
напоминающие лед. Для предохранения газопро-
газопровода от закупоривания в него обычно
подают метанол (метиловый спирт).
Действие метанола заключается в том,
что он образует с водяными парами
раствор, который имеет низкую темпе-
температуру замерзания и легко может
быть удален из газопровода. На
промысловой газораспределительной
станции газ вновь очищают в сепара-
сепараторах, осушают и производят его
учет. Если газ содержит сероводород,
тогда до подачи в магистральный
газопровод его очищают от сероводо-
сероводорода. Из газораспределительной стан-
станции газ поступает в головную ком-
компрессорную станцию или, если давле-
давление отбора достаточно велико, непо-
непосредственно в магистральный газопро-
газопровод.
2.3. Газы
конденсатных месторождений
Для отдельного вещества зависи-
зависимость упругости паров от температуры
имеет вид кривой AB, обращенной вы-
выпуклостью коси температур (рис. 2.3).
Кривая заканчивается критической
точкой. Сжижение газа при темпера-
г
ткрм М
Температура
Рис. 2.3. Диаграмма
давление —температу-
—температура для растворимых
смесей
туре выше критической невозможно.
Условно областью жидкого состояния
называют область, лежащую выше
кривой фазового равновесия между
осью ординат и критической изотер-
изотермой, а вся остальная область отно-
относится к области газообразного состоя-
состояния. Чем выше критическая темпера-
температура газа, тем легче он может быть
сконденсирован. Критическая темпе-
температура воздуха минус 140,7 0C, и при
обычных параметрах атмосферы (дав-
(давлении 0,1 МПа и температуре ±30 0C)
он представляет собой газ. Пропан,
который содержится во многих при-
природных газах, при обычных условиях
легко может быть сконденсирован, его
критическая температура 95,7 0C.
Наконец, вода, находящаяся при
обычных условиях в жидкой фазе,
имеет критическую температуру
374,15 0C. Сказанное выше относит-
относится к чистым жидкостям, а не к их сме-
смесям. Если жидкость представляет со-
собой смесь веществ, тогда давление
паров зависит не только от температу-
температуры, но и от состава смеси.
Зависимость давления паров от
температуры для взаимно раствори-
растворимых компонентов имеет вид петлеоб-
петлеобразной кривой LC1C2C3M (см. рис. 2.3).
Здесь точка Ci — критическая точка
смеси. Ей отвечают критическая тем-
температура смеси Гкрсм и критическое
13
давление смеси Ркрсм· Левее крити-
критической изотермы смеси находится жид-
жидкость, правее — газ (пар). Критичес-
Критическая точка не совпадает с экстремаль-
экстремальными точками кривой LC\C2CsM. B
связи с этим возникает область обрат-
обратных явлений, т. е. процессов конден-
конденсации и испарения, протекающих в
направлениях, противоположных тем,
которые имеются в обычных условиях.
Рассмотрим процесс испарения,
протекающий при постоянной темпе-
температуре t\. Выше кривой LCi, являю-
являющейся кривой кипения, находится
жидкость A00%). При понижении
давления начинается процесс испаре-
испарения, и количество жидкой фазы умень-
уменьшается. Пунктирные линии на рис. 2.3
являются кривыми постоянных отно-
отношений жидкость — пар. При пересе-
пересечении кривой конденсации С^СгСзМ
вся жидкость превращается в пар. Та-
Такой процесс является процессом нор-
нормального испарения, так как при сни-
снижении давления жидкость испаряет-
испаряется. При температуре h процесс про-
протекает следующим образом. Выше
точки ? находится пар. При сниже-
снижении давления в точке ? начинается
процесс конденсации, так как в этой
точке изотерма /г пересекает кривую
конденсации. В процессе дальнейшего
снижения давления количество кон-
конденсата возрастает и в точке п\ до-
достигает максимального значения (для
температуры /г)·
Процесс конденсации, отвечающий
участку диаграммы п—п\, называют
обратной конденсацией. Давление,
соответствующее точке п\, при кото-
котором количество конденсата является
максимальным, называют давлением
максимальной конденсации. При даль-
дальнейшем снижении давления количест-
количество конденсата уменьшается (идет про-
процесс нормального испарения), и в точ-
точке пч весь конденсат испаряется. С по-
повышением давления (при /2=const)
все процессы протекают в противо-
противоположном направлении, а в пределах
участка п—п\ происходит обратное
испарение. Таким образом, для раст-
растворимых смесей при температурах и
давлениях, превышающих критиче-
критические значения, возникает область об-
обратных конденсаций и испарения. Эта
область на рис. 2.3 заштрихована.
Здесь максимальные давления рмакс и
температура ГмаКс не совпадают с кри-
критической точкой, а лежат на кривой
конденсации.
Газы конденсатных месторождений
представляют собой смесь предель-
предельных углеводородов, основной состав-
составляющей которых является метан
(8О...94%). Содержание пентана и бо-
более тяжелых углеводородов состав-
составляет 2...5%. Однако ввиду того, что
конденсат состоит из высокомолеку-
высокомолекулярных соединений, его массовая доля
достигает 25%. Наличие в газе тяже-
тяжелых углеводородов (вплоть до фрак-
фракций керосина) является одной из отли-
отличительных особенностей газов кон-
конденсатных месторождений. Разгонкой
конденсата можно получить товарные
продукты.
Газоконденсатные месторождения
образовались в результате процесса,
обратного испарения конденсата, про-
протекающего при высоких давлениях и
температурах (в надкритической об-
области), поэтому они располагаются
на больших глубинах, где господст-
господствуют высокие давления. Если отбирать
газ из такого месторождения при ре-
режиме истощения, то с падением пла-
пластового давления происходит конден-
конденсация тяжелых углеводородов в самом
пласте (обратная конденсация). При
этом сконденсировавшаяся часть газа
оказывается потерянной для добычи,
так как остается адсорбированной в
порах газоносного пласта. Количест-
Количество конденсата, выделяющегося из га-
газа, доходит до 300 см3 на 1 м3 газооб-
газообразного топлива.
Одна из особенностей разработки
газоконденсатного месторождения
состоит в том, что процесс переработки
газа осуществляют на самом промыс-
промысле, т. е. добычу и переработку газа
физическими методами объединяют
в один процесс. Другой отличительной
чертой является высокое давление, из-
за чего необходимо применять спе-
специальную дорогостоящую аппаратуру
и трубопроводы. Кроме того, обслу-
14
живать оборудование должен высоко-
квалифицированный персонал.
Существуют два метода эксплуа-
эксплуатации газоконденсатных месторожде-
месторождений: с поддержанием пластового дав-
давления нагнетанием в пласт рабочего
агента (замкнутый цикл) и без поддер-
поддержания давления (разомкнутый цикл).
Основными факторами, определяю-
определяющими выбор метода эксплуатации га-
газоконденсатных месторождений, явля-
являются: величина промышленных запа-
запасов газа в месторождении; количество
конденсата, который выделяется из га-
газа при снижении давления, и его
состав; режим пласта, однородность
пласта по пористости, проницаемости
и т. д.
Нагнетание рабочего агента в
пласт применяют при достаточных
промышленных запасах газа и таком
содержании конденсата, при котором
капитальные вложения в добычу и
переработку газа будут оправданы
получаемым конденсатом. При неодно-
неоднородных коллекторах и недостаточных
запасах газа поддержание пластового
давления может оказаться экономи-
экономически не обоснованным. Тогда экс-
эксплуатацию осуществляют по разомк-
разомкнутому циклу, т. е. при режиме исто-
истощения. В качестве рабочего агента
для нагнетания в пласт служит сухой
газ (при соответствующих условиях
воздух или вода).
Недостатком такого способа добы-
добычи является то, что сухой газ сразу
не может быть использован для по-
потребления. Его используют только
лишь после добычи из месторождения
всего конденсата. Преимущество же
состоит в том, что на нагнетание
газа затрачивают меньше энергии, чем
на воздух, так как давление газа
снижают только до давления макси-
максимальной конденсации, которое состав-
составляет примерно половину давления в
пласте.
При эксплуатации газоконденсат-
ного месторождения по первому мето-
методу газ из залежи отбирают через
эксплуатационные скважины, а рабо-
рабочий агент закачивают в пласт через
нагнетательные скважины. Сухой газ
нагнетают в верхнюю часть залежи.
Обладая меньшей плотностью по срав-
сравнению с сырым газом, он не перемеши-
перемешивается с ним и в процессе нагне-
нагнетания вытесняет последний. При экс-
эксплуатации месторождения по разомк-
разомкнутому циклу от добываемого газа от-
отделяют конденсат при давлении мак-
максимальной конденсации, после чего
сухой газ направляют к потреби-
потребителю.
2.4. Обработка природного газа
Осушка газа. Содержание влаги в
газе при его транспортировании часто
вызывает серьезные эксплуатацион-
эксплуатационные затруднения. При определенных
внешних условиях (температуре и
давлении) влага может конденсиро-
конденсироваться, образовывать ледяные пробки
и кристаллогидраты, а в присутствии
сероводорода и кислорода вызывать
коррозию трубопроводов и оборудо-
оборудования. Во избежание перечисленных
затруднений газ осушают, снижая тем-
температуру точки росы на 5...7 0C ни-
ниже рабочей температуры в газопро-
газопроводе.
При транспортировании осушенно-
осушенного газа трубопровод можно проклады-
прокладывать на меньшую глубину, что умень-
уменьшает капиталовложения. Наибольшие
трудности при транспортировании га-
газов по магистральным газопроводам
возникают при образовании кристал-
кристаллогидратов. Многие газы (метан, этан,
пропан, бутан, углекислый газ и серо-
сероводород), насыщенные влагой, при
определенных значениях температуры
и давления образуют с водой (в жид-
жидкой фазе) соединения, называемые
кристаллогидратами. Если влага уда-
удалена из газа и газ оказывается не-
ненасыщенным, кристаллогидраты не
образуются.
Внешне кристаллогидраты похожи
на белую снегообразную кристалли-
кристаллическую массу, а при уплотнении на-
напоминают лед. Это неустойчивые сое-
соединения, которые при определенных
условиях сравнительно легко разла-
разлагаются на составные части. Состав
15
« 3
I?
??
-U
у*—
/
'/у
J-
/
/J
//
V/
?
—-^
/J
JJ
J у
/
/
J
У
2Z/
f / I
//~
W
О 5 10 IS 20 25
Температура, 0C
Рис. 2.4. Кривые рав-
равновесного состояния
гидратов метана и при-
природных газов в зависи-
зависимости от температуры и
давления
/— метан, 2— природ-
природный газ с относитель
ной плотностью 0,6, 3 -
природный газ с отно
сительной плотностью
0,7, 4— природный газ
с относительной плот
ностью 0,8
кристаллогидратов углеводородов
следующий: СНЦ-бНгО или CH4-
-7H2O; C2H6-TH2O; C3H8-18H2O.
Природный газ и вода представляют
собой многокомпонентную систему
которая дает смешанные кристалло-
кристаллогидраты. Они устойчивее гидратов
индивидуальных углеводородов. На
рис. 2.4 показаны кривые образования
гидратов метана и природных газов в
зависимости от температуры и давле-
давления. Сами кривые дают условия рав-
равновесного состояния гидратов. При
таком изменении температуры и дав-
давления газа, когда точка, отвечающая
состоянию газа, расположится выше и
левее кривой, будет идти процесс
образования гидрата. Ниже и правее
кривой находится область разложения
гидратов.
Для осушки газа применяют спосо
бы абсорбционные, ? е. поглощение
водяных паров жидкостями, адсорб-
адсорбционные, т. е. поглощение водяных
паров твердыми сорбентами, и физи-
физические — простое охлаждение или ох-
охлаждение с последующей абсорб-
16
Рис 2.5. Капельный
одоризатор
/— резервуар, 2—
жидкостномерное стек
ло, 3— штуцер с кра
ном для наполнения ре-
резервуара одорантом,
4— трубка для вырав
нивания давлений, 5 —
игольчатый регулиро
вочный вентиль, 6 —
стекло для контроля
расхода одоранта, 7—
спускной штуцер с кра-
краном, 8— вентили
цией. Широкое распространение по-
получил абсорбционный способ осушки
газа диэтиленгликолем и триэтилен-
гликолем, водные растворы которых
обладают высокой влагоемкостью, не-
нетоксичны, не вызывают коррозии ме-
металла и достаточно стабильны.
Очистка газа от сероводорода и
углекислого газа. В горючих газах
используемых для газоснабжения
городов, содержание сероводорода не
должно превышать 2 г на 100 м3
газа. Содержание углекислого газа
нормы не лимитируют, однако по тех-
технико-экономическим соображениям в
транспортируемом газе оно не должно
превышать 2%.
Существуют сухие и мокрые мето-
методы очистки газа от H2S. Сухие методы
очистки газа основаны на применении
твердых поглотителей (гидрата окиси
железа, содержащегося в болотной
руде, и активированного угля). При
мокрых методах очистки газа ис-
используют жидкие поглотители. Для
удаления из транспортируемого газа
CO2 применяют Промывку газа водой
под давлением. Для очистки от H2S
природных газов и газов, полученных
на нефтеперерабатывающих заводах,
широкое распространение получил
этаноламиновый способ. При очистке
газа от H2S моноэтаноламином улав-
улавливается и СОг. Содержание H2S
после очистки не превышает требуемой
нормы. Аминосоединения — слабые
основания. При взаимодействии с
сероводородом и углекислым газом
они образуют нестойкие вещества, ко-
которые легко разлагаются при относи-
относительно невысокой температуре, поэто-
поэтому поглощение сероводорода про-
происходит при 15...25 0C, а раствор реге-
регенерирует при 120. 125 0C.
Одоризация газа. Природный газ
не имеет запаха. Поэтому для своевре-
своевременного выявления утечек газа ему
придают запах — газ одорируют. В
качестве одоранта применяют этил-
меркаптан (C2H5SH). По токсичности
качественно и количественно он иден-
идентичен сероводороду, имеет резкий не-
неприятный запах. Количество вводимо-
вводимого в газ одоранта определяют таким
образом, чтобы при концентрации в
воздухе газа, не превышающей 4Д
нижнего предела взрываемости, ощу-
ощущался резкий запах одоранта. На
практике средняя норма расхода
этилмеркаптана для одоризации при-
природного газа, поступающего в город-
городские сети, установлена 16 г на
1000 м3 газа при 0 0C и давлении
101,3 кПа.
Наибольшее распространение по-
получили капельные и барботажные одо-
ризаторы (рис. 2.5). Первые просты по
конструкции, но их недостатком яв-
является ручное регулирование спуска
одоранта. В барботажных одориза-
торах одорант испаряется при барбо-
таже через него газа в специальных
камерах. В этом случае целесообразно
пропускать через одоризатор только
часть газа и после насыщения парами
одоранта подмешивать эту часть к ос-
основному потоку газа, идущему по газо-
газопроводу. Барботажные одоризаторы
выпускаются автоматизированными и
имеют преимущественное распростра-
распространение.
Глава 3.
Транспортирование газа на большие расстояния.
Хранение газа
3.1. Схема
магистрального газопровода
Принципиальная схема газотранс-
газотранспортной системы показана на рис. 3.1.
Газ из скважины поступает в сепара-
сепараторы, где от него отделяются твердые
и жидкие механические примеси. Да-
Далее по промысловым газопроводам газ
поступает в коллекторы и в промысло-
промысловые газораспределительные станции
(ПГРС). Здесь газ вновь очищают
в масляных пылеуловителях, осушают,
одорируют и снижают давление газа
до расчетного значения, принятого в
магистральном газопроводе. В началь-
начальный период эксплуатации пластовое
давление бывает достаточное. Голов-
Головную компрессорную станцию строят
только после снижения давления в
17
~ 150 км
/7/7
Рис. 3.1. Принципиаль-
Принципиальная схема газотранс-
газотранспортной системы
Ck — скважины, Сеп—
сепараторы, ПГ — про-
промысловые газопроводы,
ПГРС — промысловая
газораспределительная
станция, МГ — магист
ральный газопровод,
ПКС — промежуточ
ная компрессорная
станция, ЛЗА — линей
ная запорная армату-
арматура, ГРС — газораспре
делительная станция,
ПХ — подземное хра
нилице газа, ПП —
промежуточный потре
битель
пласте. Промежуточные компрес-
компрессорные станции располагают пример-
примерно через 150 км. Для возможности
проведения ремонтов предусматрива-
предусматривают линейную запорную арматуру, ко-
которую устанавливают не реже чем че-
через 25 км. Для надежности газоснаб-
газоснабжения и возможности транспортиро-
транспортировать большие потоки газа современные
магистральные газопроводы выпол-
выполняют в две или несколько ниток.
Газопровод заканчивается газорас-
газораспределительной станцией (или не-
несколькими ГРС), которая подает газ
крупному городу или промышленному
узлу. По пути газопровод имеет отво-
отводы, по которым газ поступает к ГРС
промежуточных потребителей (горо-
(городов, населенных пунктов и промыш-
промышленных объектов).
Система магистрального транспор-
транспортирования газа от промыслов до пот-
потребителей является достаточно жест-
жесткой, так как ее аккумулирующая
способность невелика и может лишь
частично покрыть внутрисуточную не-
неравномерность потребления. Для по-
покрытия сезонной неравномерности
используют подземные хранилища и
специально подобранные потребители-
регуляторы, которые в зимний период
работают на другом виде топлива
(газомазутные или пылегазовые
электростанции).
Газопроводы строят диаметром до
1420 мм. Использование труб больших
диамеров повышает экономичность
газотранспортной системы. Газопро-
Газопроводы рассчитывают на максимальное
давление в 7,5 МПа, которое имеет
место после компрессорных станций.
По мере движения газа его давление
уменьшается, так как потенциальная
энергия расходуется на преодоление
гидравлических сопротивлений. Перед
компрессорными станциями давле-
давление снижается до 3...4 МПа. Мощность
применяемых газоперекачивающих
агрегатов 8. .10 тыс. кВт.
Для транспортирования большого
количества газа необходимо увеличить
пропускную способность газопрово-
газопроводов. В связи с этим новые магистраль-
магистральные газопроводы проектируют на дав-
давление 7,5 МПа (вместо 5,5 МПа).
Научно-исследовательские и проект-
проектные организации работают над созда-
созданием газопроводов из металлов улуч-
улучшенных прочностных характеристик и
18
рассчитанных на давление 10 и
12 МПа, разрабатывают газотурбин-
газотурбинные установки для компрессорных
станций мощностью 25...75 тыс. кВт,
работают над проблемой транспорти-
транспортирования охлажденного и сжиженного
природного газа.
Магистральные газопроводы вы-
выполняют из стальных труб, соединяе-
соединяемых сваркой. Трубы изготовляют из
высококачественных углеродистых
и легированных сталей. Оптимальный
диаметр газопровода и число компрес-
компрессорных станций определяют технико-
экономическим расчетом. Пропускную
способность газопровода (млн. м3/
/сут) рассчитывают исходя из его го-
годовой производительности:
<7=Q/365 K3,
где Q — производительность газопровода в
млн. м3/год; K3 — среднегодовой коэффициент
загрузки газопровода, обычно принимаемый
для магистральных газопроводов, равным 0,85,
а для ответвлений от магистральных газо-
газопроводов 0,75.
3.2. Хранилища газа
Необходимость хранения газа воз-
возникает в результате неравномерности
его потребления. В летний период,
когда подача газа в город превосходит
его потребление, излишки газа необ-
необходимо направлять в газохранили-
газохранилище с тем, чтобы зимой аккумулиро-
аккумулированный газ можно было подавать в
город. Для хранения газа используют
подземные хранилища.
Для покрытия часовой неравно-
неравномерности потребления газа широко
используют аккумулирующую емкость
последнего участка магистрального
газопровода. Работа последнего уча-
участка газопровода существенно от-
отличается от работы других участков,
так как носит резко выраженный
нестационарный характер. Количе-
Количество газа, поступившего в последний
участок магистрального газопрово-
газопровода, не подвержено резким колеба-
колебаниям, а отбор газа значительно из-
изменяется, так как зависит от режима
его потребления в городе. В ночное
время наблюдается провал потребле-
потребления. В результате из газопровода от-
отбирается меньшее количество газа,
чем его поступает. Количество газа,
находящегося в последнем участке га-
газопровода, увеличивается, и давление
в нем растет. В периоды повышенного
потребления и пиковых нагрузок, ког-
когда отбор газа оказывается больше по-
поступления, используют аккумулиро-
аккумулированный газ. Газгольдерные станции,
служащие для выравнивания часовой
неравномерности потребления газа, в
настоящее время не строят из-за
их высокой стоимости и большой ме-
металлоемкости.
Для выравнивания сезонной нерав-
неравномерности служат подземные храни-
хранилища газа. В качестве подземных
хранилищ используют истощенные га-
газовые и нефтяные месторождения.
Если вблизи центров потребления
газа такие месторождения отсутст-
отсутствуют, то хранилища сооружают в
подземных водоносных пластах. Под-
Подземное хранение газа получило в
мировой практике большое распро-
распространение. В Советском Союзе в
настоящее время проводят большие
работы по созданию подземных газо-
газохранилищ. Первое подземное газохра-
газохранилище в нашей стране было создано
в истощенной газовой залежи около
Бугуруслана. Построены и строят
газохранилища вблизи Москвы, Ле-
Ленинграда, Минска, Киева, Ташкента и
других городов. Подземное хранение
значительно дешевле других способов
хранения газа.
В качестве подземных хранилищ
используют пласты пористых по-
пород. Хорошим коллектором является
пласт, имеющий пористость не менее
15%. Во избежание потерь газа выб-
выбранный коллектор должен быть герме-
герметичным. Наибольшее значение имеют
плотность и прочность кровли пласта.
Кровля, состоящая из плотных плас-
пластичных глин или крепких известняков
и доломитов без трещин толщиной
5... 15 м, обеспечивает должную герме-
герметичность, предотвращая утечку газа.
Снизу на газ оказывает давление вода.
Для облегчения закачки газа и его
19
извлечения коллектор хранилища дол-
должен иметь достаточную проницае-
проницаемость.
Рабочая вместимость газохрани-
газохранилища определяется верхним и нижним
пределами допустимых давлений.
Максимально допустимое давление в
подземном газохранилище зависит
от глубины залегания пласта, плот-
плотности и прочности кровли и пород над
хранилищем, геологических харак-
характеристик пласта и характеристик обо-
оборудования газохранилища. После из-
извлечения газа из хранилища в нем ос-
остается определенный объем газа, кото-
который называется буферным, или поду-
подушечным. Он создает минимально необ-
необходимое давление, обеспечивающее
экономичную работу хранилища.
Для создания подземных газохра-
газохранилищ в пластах водонапорных систем
используют купола или антиклинали,
т. е. складки, которые имеют пониже-
понижение слоев во всех направлениях от
свода. Пласты должны быть герметич-
герметичными. Газ закачивают в центральную
часть купола, он вытесняет воду в
специально пробуренные разгрузоч-
разгрузочные скважины, которые располагают в
виде кольцевой батареи. При создании
хранилищ целесообразно использо-
использовать упругие свойства жидкостей и
горных пород. В этом случае газ зака-
закачивают в центральные скважины, а
воду оттесняют вниз по падению
пласта
Раздел II
Распределительные системы
газоснабжения
Глава 4
Городские системы газоснабжения
4.1. Схема городских систем
газоснабжения
Современные городские распреде-
распределительные системы представляют со-
собой сложный комплекс сооружений,
состоящий нз следующих основных
элементов: газовых сетей низкого,
среднего и высокого давления, газо-
газораспределительных станций, газорегу-
ляторных пунктов и установок. В ука-
указанных станциях и установках давле-
давление газа снижают до необходимой
величины и автоматически поддержи-
поддерживают постоянным. Они имеют автома-
автоматические предохранительные устрой-
устройства, которые исключают возможность
повышения давления газа в сетях
сверх нормы. Для управления и экс-
эксплуатации этой системы имеется спе-
специальная служба с соответствующими
средствами, обеспечивающими воз-
возможность осуществлять бесперебой-
бесперебойное газоснабжение.
Проекты газоснабжения областей,
городов, поселков разрабатывают на
основе схем перспективных потоков
газа, схем развития и размещения от-
отраслей народного хозяйства и проек-
проектов районных планировок, генераль-
генеральных планов городов с учетом их разви-
развития на перспективу. Система газо-
газоснабжения должна обеспечивать бес-
бесперебойную подачу газа потребите-
потребителям, быть безопасной в эксплуатации,
простой и удобной в обслуживании,
должна предусматривать возможность
отключения отдельных ее элементов
или участков газопроводов для про-
производства ремонтных и аварийных ра-
работ. Сооружения, оборудование и
узлы в системе газоснабжения сле-
следует применять однотипные. Принятый
вариант системы должен иметь макси-
максимальною экономическую эффектив-
эффективность и предусматривать строитель-
строительство и ввод в эксплуатацию системы
газоснабжения по частям
В настоящее время почти все го-
города Советского Союза газифициро-
газифицированы, поэтому основной задачей при
проектировании системы газоснабже-
газоснабжения города встает ее реконструкция и
развитие, соответственно развитию
города и его промышленности. При
решении этой задачи прежде всего
необходимо выявить новую газовую
нагрузку на перспективу в зависи-
зависимости от схемы реконструкции город-
городской застройки, принятых решений по
их теплоснабжению, горячему водо-
водоснабжению и степени бытового обслу-
обслуживания. После расчета новых нагру-
нагрузок выявляются газопроводы, которые
сохраняются в новой сети, проекти-
проектируется новая сеть и определяются диа-
диаметры газопроводов. Здесь следует
отметить, что с развитием города ра-
растет его система газоснабжения и к
ней предъявляются более высокие
требования по надежности функциони-
функционирования, поэтому сети должны быть
запроектированы со структурными
и транспортными резервами, которые
необходимо проверить расчетом
Основным элементом городских
систем газоснабжения являются газо-
газопроводы, которые классифииируют по
21
давлению газа и назначению. В зави-
зависимости от максимального давления
газа городские газопроводы разде-
разделяют на следующие группы:
1) газопроводы низкого давления
с давлением газа до 5 кПа E00 мм
вод. ст. избыточных);
2) газопроводы среднего давления
с давлением от 5 кПа до 0,3 МПа
(до 3 кгс/см2 избыточных);
3) газопроводы высокого давления
II категории с давлением от 0,3 до 0,6
МПа (от 3 до 6 кгс/см2 избыточных);
4) газопроводы высокого давления
I категории для природного газа и
газовоздушных смесей от 0,6 до
1,2 МПа (от 6 до 12 кгс/см2 избыточ-
избыточных), для сжиженных углеводород-
углеводородных газов до 1,6 МПа (до 16 кгс/см2
избыточных).
Газопроводы низкого давления
служат для транспортирования газа в
жилые, общественные здания и пред-
предприятия бытового обслуживания. В
газопроводах жилых зданий разре-
разрешается давление до 3 кПа; в газопро-
газопроводах предприятий бытового обслу-
обслуживания непроизводственного харак-
характера и общественных зданий — до
5 кПа.
Газопроводы среднего и высокого
(II категории) давления служат для
питания городских распределитель-
распределительных сетей низкого и среднего дав-
давления через газорегуляторные пункты
(ГРП). Они также подают газ через
ГРП и местные газорегуляторные ус-
установки (ГРУ) в газопроводы про-
промышленных и коммунальных пред-
предприятий. По действующим нормам
максимальное давление для промыш-
промышленных предприятий, а также распо-
расположенных в отдельно стоящих зданиях
отопительных и производственных ко-
котельных, коммунальных и сельскохо-
сельскохозяйственных предприятий допускается
до 0,6 МПа. Для предприятий быто-
бытового обслуживания производственного
характера, пристроенных к производ-
производственным зданиям, давление газа до-
допускается до 0,3 МПа.
Городские газопроводы высокого
(I категории) давления являются ос-
основными артериями, питающими
крупный город, их выполняют в виде
кольца, полукольца или в виде
лучей. По ним газ подают через ГРП
в сети среднего и высокого давления,
а также промышленным предприя-
предприятиям, технологические процессы кото-
которых нуждаются в газе давлением свы-
свыше 0,6 МПа.
Промышленные предприятия мож-
можно присоединять непосредственно к
городским сетям высокого и среднего
давления без головного ГРП на вводе,
если это обосновано техническими
соображениями и подтверждено тех-
нико-зкономическим расчетом. Пита-
Питание газом жилых и общественных
зданий, а также предприятий бытово-
бытового обслуживания непроизводственного
характера от сетей среднего и высоко-
высокого давления осуществляют только
через ГРП.
Связь между газопроводами раз-
различного давления также осуществля-
осуществляется только через ГРП.
Современные схемы городских си-
систем газоснабжения имеют ярко выра-
выраженную иерархичность в построении,
которая увязывается с приведенной
выше классификацией газопроводов
по давлению. Верхний иерархический
уровень составляют газопроводы вы-
высокого давления. Они составляют
главный костяк городской газовой
сети. Сеть высокого давления должна
быть резервированная, лишь для не-
небольших систем можно ограничиться
тупиковыми схемами. Резервируют се-
сети кольцеванием или дублированием с
обязательной проверкой пропускной
способности при наиболее напряжен-
напряженных гидравлических режимах. Сеть
высокого давления гидравлически сое-
соединяется с остальной частью системы
через регуляторы давления, оснащен-
оснащенные предохранительными устройства-
устройствами, предотвращающими повышение
давления после регуляторов. Таким
образом, вся система разделяется на
несколько иерархических уровней, на
каждом уровне автоматически под-
поддерживается максимально допусти-
допустимое давление газа. С переходом на бо-
более низкий иерархический уровень
давление газа снижается (дросселиру-
22
ется) на клапанах регуляторов, кото-
которые поддерживают давление после се-
себя постоянным, но более сниженным
соответственно нормам.
По числу ступеней давления, при-
применяемых в газовых сетях, системы га-
газоснабжения подразделяют на: 1)
двухступенчатые, состоящие из сетей
низкого и среднего или низкого и
высокого (до 0,6 МПа) давления;
2) трехступенчатые, включающие га-
газопроводы низкого, среднего и высоко-
высокого (до 0,6 МПа) давления; 3) много-
многоступенчатые, в которых газ подается
по газопроводам низкого, среднего и
высокого (до 0,6 и 1,2 МПа) давления.
Помимо основного обстоятельства —
необходимости иерархии в построении
схемы — совместное применение не-
нескольких ступеней давления газа в
городах объясняется следующими
причинами:
1) в городе имеются потребители,
которые требуют различных давлений.
Так, в жилых и общественных зда-
зданиях, у предприятий бытового обслу-
обслуживания непроизводственного харак-
характера разрешают только низкое давле-
давление газа, а многим промышленным
предприятиям необходимо среднее или
высокое давление;
2) необходимость в среднем или
высоком давлении возникает также
вследствие значительной протяжен-
протяженности городских газопроводов, несу-
несущих большие нагрузки;
3) в центральных районах городов
со старой застройкой ширина улиц
и проездов небольшая и прокладка
газопроводов высокого давления мо-
может оказаться неосуществимой. Кро-
Кроме того, при высокой плотности насе-
населения из условий безопасности и удоб-
удобства эксплуатации прокладка газопро-
газопроводов высокого давления нежела-
нежелательна;
4) шкафные газорегуляторные
пункты, располагаемые на стенах об-
общественных зданий непроизводствен-
непроизводственного характера и на стенах жилых
зданий, разрешается присоединять к
газопроводам с давлением до 0,3 МПа,
т. е. к газопроводам среднего давле-
давления;
5) наличие нескольких ступеней
давлений газа объясняется еще тем,
что системы газоснабжения больших
городов строили, расширяли и рекон-
реконструировали в течение многих лет,
и газопроводы в центральной части
города были запроектированы на
меньшие давления, чем те, которые
разрешают в настоящее время.
Провести строгую классификацию
городских газопроводов по назначе-
назначению представляется задачей доста-
достаточно сложной, ибо структура и
построение сетей в основном опреде-
определяются иерархическими уровнями.
Вместе с тем городские газопроводы
можно разделить на следующие три
группы:
1) распределительные газопрово-
газопроводы, по которым газ транспортируют по
снабжаемой газом территории и по-
подают его промышленным потребите-
потребителям, коммунальным предприятиям и в
районы жилых домов. Распредели-
Распределительные газопроводы бывают высоко-
высокого, среднего и низкого давления, коль-
кольцевые и тупиковые, а их конфигурация
зависит от характера планировки го-
города;
2) абонентские ответвления, по-
подающие газ от распределительных
сетей к отдельным потребителям;
3) внутридомовые газопроводы,
транспортирующие газ внутри здания
и распределяющие его по отдельным
газовым приборам.
Основные городские распредели-
распределительные газопроводы высокого и сред-
среднего давления проектируют как еди-
единую сеть, подающую газ промышлен-
промышленным предприятиям, отопительным
котельным, коммунальным потребите-
потребителям и в сетевые ГРП. Проектирование
единой сети экономически выгоднее,
чем прокладка раздельной, что объяс-
объясняется большей стоимостью прокладки
параллельных газопроводов, чем од-
одного газопровода, несущего ту же на-
нагрузку. Кроме того, коммунальная и
бытовая нагрузки являются относи-
относительно небольшими по сравнению с
промышленной, и включение их в об-
общий поток газа приводит лишь к не-
небольшому увеличению стоимости сети.
23
Так, только для малых городов потреб-
потребление газа на коммунально-бытовые
нужды составляет примерно 40% об-
общего годового расхода, а для средних,
больших и крупных городов оно не
превосходит 15...20% общего годового
расхода.
Оценочные расчеты для малых го-
городов дают увеличение стоимости
сети, запроектированной для про-
промышленных предприятий и ком-
коммунально-бытового сектора по срав-
сравнению со стоимостью сети только для
промышленных предприятий на 21 %, а
при раздельной прокладке увеличение
стоимости будет 86%, что в 4 раза пре-
превосходит увеличение стоимости сети
высокого давления при пропуске через
нее коммунально-бытовой нагрузки.
Для средних, больших и крупных горо-
городов увеличение стоимости промыш-
промышленной сети при использовании ее для
газоснабжения селитебной территории
составит 9%, а при раздельной про-
прокладке — 59%.
Приведенные данные показывают
экономическую эффективность проек-
проектирования единой распределительной
сети высокого и среднего давления.
Даже при выделении промышленной
зоны часто целесообразно ее газопро-
газопроводы соединять с городской сетью вы-
высокого давления, что существенно по-
повышает надежность сети и незначи-
незначительно увеличивает ее стоимость.
Только для крупных промышленных
объектов и электростанций может ока-
оказаться целесообразным проектировать
специальные газопроводы.
На выбор системы газоснабжения
города оказывает влияние ряд факто-
факторов, основные из которых: размеры
города, особенности его планировки и
застройки, плотность населения; число
и характер промышленных потребите-
потребителей и электростанций; наличие боль-
больших естественных или искусственных
препятствий для прокладки газопро-
газопроводов (рек, озер, железнодорожных
узлов и пр.); перспективный план раз-
развития города. При проектировании си-
системы газоснабжения разрабатывают
ряд вариантов и производят их техни-
технико-экономические сравнения Для
строительства применяют наивыгод-
наивыгоднейший вариант.
Для средних и небольших городов
обычно принимают двухступенчатую
систему с газопроводами высокого
(до 0,6 МПа) и низкого давления.
Если в центральной части города про-
проложить газопроводы высокого давле-
давления оказывается невозможным, при-
применяют трехступенчатую систему: вы-
высокое (до 0,6 МПа), среднее и низкое
давление. В этом случае высокое
давление заменяют средним только
частично: в центральной, наиболее
плотно застроенной и населенной
части города. Выбор того или иного
варианта определяют технико-эконо-
технико-экономическим расчетом.
Многоступенчатые системы газо-
газоснабжения с газопроводами давле-
давлением более 0,6 МПа применяют толь-
только в крупных городах и областных
системах. Для крупных и средних го-
городов сети проектируют кольцевыми,
а для мелких городов как высокая
ступень давления, так и низкая может
быть запроектирована тупиковой.
.Диаметры распределительных газо-
газопроводов обычно изменяются в преде-
пределах 50...400 мм.
Газорегуляторные пункты рас-
располагают в отдельно стоящих зданиях
с отоплением и вентиляцией, их удоб-
удобно эксплуатировать и проводить ре-
ремонтные работы. Разработанные газо-
газорегуляторные пункты, располагаемые
в специальных отапливаемых шкафах
(ШРП), экономичнее стационарных
ГРП старого типа. Но для эффектив-
эффективной эксплуатации ШРП необходима
организация блочного ремонта с быст-
быстрой заменой отказавшего агрегата при
любых, неблагоприятных атмосфер-
атмосферных условиях. Но максимальное ис-
использование ШРП всегда дает эконо-
экономический эффект, естественно, при
правильно организованной их эксплу-
эксплуатации. Число ГРП определяют техни-
технико-экономическим расчетом. Газоре-
Газорегуляторные пункты располагают в
центрах зон, которые они питают.
Трассы газопровода проектируют
с учетом транспортирования потреби-
потребителям газа кратчайшим путем, т. е.
24
из условия минимальной протяжен-
протяженности сети. Точки встречи потоков газа
назначают на границе зон соседних
ГРП. Сети низкого давления состоят
из кольцевых и тупиковых газопро-
газопроводов и абонентских ответвлений.
Основные газопроводы проектируют
при разработке технического проекта,
а ответвления—при рабочем проекти-
проектировании. Плотность основных газо-
газопроводов принимают такой, чтобы
длина абонентских ответвлений до
вводов в здания была 50... 100 м.
В городах и поселках, имеющих
большую разность геодезических от-
отметок, т. е. расположенных в хол-
холмистой и гористой местностях, при рас-
расположении ГРП и трассировке газо-
газопроводов необходимо учитывать
гидростатическое давление. Если ис-
используемый газ легче воздуха, ГРП и
основные линии распределительных
газопроводов следует прокладывать
по проездам с наименьшими геоде-
геодезическими отметками. Жилые и об-
общественные здания, коммунально-бы-
коммунально-бытовые потребители, а также мелкие
предприятия непосредственно при-
присоединяют к распределительным се-
сетям. Поэтому на вводах газопроводов
в зданиях устанавливают только от-
отключающие устройства.
В,зависимости от характера плани-
планировки жилых массивов и плотности
населения сети низкого давления вы-
выполняют из газопроводов, проклады-
прокладываемых по проездам и улицам в виде
сплошных кольцевых сетей, или из
газопроводов, прокладываемых пре-
преимущественно внутри кварталов с за-
закольцованными только основными ли-
линиями. Первая схема характерна для
райнов города со старой планировкой,
когда кварталы имеют сплошную за-
застройку по периметру и состоят из
отдельных замкнутых владений. В
этом случае газопроводы проклады-
прокладывают по каждой улице, переулку и
проезду; пересекаясь между собой
они образуют кольца. От уличных
газопроводов в каждое владение идут
вводы.
Вторая схема свойственна городс-
городским районам с новой планировкой.
Жилые здания располагают равно-
равномерно по всей площади микрорайо-
микрорайонов с соблюдением необходимых раз-
разрывов, а отдельные микрорайоны груп-
группируют в жилые массивы. При такой
планировке газопроводы проклады-
прокладывают внутри микрорайонов. В боль-
большинстве случаев их проектируют тупи-
тупиковыми, разветвленными. Закольцо-
Закольцовывают только основные линии так,
чтобы получить единую сеть с несколь-
несколькими точками питания, число которых
равно числу ГРП.
Для возможности отключения се-
сетей низкого давления отдельных мик-
микрорайонов при производстве ремонт-
ремонтных работ на газопроводах устанав-
устанавливают отключающие устройства. На
газопроводах среднего и высокого
давления отключающие устройства
устанавливают так, чтобы можно было
выключить из работы отдельные участ-
участки. Отключающие устройства устанав-
устанавливают перед отдельными жилыми,
общественными и производственными
зданиями, наружными газопотребляю-
газопотребляющими установками и ГРП, на пересе-
пересечениях водных преград, железнодо-
железнодорожных и автомобильных магистра-
магистралей. Число отключающих устройств
должно быть строго обоснованным
и минимально необходимым для воз-
возможности оперативного управления
распределительной системой при про-
производстве ремонтных работ, реконст-
реконструкциях, а также при необходимости
аварийного отключения отдельных га-
газопроводов. Каждое отключающее
устройство характеризуется опреде-
определенной вероятностью отказа в работе,
что снижает надежность системы, но
их наличие позволяет в аварийных
ситуациях отключать меньше потре-
потребителей, что повышает надежность.
Принципиальная схема распре-
распределительной системы газоснабжения
крупного города показана на рис. 4.1.
Из магистральных газопроводов (МГ)
газ через ГРС поступает в городские
сети. Крупные города имеют несколько
точек питания и несколько ГРС, что
повышает надежность системы газо-
газоснабжения. Оптимальное число ГРС
определяют технико-экономическим
25
?
свдA,2мпа)
Свд {0,6 МПа)
мг
Рис. 4.1. Многоступен-
Многоступенчатая система газо-
газоснабжения крупного го-
города
СВД — сеть высокого
давления, СНД — сеть
низкого давления, ПП—
промышленные пред-
предприятия
расчетом. Из ГРС в основное город-
городское кольцо газ поступает по несколь-
нескольким ниткам. Система газоснабжения
многоступенчатая. Газ последователь-
последовательно проходит по газопроводам высокого
давления, поток газа дросселируется
клапанами регуляторов, его давление
снижается и он поступает в газо-
газопроводы более низкой ступени давле-
давления. На рис. 4.1 показана система
газоснабжения, состоящая из трех
ступеней давления, запроектирован-
запроектированная из газопроводов высокого давле-
давления, допускающих давление величи-
величиной 1,2 МПа, газопроводов высокого
давления, допускающих 0,6 МПа, и га-
газопроводов низкого давления —
до 3 кПа.
На схеме для большей наглядности
газопроводы расположены последо-
последовательно, в действительности по одним
и тем же улицам и проездам парал-
параллельно могут проходить газопроводы
высокого и низкого давления или
среднего и низкого давления. Это
вызвано тем, что сети низкого дав-
давления охватывают всю селитебную
территорию, является протяженными
и для сокращения расхода металла их
питают в нескольких точках через
ГРП, а газ к ГРП поступает по газо-
газопроводам высокого или среднего дав-
давления. Чем глубже расположен ГРП,
тем длиннее будет параллельная
прокладка газопроводов. Необходи-
Необходимость в параллельной прокладке воз-
возникает также в тех случаях, когда в
жилых районах имеются отопительные
котельные (преимущественно домовые
и квартальные) и промышленные
предприятия. Это в основном отно-
относится к городским районам старой
застройки. Жилые кварталы и микро-
микрорайоны новой застройки не имеют про-
промышленных предприятий, а их тепло-
теплоснабжение осуществляют от ТЭЦ или
от крупны районных котельных, что
сводит к минимуму параллельные
прокладки газопроводов.
Подавляющее большинство про-
промышленных предприятий можно при-
присоединять к газопроводам как сред-
среднего, так и высокого давления, что
исключает необходимость параллель-
параллельной прокладки по улицам и проездам
газопроводов высокого и среднего дав-
давления. Если в части города возмож-
возможна прокладка газопроводов только
среднего давления или она желатель-
желательна из-за большого числа шкафных
ГРП или комбинированных регулято-
регуляторов давления, устанавливаемых на
стенах жилых и общественных зда-
зданий, тогда в этой части проектируют
газопроводы среднего давления, кото-
которые соединяют последовательно через
головные ГРП (ГГРП) с сетью высо-
высокого давления, располагаемой в ос-
остальной части города. Газопроводы
высоких давлений стараются прокла-
прокладывать по окраинным районам города,
где небольшая плотность населения и
меньшее число подземных сооруже-
сооружений. Многоступенчатые системы яв-
являются экономичными системами, так
как основные потоки газа транспорти-
транспортируют под высоким давлением, что при-
приводит к сокращению металловложений
в газовые сети. К сетям высокого
или среднего давления присоединяют
крупных потребителей. В жилых и об-
общественных зданиях прокладывают
26
только газопроводы низкого давления.
Для повышения надежности газо-
газоснабжения сети кольцуют. Прежде
всего следует кольцевать сети высоко-
высокого и среднего давления, так как они
являются главными городскими арте-
артериями. В сетях низкого давления целе-
целесообразно кольцевать только основные
газопроводы, а второстепенные выпол-
выполнять тупиковыми разветвленными.
Для надежного газоснабжения в
кольцевых сетях должен быть обеспе-
обеспечен резерв давления, а основные
кольца желательно выполнять по-
постоянного диаметра. Сети разных сту-
ступеней давления соединяют нескольки-
несколькими ГРП, что обеспечивает их резерви-
резервирование. Сети низкого давления пи-
питают в нескольких точках, а по низ-
низкой ступени давления объединяют
газопроводами: кольцевыми или луче-
лучевыми, участки которых имеют оди-
одинаковые диаметры (см. рис. 4.1, газо-
газопроводы а, Ь, с, d, e, f, g). Это резер-
резервирует точки питания со стороны
низкой ступени давления: при выклю-
выключении ГРП потоки газа от сосед-
соседних ГРП будут направляться крат-
кратчайшим путем по этим газопроводам
в зону действия отключенного ГРП.
Такое решение газовой сети обеспе-
обеспечивает требуемую надежность и
вместе с тем является экономичным,
так как принято закольцовывание, не
сплошное, а только магистральных
линий.
В современных системах газоснаб-
газоснабжения газопроводы низкого давления
не представляют собой единую сеть,
они расчленены на отдельные районы
и микрорайоны. Такой принцип проек-
проектирования вытекает из того, что газо-
газопроводами низкого давления нецеле-
нецелесообразно пересекать большие есте-
естественные и искусственные препятствия
(например, реки, овраги, железнодо-
железнодорожные узлы, автострады и т. д.). При
распределении потока газа по сети
низкого давления следует выделить
главные магистральные линии и по
ним направить основные транзитные
расходы. Такое решение является
более экономичным, так как в этом
случае поток газа делится на малое
число основных потоков, а не равно-
равномерно распределяется по всем газопро-
газопроводам. Оптимальному распределению
потока газа по двум параллельным
линиям соответствует случай, когда
весь поток идет только по одной корот-
короткой линии.
Наибольшая стоимость будет в
том случае, если поток будет распре-
распределен равномерно по обеим параллель-
параллельным линиям. Этот вывод справедлив и
для нескольких параллельных линий.
Кроме того, выделение главных маги-
магистральных линий из общей сети более
технологично и удобно для эксплуата-
эксплуатации, так как магистральные линии
составляют кольцевой костяк системы
и для повышения надежности газо-
газоснабжения за ними можег быть уста-
установлен строгий контроль.
Второстепенные тупиковые газопро-
газопроводы имеют местный характер, и пе-
перерывы в газоснабжении при ремонт-
ремонтных работах будут затрагивать не-
небольшой круг потребителей, а сам ре-
ремонт можно произвести в достаточно
короткое время.
Система газоснабжения, показан-
показанная на рис. 4.1, является надежной и
гибкой в эксплуатации. В ней выдер-
выдержан принцип многостороннего пита-
питания городских газовых сетей, кольце-
кольцевание основных линий сетей. Предус-
Предусмотрено выравнивание суточного гра-
графика и покрытие неравномерности по-
потребления газа с помощью потреби-
потребителей-регуляторов и использования в
качестве аккумулирующих емкостей,
концевых участков магистральных
газопроводов.
4.2. Трубы, арматура
и оборудование газопроводов
Для строительства газопроводов
применяют стальные бесшовные, свар-
сварные прямошовные и спирально-шов-
спирально-шовные трубы. Трубы изготовляют из
хорошо сваривающихся сталей, содер-
содержащих не более 0,25% углерода,
не более 0,56% серы и не более
0,046% фосфора. Для систем газо-
27
снабжения следует применять трубы,
изготовленные, как правило, из угле-
углеродистой стали обыкновенного каче-
качества по ГОСТ 380—71* и качественной
стали по ГОСТ 1050-74^*.
В зависимости от расчетных значе-
значений наружных температур, способа
прокладки (надземная, наземная,
подземная), диаметра трубопровода
и его назначения ГОСТы и СНиПы
устанавливают нормы на материалы,
которые возможно применять для из-
изготовления труб и на способы их
производства (бесшовные, горячеде-
формированные; электросварные пря-
мошовные или со спиральным швом и
др.). Сварные швы стальных труб
должны быть равнопрочны основному
металлу трубы.
Трубы подвергают гидравлическим
испытаниям на заводах-изготовите-
заводах-изготовителях. Необходимое внутреннее давле-
давление при испытании определяют по
формуле
где ри — испытательное давление, МПа; R —
расчетное значение напряжения, принимаемое
равным 85% предела текучести, МПа; ?, Dn—
соответственно минимальная толщина стенки и
внутренний диаметр трубы, мм
Минимальный условный диаметр
для распределительных газопроводов
принимают обычно равным 50 мм, а
для ответвлений к потребителям —
25 мм. Толщина стенки трубы для под-
подземных газопроводов должна быть не
менее 3 мм, а для надземных — не ме-
менее 2 мм. Толщина стенок труб для
подводных переходов должна быть на
2 мм больше расчетной, но не менее
5 мм. Для их строительства следует
использовать длинномерные сварные
трубы. Соединение труб осуществляют
сваркой. Качество сварных стыков
контролируют. У наружных газопро-
газопроводов фланцевые соединения устанав-
устанавливают для присоединения задвижек,
кранов и другой арматуры. Для уплот-
уплотнения применяют паронит, резину и
другие материалы в соответствии со
СНиП. Резьбовые соединения допусти-
допустимы при установке кранов, пробок и
муфт на гидрозатворах и сборниках
конденсата, на надземных вводах га-
28
зопроводов низкого давления в местах
установки отключающих устройств и
для присоединения контрольно-изме-
контрольно-измерительных приборов.
На внутренних газопроводах резь-
резьбовые и фланцевые соединения уст-
устраивают в местах установки армату-
арматуры, газовых приборов и другого обору-
оборудования. Кроме указанных выше
случаев резьбовые соединения могут
быть применены при монтаже газопро-
газопроводов низкого и среднего давления из
узлов, заготовленных на заводах
строительно-монтажной организации.
Разборные соединения газопроводов
должны быть доступны для осмотра и
ремонта.
Для газоснабжения поселков и
сельских населенных пунктов исполь-
используют полиэтиленовые газопроводы с
давлением газа до 0,3 МПа. Давление
газа в межпоселковых газопроводах
может быть до 0,6 МПа. Трубы допу-
допускается прокладывать только под зем-
землей на глубине не менее 1 м до верха
трубы. Кроме того, СНиП 2.04.08—87
предусматривает другие ограничения,
связанные с применением полиэтиле-
полиэтиленовых труб, которые следует выпол-
выполнять при проектировании и строитель-
строительстве. Для подземной прокладки газо-
газопроводов применяют полиэтиленовые
трубы с маркировкой «газ», изготов-
изготовленные в соответствии с действующи-
действующими техническими условиями.
Трубы соединяют на сварке. От-
Ответвления к пластмассовым газопро-
газопроводам присоединяют с помощью стан-
стандартных фасонных частей, а также
врезкой в стальные вставки, которые
должны быть не более 1 м. Арматуру
и конденсатосборники присоединяют
также стальными вставками. Перехо-
Переходы газопроводов под железнодорож-
железнодорожными и трамвайными путями, авто-
автомобильными дорогами, а также при
пересечении сложных препятствий
осуществляют из стальных труб.
Разъемные соединения полиэтиле-
полиэтиленовых труб, а также их соединение с
арматурой, оборудованием и метал-
металлическими газопроводами целесо-
целесообразно осуществлять с помощью
фланцев, устанавливаемых в колод-
цах. Соединения полиэтиленовых труб
со стальными газопроводами высокого
давления выполняют разъемными
фланцами. Исследования разъемных
соединений показали, что лучшие ха-
характеристики имеют фланцевые сое-
соединительные устройства заклиниваю-
заклинивающего типа (рис. 4.2).
Основным достоинством пластмас-
пластмассовых труб являются их высокая кор-
коррозионная стойкость, малая масса,
легкая обработка труб и меньшее, чем
у стальных, гидравлическое сопротив-
сопротивление (примерно на 20%). Вместе с
тем пластмассовые трубы обладают
меньшей механической прочностью,
чем стальные (предел прочности при
растяжении для полиэтиленовых труб
10...40 МПа), меньшей температуро-
стойкостью и старением (т. е. ухудше-
ухудшением физико-механических характери-
характеристик со временем). Температурный
предел применимости полиэтиленовых
труб составляет —40 0C.
В качестве запорных устройств на
газопроводах применяют краны и зад-
задвижки. Вентили из-за больших потерь
давления нашли ограниченное приме-
применение только для газопроводов не-
небольших диаметров при высоких
давлениях газа, когда гидравличес-
гидравлическое сопротивление запорного устрой-
устройства не имеет существенного значения.
Для газопроводов низкого давления в
качестве отключающих устройств на-
находят применение гидравлические
затворы.
Краны обеспечивают большую гер-
герметичность отключения, чем задвиж-
задвижки. Они являются надежными и
быстродействующими устройствами.
Вместе с тем с помощью кранов труд-
трудно обеспечить плавное регулирование
потока газа. Задвижки имеют пре-
преимущество в плавной регулировке по-
подачи газа, но недостаточно герме-
герметичны. Негерметичность задвижек
объясняется тем, что поток газа по-
постоянно омывает притертые поверх-
поверхности и вызывает эрозию их, образуя
различного рода неровности. Кроме
того в нижней части корпуса зад-
задвижки, под затвором, могут скапли-
скапливаться различные твердые частицы,
Рис. 4.2. Универсальное
клиновое соединение
(УКС)
а — конструкция для
жестких труб, б — кон-
конструкция для полиэти-
полиэтиленовых труб, 1— сое
диняемые трубы, 2—ко
нические фланцы, 3—
уплотнительное кольцо,
4—соединительные бол-
Рис. 4.3. Кран чугун-
чугунный фланцевый со
смазкой
пыль и грязь и препятствовать ее
плотному закрытию. Учитывая изло-
изложенное, применение в качестве от-
отключающих устройств кранов яв-
является предпочтительным.
Краны широко применяют для газо-
газопроводов малых диаметров. Их ис-
используют как для отключения газопро·
29
Рис. 4.4. Кран проход-
проходной со смазкой фланце-
фланцевый, KCP на
= 1,6 МПа
Py=
водов, так и для регулирования потока
газа, поступающего к горелкам. В за-
зависимости от способа герметизации
краны разделяют на натяжные и саль-
сальниковые. У натяжных кранов пробка
прижимается к корпусу усилием, со-
создаваемым гайкой, навинченной на
хвостовик. У сальниковых кранов
пробка прижимается давлением саль-
сальниковой буксы. Краны изготовляют из
бронзы, латуни и чугуна Бронзовые
и латунные краны устанавливают в
тех местах, где в процессе эксплуа-
эксплуатации ими приходится часто пользо-
пользоваться, чугунные и комбинированные
краны — где ими пользуются редко.
Сальниковые краны применяют на
промышленных газопроводах.
В зависимости от способа присое-
присоединения краны разделяют на муфто-
муфтовые, цапковые и фланцевые. Для воз-
возможности демонтажа муфтовых кра-
кранов на газопроводах устанавливают
сгоны Краны имеют диаметры услов-
условных проходов от 15 до 100 мм. Их рас-
рассчитывают на рабочее давление 0,01...
0,6 МПа. Для надземных и подзем-
подземных газопроводов применяют краны
со смазкой, чугунные при рабочем дав-
давлении до 0,6 МПа и стальные при
большом давлении (до 6,4 МПа).
Рис. 4.5. Установка
кранов Dy= 25... 100 мм
в мелком железобетон-
железобетонном кольце
1— кран проходной
сальниковый фланце-
фланцевый, 2— отводы из бес
шовных труб, 3— желе-
железобетонный колодец,
4 — железобетонное
днище
Рис. 4.6. Двухлинзовый
компенсатор с одним
фланцем на Р> =
= 0,3 МПа
/— фланец, 2, 8— стой-
стойки, 3— тяга, 4— пат-
патрубок, 5— полулинза,
6— стакан, 7— ребро,
9— гайка
30
г~
Б-Б
Рис. 4.7. Колодец желе-
железобетонный с установ-
установкой двух задвижек:
Z)yi=100...200, D42=
— 200.. 400 мм
/— задвижка парал-
параллельная, 2— компенса-
компенсатор двухлинзовый, 3—
газопровод
Рис. 4.9. Конструкция
опоры газопроводов в
футляре
/— скоба, 2— крепеж
ная проволока, 3— по-
полоз, 4 планка, 5—
обертки из гидроизола,
толя, рубероида и ана
логичных материалов
A-A
Рис. 4.8. Конструкция
конца футляра
/— битумная эмаль,
2— промасленная пень
ка, 3— контрольная
трубка 0 50 мм, 4—
муфта 0 50 мм, 5—
пробка, 6—ковер ма
лыч 7—подушка под
ковер, 8—опора
Смазка обеспечивает герметичность
затвора, повышает сопротивление кор-
коррозии, уменьшает износ уплотнитель-
ных поверхностей и облегчает пово-
поворачивание пробки Смазку заклады-
закладывают в канал, расположенный в хвос-
хвостовике пробки При ввертывании
нажимного болта смазка поступает в
специальные канавки, имеющиеся в
пробке, и равномерно смазывает все
уплотнительные поверхности На рис
4 3 показан чугунный фланцевый кран
со смазкой. Такие краны изготовляют
диаметром 25 .100 мм. Они являются
герметичными отключающими устрой-
устройствами для городских и внутриобъек-
товых газопроводов.
Стальные краны типа КС (рис
4.4) предназначены для установки на
газопроводах и нефтепроводах. Они
рассчитаны на давление 1,6; 4 и
6,4 МПа. Их выпускают в двух моди-
модификациях: с ручным приводом (KCP)
диаметром 50 .80 мм и с пневмоприво-
31
Рис. 4.10. Сальниковое
уплотнение для фут-
футляра
/— корпус, 2— шпиль-
шпилька; 3— грундбукса, 4—
гайка, 5— газопровод;
6— набивка из промас-
промасленной пеньки или ана-
аналогичною материала;
7— паронитовая прок-
прокладка, 8— фланец, 9—
бол г; 10— футляр
дом (KCII) диаметром 50. .100 мм.
Существуют краны со смазкой, пред-
предназначенные для подземной установки
без колодцев. Их выпускают диа-
диаметром 400, 500 и 700 мм и при-
применяют для магистральных газопро-
газопроводов.
Задвижки в качестве запорной ар-
арматуры используют на газопроводах
всех давлений с диаметром 50 мм
и более. Их используют также для
регулирования подачи газа в горелки
котлов и печей. При давлении газа
до 0,6 МПа применяют чугунные
задвижки, а при большем — стальные.
Параллельные задвижки применяют
для газопроводов с давлением до
0,3 МПа, а клиновые — для всех дав-
давлений. На газопроводах больших диа-
диаметров и при высоких давлениях
газа используют задвижки, обору-
оборудованные редуктором с червячной пе-
передачей или электроприводом. Для об-
облегчения подъема затвора задвижки
имеют обводной трубопровод с краном
для выравнивания давления по обе
стороны затвора.
На подземных газопроводах
отключающую арматуру устанавли-
32
вают в колодцах. Колодцы выполняют
из железобетона и кирпича. Они долж-
должны быть водонепроницаемыми. При
подаче сухого газа для газопроводов
небольших диаметров B5... 100 мм)
целесообразно использовать мелкие
малогабаритные колодцы. Такие ко-
колодцы можно устанавливать в непу-
чинистых или малопучинистых грун-
грунтах. На рис. 4.5 показана конструк-
конструкция мелкого железобетонного колодца
для установки кранов (Dy=25...
100 мм). Одним из достоинств мелких
колодцев являются обслуживание и
ремонт запорного органа с поверх-
поверхности земли.
Задвижки устанавливают в колод-
колодцах с габаритами, обеспечивающими
доступ обслуживающему персоналу.
Для снятия монтажных напряжений с
фланцев задвижки и температурных
напряжений в колодце после задвижки
по ходу газа устанавливают лин-
линзовый компенсатор. Наличие компен-
компенсатора облегчает монтаж и демонтаж
задвижек в процессе эксплуатации.
На рис. 4.6 показан двухлинзовый
компенсатор, рассчитанный на давле-
давление до 0,6 МПа. Конструкция железо-
железобетонного колодца для установки за-
задвижек (??-= 100...400 мм) показана
на рис. 4.7. При устройстве колодцев в
водонасыщенных грунтах применяют
гидроизоляцию: наружные стены ко-
колодца оклеивают борулином, бризолом
Рис. 4.11. Сборник кон-
конденсата для газопрово-
газопроводов Dv = 200...600 мм
осушенного газа низко-
низкого давления
/ — корпус, 2— труба
для удаления конденса-
конденсата, 3— электрод зазем-
заземления, 4—подушка под
ковер, 5—ковер, 6—
контактная пластинка
для замера разности
потенциалов труба—
грунт
или штукатурят водонепроницаемым
цементом. При установке в колодце
стальной задвижки допускается устра-
устраивать косую фланцевую вставку в ка-
качестве монтажного компенсирующего
устройства. Отключающие устройства
на газопроводах устанавливают в на-
наземных шкафах и на стенах зданий.
При пересечении железных и шос-
шоссейных дорог, коллекторов и колодцев,
при необходимости прокладки газо-
газопроводов в непосредственной близости
от жилых и общественных зданий или
на малой глубине ставят футляры. Их
используют также при производстве
работ закрытым способом. В этом слу-
случае футляр предварительно продавли-
продавливают через грунт и укладывают в
2 Зак. 10$2
Рис. 4.12. Сборник кон-
конденсата для газопрово-
газопроводов Dy = 50. ..150 мм
осушенного газа высо-
высокого давления ру^
<0,6 МПа
/—труба внутренняя в
сборе, 2—корпус, 3—
кожух из трубы 57Х
X6, 4—электрод за-
заземления, 5—подушка
под ковер, 6—пластина
контактная для замера
разности потенциалов,
7—ковер большой, 8—
кран
него газопровод. На рис. 4.8 показан
футляр, предназначенный для газо-
газопроводов с давлением до 0,3 МПа при
пересечении железных дорог, трам-
трамвайных путей и т. д. Футляр обору-
оборудуют контрольной трубкой, выводимой
под ковер. С помощью трубок по нали-
наличию или отсутствию газа контроли-
контролируют плотность газопровода. Конст-
Конструкция опоры газопровода в фут-
футляре показана на рис. 4.9. При нали-
наличии блуждающих токов применяют ди-
диэлектрические опоры.
33
Футляры для газопроводов высо-
высокого давления имеют сальниковые уп-
уплотнения и трубопровод, отводящий
газ из футляра в атмосферу при не-
неплотности газопровода или при разры-
разрыве стыка. Этот трубопровод отводят
от пересекаемого препятствия в безо-
безопасное место и оборудуют дефлекто-
дефлектором. На рис. 4.10 показано сальнико-
сальниковое уплотнение для футляров.
При использовании влажного газа
в нижних точках газопроводов уста-
устанавливают сборники конденсата. Их
конструкция и размеры зависят от дав-
давления газа и количества конденсирую-
конденсирующейся влаги. Конденсатосборники не-
небольшой вместимости целесообразно
устанавливать в условиях подачи
осушенного газа. В этом случае кон-
конденсатосборники используют для уда-
удаления влаги, попавшей в газопровод
при строительстве, при эксплуатацион-
эксплуатационных промывках и т. д. Трубки конден-
сатосборников используют при про-
продувках газопроводов и выпуске газа
при ремонте.
Сборник конденсата для газопро-
газопроводов низкого давления при использо-
использовании осушенного газа показан на
рис. 4.11. Конденсат периодически
удаляют через трубку с помощью на-
насоса или вакуум-цистерны. На трубке
имеется электрод для измерения раз-
разности потенциалов между трубой и
землей. Сборник конденсата для газо-
газопроводов среднего и высокого давле-
давления показан на рис. 4.12. Трубку кон-
денсатосборника располагают в фут-
футляре, она имеет вверху отверстие диа-
диаметром 2 мм. Такое устройство дает
возможность выравнивать давления в
трубке и газопроводе, поэтому конден-
конденсат не может подняться вверх по труб-
трубке, что исключает возможность его
замерзания.
4.3. Устройство
наружных газопроводов
На территории городов и населен-
населенных пунктов газопроводы проклады-
прокладывают в грунте. Для газопроводов про-
промышленных и коммунальных пред-
предприятий целесообразно предусмат-
предусматривать надземную прокладку по сте-
стенам и крышам зданий, по колоннам и
эстакадам. Допускается надземная
прокладка внутриквартальных (дво-
(дворовых) газопроводов на опорах и на
стенах зданий.
Подземные газопроводы. Газопро-
Газопроводы прокладывают по городским
проездам. Рекомендуется предусмат-
предусматривать прокладку в технической зоне
или в полосе зеленых насаждений. Га-
Газопроводы высокого давления следует
прокладывать в районах с малой плот-
плотностью застройки и по проездам с ма-
малой насыщенностью другими подзем-
подземными коммуникациями. Прокладка
газопроводов по проездам с усовер-
усовершенствованным дорожным покрытием,
а также параллельно путям электри-
электрифицированных железных дорог на рас-
расстоянии менее 50 м не рекомендуете^.
Расстояния по горизонтали межДу
подземными и другими сооружениями
должны быть не менее величин, ука-
указанных в табл. 4.1. Расстояния, ука-
указанные в табл. 4.1, не распространяют-
распространяются на совместные прокладки газопро-
газопроводов с другими коммуникациями в
одной траншее.
На отдельных участках трассы га-
газопровода, а также при прокладке
между зданиями или под арками рас-
расстояния, приведенные в табл. 4.1, mq-
гут быть уменьшены. Уменьшение рас-
расстояний допустимо до 50% для газд-
проводов с давлением до 0,6 МПа при
условии применения для этих участкав
бесшовных труб или электросвар-
электросварных труб со 100%-ным контролем
сварных швов неразрушающими мето-
методами или электросварных труб, про-
проложенных в футляре. Размеры участ-
участков выбирают из условия их выхода на
2 м с каждой стороны от зданий и
сооружений. Расстояние от газопрово-
газопровода до стенок колодцев и камер под-
подземных сооружений должно быть не
менее 0,3 м. Допускается прокладка
нескольких газопроводов в одной
траншее. Расстояние между ними в
свету должно быть принято достаточ-
достаточным для производства" монтажа и ре-
ремонта трубопроводов.
При пересечении газопроводами
34
SfS
о к
?) * a
я < =
Is
О Ч *
4 О) Ю
5 VO СО
~ — —> (M
К СО CR Я R к
QJ й> > (JJ QJ
4 о ч со ? ?
03 ^^ со О с^ Г~~! C^ P^
шо о< о5·
P а &>, ? ё ч о °*
u I
3 <х>
различных давлений подземных ин-
инженерных сетей расстояние между
ними по вертикали в свету должно
быть не менее 0,2 м, при пересечении
электрических сетей — в соответствии
с указаниями ПУЭ.
Арматуру, устанавливаемую на га-
газопроводах, следует располагать не
ближе 2 м от края пересекаемых ком-
коммуникаций и сооружений.
При пересечении газопроводами
каналов теплосети, коллекторов, тон-
тоннелей их прокладывают в футлярах,
выходящих на 2 м с каждой стороны
от наружных стенок пересекаемых
сооружений, при этом должен быть
обязательный контроль всех сварных
стыков в пределах пересечения и по 5 м
в стороны от наружных стенок нераз-
рушающими методами. На одном кон-
конце футляра должна быть контроль-
контрольная трубка. Глубина заложения
газопроводов должна быть не менее
0,8 м до верха газопровода или фут-
футляра. Газопроводы, транспортирую-
транспортирующие влажный газ, укладывают ниже
зоны сезонного промерзания грунта
с уклоном ^0,002° и установкой кон-
денсатосборников в низших точках
Надземные газопроводы. Надзем-
Надземную прокладку газопроводов произво-
производят по наружным несгораемым покры-
покрытиям зданий, отдельно стоящим ко-
колоннам и эстакадам. По стенам гази-
газифицируемых жилых и общественных
зданий допустима прокладка газопро-
газопровода с давлением не более 0,3 МПа
(исключая транзитную прокладку).
Газопроводы высокого давления до
0,6 МПа можно прокладывать только
по глухим стенам или над окнами
верхних этажей производственных
зданий. Газопроводы, проложен-
проложенные по стенам здания, не должны
нарушать архитектуру его фасада. Вы-
Высоту прокладки принимают такой,
чтобы газопроводы были доступны для
осмотра и ремонта и чтобы была
исключена возможность их поврежде-
повреждения. Минимальные расстояния от га-
газопроводов, проложенных на опорах,
до соседних зданий и сооружений, ли-
лимитированы СНиП 2.04.08—87 и из-
изменяются от 1 до 40 м в зависимости от
35
типа сооружения и давления газа.
При пересечении надземных га-
газопроводов с воздушными линиями
электропередачи они должны про-
проходить ниже линий электропередачи.
На газопроводе должны быть преду-
предусмотрены ограждения для защиты от
падения на него электропро-
электропровода. Расстояние между газопроводом
и линиями электропередачи, а также
размеры ограждения принимают по
ПУЭ. Возможна прокладка газопро-
газопроводов на опорах и эстакадах совместно
с трубопроводами другого назначения
при условии обеспечения свободного
осмотра и ремонта каждого из трубо-
трубопроводов. Расстояния между газопро-
газопроводом и трубопроводами при их совме-
совместной прокладке и пересечении при-
принимают от 100 до 300 мм в зависи-
зависимости от диаметра. Совместная про-
прокладка газопроводов с электролиния-
электролиниями должна соответствовать ПУЭ.
Газопроводы, транспортирующие
осушенный газ, можно прокладывать
без уклонов. При транспортировании
влажного газа газопроводы следует
прокладывать с уклоном не менее
0,003°, а в низших точках предусмат-
предусматривать устройства для удаления
конденсата (дренажные штуцера).
Трубы и арматуру следует покры-
покрывать тепловой изоляцией. Надземные
газопроводы следует проектировать с
учетом компенсации температурных
удлинений по фактически возможным
температурным условиям. Если про-
продольные деформации нельзя компенси-
компенсировать за счет изгибов газопровода,
предусмотренных схемой (за счет са-
самокомпенсации), то следует устанав-
устанавливать линзовые или П-образные ком-
компенсаторы. Сальниковые компенсато-
компенсаторы на газопроводах устанавливать
нельзя.
Величину пролета между опорами
стальных газопроводов, транспорти-
транспортирующих осушенный газ, определяют
из условий прочности многопролетной
балочной системы с учетом нагрузки
от собственного веса, веса транс-
транспортируемого газа, снега или обледе-
обледенения трубы, а также от воздействия
внутреннего давления, ветрового дав-
36
ления, температуры и др. Для газопро-
газопроводов, транспортирующих влажный
газ, величину пролета между опорами
определяют из условий прогиба газо-
газопровода, который должен быть не бо-
более 0,02D. Методику расчета при-
принимают такую же, как и для маги-
магистральных газопроводов.
Переходы газопроводов через есте-
естественные и искусственные препятст-
препятствия. Переходы газопроводов через
реки, каналы и другие водные пре-
преграды осуществляют подводными (дю-
(дюкерами) и надводными (по мостам,
эстакадам и др.) способами. Подвод-
Подводные переходы газопроводов при шири-
ширине водных преград при меженном го-
горизонте 75 м и более выполняют в
две нитки с пропускной способ-
способностью каждой 0,75 расчетного рас-
расхода газа. В одну нитку дюкер можно
проектировать для закольцованных
газопроводов, если при его отключе-
отключении будет обеспечено снабжение rto-
требителей газом. При ширине вод-
водной преграды менее 75 м вторую нитку
прокладывают при неблагоприятных
условиях по СНиП 2.04.08—87. Для
тупиковых газопроводов к промыш-
промышленным потребителям переход воз-
возможно прокладывать в одну нитку,
если предприятия имеют резервное
топливо.
Расстояние по горизонтали меж-
между дюкерами, надводными перехо-
переходами и мостами по СНиП 2.04.08—
87 в зависимости от характера реки,
типа моста и расположения перехода
выше или ниже моста должно состав-
составлять величину от 2 до 50 м. Расстоя-
Расстояние между осями параллельных газо-
газопроводов на подводных переходах
следует принимать не менее 30 м. При
пересечении несудоходных рек, непод-
неподверженных размыву, а также при
пересечении водных преград в преде-
пределах населенного пункта возможна ук-
укладка двух газопроводов в одну тран-
траншею, при этом расстояние между газо-
газопроводами в свету должно быть не
менее 0,5 м.
Глубина заложения в грунт от вер-
верха забалластированного газопровода
на переходах через судоходные реки
должна быть не менее 1 м, а через
другие — не менее 0,5 м, ниже прогно-
прогнозируемого дна. Подводные переходы
следует выполнять из длинномерных
труб и покрывать весьма усиленной
изоляцией. Толщину стенки прини-
принимают на 2 мм больше расчетной,
но не менее 5 мм. Для предот-
предотвращения всплытия газопровод, про-
проложенный по дну реки или водоема,
нагружают железобетонными гру-
грузами (балластом). При соответствую-
соответствующих условиях можно применять чу-
чугунные грузы. На обоих берегах пере-
перехода сооружают колодцы, в которых
размещают задвижки. Вблизи каждо-
каждого перехода устанавливают постоян-
постоянные реперы. Через водные преграды
с неустойчивым руслом и берегами,
с высокими скоростями (более 2 м/с)
течения воды, через глубокие овраги и
балки целесообразно осуществлять
надземные переходы. Их устраивают
в виде шпренгельных, арочных и
висячих систем, а также в виде эста-
эстакад.
Возможность прокладки газопро-
газопроводов по железнодорожным и авто-
автомобильным мостам решается в соот-
соответствии с требованиями по проекти-
проектированию мостов и трубопроводов
по СНиП 2.05.03—84. Газопроводы,
подвешиваемые к мостам, должны вы-
выполняться из стальных бесшовных
или прямошовных труб, изготовлен-
изготовленных электродуговой сваркой, и иметь
компенсирующие устройства. Распо-
Расположение газопроводов должно исклю-
исключать возможность скопления газа в
конструкциях моста.
Газопроводные переходы через
железнодорожные, трамвайные пути
и автомобильные дороги (I, II и III
категорий) бывают подземные и над-
надземные. При подземных переходах
газопроводы укладывают в футляры,
концы которых выводят на определен-
определенные расстояния по СНиП, например:
от крайних рельсов железнодорожных
путей не менее 10 м, от крайних рель-
рельсов трамвайных путей 2 м, от края
проезжей части автомобильной доро-
дороги 3,5 м. Диаметр футляра принимают
не менее чем на 100 мм больше диа-
диаметра газопровода. Газопровод в пре-
пределах футляра должен имет мини-
минимальное число сварных стыков, быть
покрыт весьма усиленной изоляцией
и уложен на центрирующие диэлект-
диэлектрические прокладки. Все сварные сты-
стыки в пределах футляра необходимо
проверять физическими методами
контроля, концы футляра уплотнять, а
на одном из них устанавливать конт-
контрольную трубу, выходящую под за-
защитное устройство.
Глубина укладки газопровода под
магистральными железнодорожными
путями должна быть не менее 1,5 м при
производстве работ методом продав-
ливания, считая от подошвы шпалы
до верха футляра. Под трамвайными
путями и железнодорожными ветками
промышленных предприятий, а также
под автомобильными дорогами глуби-
глубину укладки следует принимать не ме-
менее 1 м. Высоту надземного перехода
определяют с учетом обеспечения сво-
свободного передвижения транспорта и
прохода людей. Так, в непроезжей
части территории в местах прохода
людей высота прокладки должна быть
2,2 м, а в местах пересечения авто-
автомобильных дорог —4,5 м, а при пересе-
пересечении трамвайных и железнодорож-
железнодорожных путей —5,6...7,1 м.
Установка отключающих уст-
устройств. Отключающие устройства на
газопроводах устанавливают в сле-
следующих местах:
1) на распределительных газопро-
газопроводах низкого давления для отключе-
отключения отдельных микрорайонов, кварта-
кварталов, группы жилых домов и на га-
газопроводах среднего и высокого
давления при отключении отдельных
участков;
2) перед жилыми, общественными
и производственными зданиями, на-
наружными газопотребляющими уста-
установками, на пересечении водных пре-
преград, железных дорог общей сети и
автомобильных дорог I и II катего-
категорий и ГРП.
Отключающие устройства допуска-
допускается не устанавливать:
1) на выводе из ГРП при системах
газоснабжения с одним ГРП;
37
2) перед ГРП предприятий, если
отключающее устройство, имеющееся
на отводе от распределительного га-
газопровода, находится от ГРП на рас-
расстоянии не более 100 м;
3) на пересечении железнодорож-
железнодорожных путей общей сети и автомо-
автомобильных дорог I и II категории
при наличии отключающего устройст-
устройства на расстоянии от путей (дорог)
не далее 1000 м, обеспечивающего
прекращение подачи газа на участке
перехода.
На наружных газопроводах от-
отключающие устройства устанавли-
устанавливают в колодцах, наземных шкафах
или оградах, а также на стенах зданий.
На вводе газопровода в жилых и об-
общественных зданиях отключающее
устройство следует устанавливать на
стене снаружи здания.
На подземных газопроводах от-
отключающие устройства следует уста-
устанавливать в колодцах с линзовыми
компенсаторами или косыми фланце-
фланцевыми вставками. На газопроводах
малого диаметра (dy=\00 мм) лучше
применять гнутые или сварные П-об-
разные компенсаторы. При стальной
арматуре, присоединяемой к газопро-
газопроводам на сварке, компенсаторы не
устанавливают. Участки закольцо-
закольцованных распределительных газопро-
газопроводов, проходящие по территории
предприятий, должны иметь отклю-
отключающие устройства вне их террито-
территории. При тупиковом газопроводе
достаточна установка одного отклю-
отключающего устройства перед террито-
территорией предприятия.
4.4. Защита газопроводов
от коррозии
В зависимости от состава газа,
материала трубопровода, условий про-
прокладки и физико-механических
свойств грунта газопроводы подвер-
подвержены в той или иной степени внут-
внутренней и внешней коррозии. Коррозия
внутренних поверхностей труб в ос-
основном зависит от свойств газа. Она
38
обусловлена повышенным содержа-
содержанием в газе кислорода, влаги, серово-
сероводорода и других агрессивных соеди-
соединений. Борьба с внутренней корро-
коррозией сводится к удалению из газа
агрессивных соединений, т. е. к хоро-
хорошей его очистке. Значительно большие
трудности представляет борьба с кор-
коррозией внешних поверхностей труб,
уложенных в грунт, т. е. с почвен-
почвенной коррозией. Почвенную коррозию
по своей природе разделяют на хими-
химическую, электрохимическую и электри-
электрическую (коррозию блуждающими то-
токами).
Химическая коррозия возникает от
действия на металл различных газов
и жидких неэлектролитов. Она не
сопровождается превращением хими-
химической энергии в электрическую. При
действии на металл химических соеди-
соединений на его поверхности образуется
пленка, состоящая из продуктов кор-
коррозии. Если образующаяся пленка
не растворяется, имеет достаточную
плотность и эластичность, а также
хорошо сцеплена с металлом, то кор-
коррозия будет замедляться и при опре-
определенной толщине пленки может
прекратиться. Химическая коррозия
является сплошной коррозией, при
которой толщина стенки трубы умень-
уменьшается равномерно. Такой процесс
является менее опасным с точки зре-
зрения сквозного повреждения труб.
Коррозия металла в грунте имеет
преимущественно электрохимическую
природу. Электрохимическая кор-
коррозия является результатом взаимо-
взаимодействия металла, который выполняет
роль электродов, с агрессивными раст-
растворами грунта, выполняющими роль
электролита. Процесс электрохими-
электрохимической коррозии схематично показан
на рис. 4.13. Металл, обладая опреде-
определенной упругостью растворения, при
соприкосновении с грунтом посылает
в него свои положительно заряженные
ионы. Электроны остаются в металле,
и он приобретает отрицательный по-
потенциал, а грунт (электролит) заря-
заряжается положительно, так как в нем
накапливаются положительные ионы.
В силу физико-химической неоднород-
ности металла и грунта вблизи участ-
участков, где протекает процес растворения
металла (т. е. обладающих большей
упругостью растворения), распола-
располагаются участки, характеризующиеся
меньшей упругостью растворения.
Первые становятся анодными зонами,
а вторые — катодными. Катодный уча-
участок газопровода приобретает поло-
положительный потенциал по отношению
к аноду. Электроны перетекают от
анода к катоду по металлу трубо-
трубопровода. В грунте происходит пе-
перемещение ионов: катионов (заряжен-
(заряженных положительно) — к катоду, анио-
анионов (заряженных отрицательно) — к
аноду.
Электрохимическая неоднород-
неоднородность расположенных рядом участков
газопровода вызывает разность их
электродных потенциалов. Нормаль-
Нормальным электродным потенциалом назы-
называют разность потенциалов, которая
возникает между металлом, погру-
погруженным в нормальный раствор (при
концентрации 1 г-экв на 1 л) соли
этого металла, и потенциалом нор-
нормального водородного электрода, ус-
условно принятым равным нулю. Все
металлы можно расположить в элек-
электрохимический ряд напряжений по
возрастанию их нормальных электрод-
электродных потенциалов (в вольтах):
/// /// //У /S/ /S/ //7 /У/ /У/
Электролит
Рис. 4.13. Процесс элек-
электрохимической корро-
физикоьхимических свойств, но и от
свойств грунта. Вследствие неоднород-
неоднородности грунта также возникают гальва-
гальванические пары. Физико-химическая не-
неоднородность близко расположенных
участков металла приводит к образо-
образованию микропар. Если газопровод
проходит через участки грунта, резко
отличающиеся по своим свойствам
друг от друга, то возникают галь-
гальванические элементы очень большой
длины — в сотни и даже тысячи мет-
метров (макропары).
К"
2,92
Mg
—2,38
Al"'
— 1,33
Zn"
—0,76
Fe
—0,44
H
0
Cu
+ 0,34
Au
+ 1,7
Участки металла, обладающие более
отрицательными электродными потен-
потенциалами, будут становиться анодами.
Металл подвергается коррозии в анод-
анодных зонах и участках, так как в них
ионы металла выходят в грунт.
Рассмотренный процесс электрохи-
электрохимической коррозии представляет собой
работу гальванической пары. В реаль-
реальных условиях, коррозия протекает
значительно сложнее, так как на ос-
основной процесс накладывается ряд
других физико-химических процессов.
Потенциал металла по отношению к
грунту зависит не только от его
Электрохимическая коррозия име-
имеет характер местной коррозии, т. е.
такой, когда на газопроводах возника-
возникают местные язвы и каверны большой
глубины, которые могут, развиваясь,
превратиться в сквозные отверстия в
стенке трубы. Местная коррозия
значительно опаснее сплошной кор-
коррозии.
Электрохимическая коррозия воз-
возникает также при воздействии на га-
газопровод электрического тока, кото-
который движется в грунте. В грунт токи
попадают в результате утечек из рель-
рельсов электрифицированного транспор-
39
та — их называют блуждающими.
Коррозию, возникающую под действи-
действием блуждающих токов, называют эле-
электрической в отличие от электро-
электрохимической—гальванокоррозии.
Блуждающие токи, стекая с рель-
рельсов в грунт, движутся по направ-
направлению к отрицательному полюсу тяго-
тяговой подстанции. В местах, где повреж-
повреждена изоляция, они попадают на газо-
газопровод. Вблизи тяговой подстанции
токи выходят из газопровода в грунт
в виде положительных ионов металла.
Начинается электролиз металла. Учас-
Участки выхода тока из газопровода пред-
представляют собой анодные зоны, в кото-
которых протекает активный процесс элек-
электрокоррозии. Зоны входа постоянного
тока в газопровод называют катод-
катодными. Электрическая коррозия блуж-
блуждающими токами во много раз опаснее
электрохимической коррозии. В го-
городских условиях это наиболее рас-
распространенный вид коррозии.
Коррозионная активность грунта
зависит от структуры, влажности,
воздухопроницаемости, наличия солей
и кислот, а также от электропро-
электропроводности. Сухие грунты менее активно
воздействуют на металл, чем влажные.
С увеличением влажности грунта
первоначально увеличивается и его
коррозионная активность. Наиболь-
Наибольшую активность имеет грунт при влаж-
влажности 11... 13 %. Увеличение влажнос-
влажности свыше 20...24 % приводит к сниже-
снижению интенсивности коррозии. В водо-
насыщенных грунтах интенсивность
коррозии будет минимальной, если во-
вода, насыщающая грунт, сама не яв-
является агрессивной по отношению к
металлу. При переменной влажности,
когда возникают условия совместного
воздействия влаги и кислорода, созда-
создается наиболее благоприятная среда
для коррозии металла.
Городские грунты, засоренные
сточными водами, имеющие разнород-
разнородную структуру и включения различных
предметов, являются коррозионно-ак-
тивными. Заболоченные участки, тор-
торфянистые влажные почвы, участки
грунта, находившиеся под отвалами
шлаков, засоленные почвы также
являются коррозионно-активными.Чи-
коррозионно-активными.Чистые пески менее опасны в корро-
коррозионном отношении.
При исследовании грунта учесть
все указанные факторы весьма слож-
сложно, поэтому выбирают такую характе-
характеристику, которая в основном отражала
бы основные факторы. Наиболее важ-
важным свойством грунта, поддающимся
быстрому и относительно точному
определению, является его у тельное
электрическое сопротивление, которое
и рассматривают как основную харак-
характеристику его коррозионной актив-
активности. Электрическое сопротивление
является функцией ряда других ха-
характеристик грунта: состава, концен-
концентрации растворенных веществ, влаж-
влажности и др., поэтому оно связывает
воедино ряд главнейших факторов,
определяющих коррозионную актив-
активность грунта. Как показывает опыт,
сопоставление электрометрических ха-
характеристик грунта с его коррози-
коррозионной активностью, установленной ос-
осмотром стальных трубопроводов, дает
хорошее совпадение результатов (око-
(около 80...90 %).
Для выявления коррозионного со-
состояния подземного газопровода про-
проводят электрические измерения, основ-
основными из которых являются опреде-
определение потенциала газопровода по от-
отношению к земле, а также направле-
направления и величины блуждающего тока,
текущего по газопроводу. Потенциал
газопровода по отношению к земле
измеряют высокоомным вольтметром,
который присоединяют к газопроводу
и заземляющему электроду. При боль-
большой разности потенциалов используют
стальной электрод, а при разности
потенциалов меньше 1 В — неполяри-
зующийся электрод. Участки газопро-
газопровода, имеющие положительный потен-
потенциал по отношению к земле, являются
опасными в коррозионном отношении.
Если среднее значение положи-
положительного потенциала газопровода по
отношению к земле превышает 0,1 В,
но не более 0,5 В, тогда электри-
электрическая защита газопровода должна
быть введена в эксплуатацию в первый
год после окончания строительства
40
газопровода. Если среднее значение
положительного потенциала превыша-
превышает 0,5 В, то защита газопровода
должна быть сооружена до его сдачи
в эксплуатацию, но не позднее чем
через 6 мес после окончания строи-
строительства газопровода.
Измерение потенциалов газопро-
газопровода относительно земли производят
через каждые 200...300 м. Для изме-
измерений используют специальные кон-
контрольные пункты (рис. 4.14), а также
места, где возможен доступ к газо-
газопроводу (задвижки, сборники конден-
конденсата, гидравлические затворы и др.).
Контрольно-измерительные пункты ус-
устанавливают в местах пересечения
газопроводов с рельсовыми путями
электрифицированного транспорта и в
местах перехода газопроводов через
водные преграды шириной более 50 м.
Существующие методы защиты га-
газопроводов от коррозии можно разде-
разделить на две группы: пассивные и
активные. Пассивные методы, защиты
заключаются в изоляции газопровода.
К изоляционным материалам, исполь-
используемым для защиты газопроводов,
предъявляют ряд требований, основ-
основные из которых следующие: монолит-
монолитность покрытия, водонепроницае-
водонепроницаемость, хорошее прилипание к металлу,
химическая стойкость в грунтах, высо-
высокая механическая прочность (при пе-
переменных температурах), наличие ди-
диэлектрических свойств. Изоляционные
материалы не должны быть дефицит-
дефицитными.
Наиболее распространенными изо-
изоляционными материалами являются
битумно-минеральные и битумно-рези-
новые мастики. В первом случае в
качестве заполнителя к битуму добав-
добавляют хорошо измельченные доломи-
тизированные или асфальтовые из-
известняки, асбест или обогащенный
каолин, во втором — резиновую крош-
крошку, изготовленную из амортизиро-
амортизированных покрышек. Битумно-резиновая
мастика обладает несколько большей
прочностью, эластичностью и долго-
долговечностью. Для усиления изоляции
применяют армирующие обертки из
гидроизола, бризола или стекловолок-
Рис. 4.14. Устройство
контрольного пункта
/— ковер; 2— бетонная
подушка под ковер; 3—
трубка; 4— электрод
заземления; 5— гайки
М8 с шайбой; 6—
контрольный проводник
нистого материала. Гидроизол пред-
представляет собой толстый лист из ас-
асбеста с добавлением 15...20 % целлю-
целлюлозы, пропитанной нефтяным битумом.
Бризол готовят на основе битума
и дробленой старой вулканизирован-
вулканизированной резины.
Изоляцию газопровода производят
в такой последовательности. Трубу
очищают стальными щетками до ме-
металлического блеска и протирают.
После этого на нее накладывают грун-
грунтовку толщиной 0,1...0,15 мм. Грун-
Грунтовка представляет собой нефтяной
битум, разведенный в бензине в
отношении 1:2 или 1:3. Когда грун-
грунтовка высохнет, на трубопровод на-
накладывают горячую A60...1800C)
битумную эмаль. Эмаль накладывают
в несколько слоев в зависимости от
4!
чн*
Рис. 4.15. Электричес-
Электрическая схема поляризован-
поляризованного дренажа
/— газопровод, 2—
предохранитель на
350 А, 3— сопротивле-
сопротивление, 4— предохрани-
предохранитель на 15А, 5 и 7—
контакты; 6— диод, 8—
дренажная обмотка,
9— включающая об-
обмотка, 10— шпунт ам-
амперметра, //— ампер-
амперметр, 12— рубильник,
13— рельс
требований, предъявляемых к изоля-
изоляции. Снаружи трубу обертывают
крафт-бумагой. В современных усло-
условиях все работы по изоляции труб
механизируют.
В зависимости от числа нанесен-
нанесенных слоев эмали и усиливающих
оберток изоляция бывает следующих
типов: нормальная, усиленная и весь-
весьма усиленная. Нормальную изоляцию
применяют при низкой коррозионной
активности грунта, усиленную — при
средней, в остальных случаях исполь-
используют весьма усиленную изоляцию.
Для защиты газопроводов применяют
также пластмассовые пленочные мате-
материалы (ленты), покрытые подклеиваю-
подклеивающим слоем. Поливинилхлоридные и
полиэтиленовые ленты выпускают тол-
толщиной 0,3...0,4 мм, шириной 100...
500 мм и длиной 100... 150 м, намотан-
намотанные в рулоны. Трубы очищают, по-
покрывают грунтовкой, представляющей
собой клей, растворенный в бензине,
после чего обертывают изоляционной
лентой. Для обертки труб используют
специальные машины.
К активным методам защиты от-
относят катодную и протекторную защи-
защиту и электрический дренаж. Основным
методом защиты газопроводов от
блуждающих токов является элек-
электрический дренаж. Он за-
заключается в отводе токов, попавших
на газопровод, обратно к источнику.
Рис. 4.16. Схема катод-
катодной защиты
1— защищаемый газо-
газопровод, 2— источник
постоянного тока, 3 —
соединительный ка-
кабель, 4 — заземлитель-
анод
Отвод осуществляют через изоли-
изолированный проводник, соединяющий
газопровод с рельсом электрифици-
электрифицированного транспорта или минусовой
шиной тяговой подстанции. При отво-
отводе тока из газопровода по провод-
проводнику прекращается выход ионов ме-
металла в грунт и тем самым прекра-
прекращается электрическая коррозия газо-
газопровода. Для отвода тока, как пра-
правило, используют поляризованный
электродренаж. Он обладает односто-
односторонней проводимостью от газопровода
к рельсам (минусовой шине). При по-
появлении положительного потенциала
на рельсах электрическая цепь дрена-
дренажа автоматически разрывается.
Схема универсальной поляризо-
поляризованной дренажной установки показа-
показана на рис. 4.15. Если газопровод
/ имеет положительный потенциал
по отношению к рельсу 13, то элек-
электрический ток пойдет через предохра-
предохранитель (на 350 А) 2, сопротивление
3, предохранитель (на 15 А) 4,
диод 6, включающую обмотку 9,
шунт 10, рубильник 12 и попадает
на рельс 13. Если разность потен-
потенциалов достигает l...l,2 B, то контак-
контактор замкнет контакты 7 и 5 и элек-
42
трический ток потечет по основной
дренажной цепи через обмотку 8,
а по ответвлению к диоду — через
шунтирующие контакты 5. При сниже-
снижении разности потенциалов до 0,1 В
контакты разомкнутся и дренажная
цепь разорвется. При отрицательной
разности потенциалов (потенциал
рельса больше потенциала трубы)
диод 6 тока не пропустит. Все узлы
дренажной установки размещают в
металлическом шкафу. Одна дренаж-
дренажная установка может защитить газо-
газопровод большой протяженности, изме-
измеряемой несколькими километрами.
Для защиты газопроводов от
почвенной коррозии применяют ка-
катодную защиту. При катодной
защите на газопровод накладывают
отрицательный потенциал, т. е. пере-
переводят весь защищаемый участок газо-
газопровода в катодную зону (рис. 4.16).
В качестве анодов применяют мало-
малорастворимые материалы (чугунные,
железокремниевые, графитовые), а
также отходы черного металла, кото-
которые помещают в грунт вблизи газо-
газопровода. Отрицательный полюс источ-
источника постоянного тока соединяют с
газопроводом, а положительный —
с анодом. Таким образом, при катод-
катодной защите возникает замкнутый кон-
контур электрического тока, который те-
течет от положительного полюса источ-
источника питания по изолированному ка-
кабелю к анодному заземлению, от анод-
анодного заземления ток растекается по
грунту и попадает на защищаемый
газопровод, далее он течет по газо-
газопроводу, а от него по изолированному
кабелю возвращается к отрицательно-
отрицательному полюсу источника питания. Элект-
Электрический ток выходит из анода в виде
положительных ионов металла, поэ-
поэтому вследствие растворения металла
анод постепенно разрушается. Элек-
Электрический потенциал, накладываемый
на газопровод, составляет 1,2... 1,5 В.
В зависимости от качества изоляции
одна установка может защищать
участок газопровода от 1 до 20 км.
При протекторной защи-
защите участок газопровода превращают
в катод без постороннего источила
/// /// /// /// //у /// NAJiT
0,5 -0,8мл rial |Ь
4-Шурф
защитного \
тока в грунте
^
Заполни
? ель
Катодная зона
/для 1 -го протектора/
Рис. 4.17. Схема про-
протекторной защиты
/— протектор; 2— сое-
соединительные кабели,
3— защищаемый газо-
газопровод; 4— контроль-
контрольный пункт
тока, а в качестве анода исполь-
используют металлический стержень, поме-
помещенный в грунт рядом с газопро-
газопроводом. Между газопроводом и ано-
анодом устанавливается электрический
контакт. В качестве анода исполь-
используют металл с более отрицательным
потенциалом, чем железо (например,
цинк, магний, алюминий и их сплавы).
В образованной таким образом галь-
гальванической паре корродирует протек-
протектор (анод), а газопровод защищает-
защищается от коррозии. На рис. 4.17
показана принципиальная схема про-
протекторной защиты.
Для исключения возможности эле-
электрического контакта газопровода с
заземленными конструкциями и ком-
коммуникациями потребителей на стоя-
стояках вводов газопроводов уста-
устанавливают изолирующие фланцевые
соединения. Их также устанавливают
на надземных и надводных перехо-
переходах газопроводов через препятствия
и на вводах (и выводах) газопро-
газопроводов в ГРС, ГРП и ГРУ. Фланцевые
соединения на подземных газопрово-
газопроводах (в колодцах) должны быть за-
шунтированы постоянными электро-
электроперемычками. На изолирующих флан-
43
цах электроперемычки должны быть защиты надземных газопроводов от
разъемными с размещением контакт- атмосферной коррозии на них наносят
ных соединений вне колодцев. Для лакокрасочные покрытия.
Глава 5 .
Потребление газа
5.1. Расчет
годового потребления газа
городом
Годовое потребление газа городом,
районом города или поселком явля-
является основой при составлении про-
проекта газоснабжения. Расчет годового
потребления производят по нормам
на конец расчетного периода с уче-
учетом перспективы развития городских
потребителей газа. Продолжитель-
Продолжительность расчетного периода устанавли-
устанавливают на основании плана перспек-
перспективного развития города или поселка.
Все виды городского потребления газа
можно сгруппировать следующим об-
образом: а) бытовое потребление (по-
(потребление газа в квартирах); б) по-
потребление в коммунальных и общест-
общественных предприятиях; в) потребление
на отопление и вентиляцию зданий;
г) промышленное потребление.
Расчет расхода газа на бытовые,
коммунальные и общественные нужды
представляет собой сложную задачу,
так как количество газа, расходуе-
расходуемого этими потребителями, зависит
от ряда факторов: газооборудования,
благоустройства и населенности квар-
квартир, газооборудования городских уч-
учреждений и предприятий, степени об-
обслуживания населения этими уч-
учреждениями и предприятиями, ох-
охвата потребителей централизованным
горячим водоснабжением и от кли-
климатических условий. Большинство
приведенных факторов не поддается
точному учету, поэтому потребление
газа рассчитывают по средним нор-
нормам, разработанным в результате
анализа многолетнего опыта фак-
44
тического потребления газа и перспек-
перспектив изменения этого потребления.
Особенно трудно определить рас-
расход газа в квартирах. В нормах
расхода газа учтено, что население
частично питается в буфетах, столо-
столовых и ресторанах, а также поль-
пользуется услугами коммунально-быто-
коммунально-бытовых предприятий. Годовые расходы
газа на приготовление пищи и горя-
горячей воды в квартирах, а также на
хозяйственно-бытовые и коммуналь-
коммунальные нужды общественных зданий,
предприятий общественного питания и
коммунальных предприятий определя-
определяют по нормам СНиП 2.04.08—87,
которые приведены в табл. 5.1.
По СНиП, расход газа на приготов-
приготовление пищи в квартирах при нали-
наличии централизованного горячего водо-
водоснабжения принимают равным
2800 МДж/(год-чел.). При отсутст-
отсутствии централизованного горячего водо-
водоснабжения и газового водонагревате-
водонагревателя расход газа увеличивается (так
как горячую воду приготовляют на
плите) и составляет по нормам
4600 МДж/(год·чел.). Расход газа на
приготовление пищи и горячей воды
в газовом водонагревателе принимают
равным 8000 МДж/(год-чел.).
В табл. 5.1 приведены нормы рас-
расхода газа по СНиП в МДж, отне-
отнесенные к потреблению одним челове-
человеком в год или условному показа-
показателю в год. Так, расход в кварти-
квартирах дан в МДж в год на 1 чел.
Потребление в учреждениях здравоох-
здравоохранения дано в МДж на 1 койку
в год. Расход газа на стирку белья,
мытье в банях, приготовление пищи
в столовых и на выпечку хлеба при-
Таблица 5.1. Нормы расхода газа (в тепло-
тепловых единицах) на хозяйственно-бытовые и ком-
коммунальные нужды
Продолжение табл. 5.1
Потребитель
Показатель
потребления
газа
Норма расхода
теплоты, МДж
(тыс ккал)
1. Жилые здания
При наличии в квар- На 1 чел.
тире газовой плиты и в год
централизованного
горячего водоснаб-
водоснабжения.
при газоснабжении 2800F60)
природным газом
при газоснабжении 2540F10)
сжиженным газом
При наличии в квар- То же
тире газовой плиты
и газового водона-
водонагревателя (при от-
отсутствии централи-
централизованного горячего
водоснабжения)·
при газоснабжении 8000A900)
природным газом
при газоснабже- 7300A750)
нии сжиженным
газом
При наличии в квар-
квартире газовой плиты
и отсутствии центра-
централизованного горяче-
горячего водоснабжения и
газового водонагре-
водонагревателя:
при газоснабжении 4600A100)
природным газом
при газоснабжении 4240A050)
сжиженным газом
2. Предприятия бытового обслуживания
Фабрики-прачечные:
на стирку белья
в немеханизиро-
немеханизированных прачечных
на стирку белья
в немеханизиро-
немеханизированных прачечных
с сушильными
шкафами
на стирку белья в
механизированных
прачечных, вклю-
включая сушку и гла-
глажение
Дезкамера:
на дезинфекцию
белья и одежды в
паровых дезкаме-
рах
На 1 ? сухо-
сухого белья
То же
8800B100)
12 600C000)
18 800D500)
2240E35)
веден в МДж на единицу услов-
условного показателя. Такое разнообразие
ед'итщ измерения создает известные
трудности при расчете годового по-
Потребитель
на дезинфекцию
белья и одежды
в горячевоздуш-
горячевоздушных камерах
Бани:
мытье без ванн
мытье в ваннах
Показатель
потребления
газа
На одну по-
помывку
То же
Норма расхода
геплоты, МДж
(тыс ккал)
1260C00)
40(9,5)
50A2)
3. Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны,
кафе:
на приготовление
обедов (вне зави-
зависимости от про-
пропускной способ-
способности предприя-
предприятий)
на приготовление
завтраков или
ужинов
На 1 обед
На 1 завт-
завтрак или
ужин
4,2 A)
2,1 @,5)
4. Учреждения здравоохранения
Больницы, роддома:
на приготовление На 1 койку 3200 G60)
пищи в год
на приготовление То же 9200 B200)
горячей воды для
хозяйственно-бы-
хозяйственно-бытовых нужд и ле-
лечебных процедур
(без стирки белья)
5. Хлебопекарные и кондитерские предприятия
Хлебозаводы и пе-
пекарни:
на выпечку хлеба На 1 ? изде- 2500 F00)
формового лий
на выпечку хлеба То же 5450 A300)
подового, батонов,
булок, сдобы
на выпечку конди- » 7750 A850)
терских изделий
(тортов, пирож-
пирожных, печенья, пря-
пряников и т. п.)
Примечания 1 Нормы расхода теплоты на
жилые дома, приведенные в таблице, учитывают расход
теплоты на стирку белья в домашних условиях 2 При
применении газа для лабораторных нужд школ, вузов,
техникумов и других специальных учебных заведений
норму расхода теплоты следует принимать в размере
50 МДж A2 тыс ккал) в год на одного учащегося
требления. Поэтому целесообразно
методики расчета годового потребле-
потребления рассмотреть отдельно для каждой
группы потребителей.
45
Потребление газа в квартирах.
Охват газоснабжением квартир для
большинства городов близок к едини-
единице. Однако при наличии старого жи-
жилищного фонда, который нельзя гази-
газифицировать, или, наоборот, при нали-
наличии высоких зданий, оборудованных
электроплитами, степень охвата газо-
газоснабжением квартир будет меньше
единицы. Обозначим степень охвата
населения города (района города)
газоснабжением через ук, тогда при
общей численности населения N4ejl
газом в квартирах будет пользо-
пользоваться yKN4ejl. Годовой расход газа
на приготовление пищи и горячей
воды существенно зависит от систе-
системы горячего водоснабжения зданий.
Обозначим долю людей, проживаю-
проживающих в квартирах, имеющих централи-
централизованное горячее водоснабжение, z\\
долю людей, проживающих в квар-
квартирах с горячим водоснабжением от
газовых водонагревателей, Z2, и долю
людей, проживающих в квартирах
без горячего водоснабжения Zz. Тогда,
для населения, пользующегося газом,
можно написать
Обозначим нормы расхода теплоты
на одного человека в год в отме-
отмеченных выше типах квартир соот-
соответственно: qK\, ^к2, <?кз, тогда общее
годовое потребление газа в кварти-
квартирах города (в МДж/год) определится
выражением
Потребление газа в предприятии^
бытового обслуживания. При расчете
потребления газа этими предприятия-
предприятиями учитывают расход газа на стирку
белья, в дезкамерах и банях. Норма
расхода теплоты на стирку белья
отнесена к 1 ? сухого белья, поэтому
для расчета газа на стирку белья
следует определить количество белья,
стираемого в прачечных и в квар-
квартирах в течение года. В нормах СНиПа
учтен расход теплоты на стирку белья
в домашних условиях, но количество
белья, стираемого в квартирах, не оп-
определено, поэтому при расчете расхода
46
газа на прачечные прежде всего
необходимо установить долю белья,
стираемого в них, т. е. степень
охвата прачечными населения города.
Если принять, что прачечными поль-
пользуются ZnN человек, тогда произво-
? ?
дительность будет равна Ю0(тщ})т/
/год (норма накопления белья 100 т/
/1000 жителей).
При наличии в городе прачечных
с различной степенью механизации
количество белья следует разделить
соответственно производительностям
этих прачечных. Будем считать, что с
учетом осреднения норм расхода теп-
теплоты, а также с учетом охвата
прачечных газоснабжением уа удель-
удельный расход теплоты (в газе) на го-
городские прачечные составит qn МДж/
/т.с.б., тогда расход газа на прачечные
составит в МДж/год:
?? inn ? ? ?
^n ?? 1000 4^
При определении количества помы-
помывок в банях можно исходить из рас-
расчета 52 помывки в год одним чело-
человеком в банях или в ванных квар-
квартир. Если в банях моется ?&? человек,
а охват бань газоснабжением у6.
тогда годовой расход газа на бани в
МДж/год) можно подсчитать по фор-
формуле:
Q6 = Z6 у6 N 52 q6 ,
где <7б — норма расхода теплоты, МДж/одну
помывку. При определении Ze можно считать,
что банями пользуются жители города, в квар-
квартирах которых нет ванн с некоторым увеличи-
увеличивающим коэффициентом
При расчете годового расхода газа
на предприятиях общественного пита-
питания учитывают их среднюю загрузку.
Охват обслуживанием населения при-
принимают ????=0,25...0,3 общей числен-
численности населения, считая при этом,
что каждый человек регулярно поль-
пользующийся столовыми и ресторанами,
потребляет в день примерно 1 обед и
ужин (завтрак). Охват столовых и ре-
ресторанов газоснабжением упоп дается
в задании на проектирование. Следо-
Следовательно, общее количество газа, по-
требляемого предприятиями общест-
общественного питания города, будет в
МДж/год:
Vn оп =—?\)??? on У ? on NQn on >
где <7п оп, МДж/обед+завтрак
Потребление газа в учреждениях
здравоохранения. При расходе газа в
больницах следует учитывать, что их
общая вместимость определяется из
расчета 12 коек на 1000 жителей,
поэтому общее число коек в больни-
больницах будет равно 0,012 N (где N —
общая численность населения города).
При оценке охвата больниц газоснаб-
газоснабжением г/в необходимо учитывать воз-
возможность работы столовых больниц
на электрооборудовании, наличие цен-
централизованного теплоснабжения, воз-
возможность использования твердого или
жидкого топлива для котельных боль-
больниц. Обозначим удельную годовую
норму потребления теплоты больни-
больницами на приготовление пищи и горя-
горячей воды — qy3 (МДж/год, одна кой-
койка), тогда общий расход газа боль-
больницами города будет, МДж/год:
Расчет годового расхода газа для
хлебозаводов и пекарен ведут в пред-
предположении, что объем суточной выпеч-
выпечки на 1000 жителей составляет 0,6...
0,8 т, следовательно, годовой объем
будет равен @,6...0,8) jjj^ N т/год.
При расчете расхода газа также сле-
следует учитывать охват газоснабжением
хлебозаводов и пекарен ух „. Удель-
Удельный расход теплоты следует прини-
принимать осредненным — q% (МДж/т).
Общий расход газа на хлебозаводы и
пекарни будет, МДж/год:
365
Годовые расходы газа на нужды
предприятий торговли, предприятий
бытового обслуживания населения
(ателье, мастерскими, парикмахерс-
парикмахерскими, магазинами и др.) принимают
в размере 5 % годового расхода газа
на жилые дома.
В итоге следует отметить, что при
расчете потребления газа городом
должны быть увязаны не только
каждый вид потребления по всем
зданиям и сооружениям, где он имеет
место (например, стирка белья в квар-
квартирах и прачечных, использование
газа для нагрева воды в ваннах квар-
квартир или банях и т. д.), но и все
виды энергии, используемые для каж-
каждого вида потребления (например,
газ и электричество для приготовле-
приготовления пищи, газ, твердое и жидкое
топливо для нагрева воды и т. д.).
Каждый город следует разделить
на ряд районов, для которых основные
характеристики, определяющие объе-
объемы потребляемого газа, будут при-
примерно одинаковыми. Расчет произво-
производят для каждого района отдельно,
в конце расчета составляют итоговую
таблицу расчета по всему городу.
Крупных потребителей, которые будут
присоединены к сетям высокого (сред-
(среднего) давления, но уже вошедших
в отдельные виды потребления, выде-
выделяют в самостоятельную группу (бани,
прачечные, хлебозаводы, крупные рес-
рестораны и т. д.). Число потребителей
газа по районам города выявляют
из анализа их населенности, этаж-
этажности застройки и ее основных
характеристик, числа и характеристи-
характеристики предприятий и учреждений город-
городского хозяйства, наличия централизо-
централизованного горячего водоснабжения, ха-
характеристики отопительных систем, то-
топливного и теплового баланса города.
При проведении укрупненных рас-
расчетов потребления газа городом, на-
например, при составлении проектов
генеральных планов городов и насе-
населенных пунктов СНиП 2.04.08—87
допускает применять укрупненные по-
показатели газопотребления в м3/год на
1 чел. Величина укрупненных пока-
показателей в основном зависит от вида
горячего водоснабжения. Рекоменду-
Рекомендуются следующие укрупненные нормы
потребления газа в м3 в год на
1 чел.: а) при наличии централизо-
централизованного горячего водоснабжения —
47
100; б) при горячем водоснабжении
от газовых водонагревателей — 250;
в) при отсутствии всяких видов горя-
горячего водоснабжения — 125 (для сель-
сельской местности— 165). Нормы рас-
рассчитаны для газа с теплотой сгора-
сгорания в 34 МДж/м3 (8000 ккал/м3).
Расход газа на отопление, венти-
вентиляцию и централизованное горячее
водоснабжение жилых и обществен-
общественных зданий определяют по удельным
нормам тепЛопотребления.
Расход газа на отопление, вен-
вентиляцию и горячее водоснабжение
промышленных предприятий прини-
принимают по соответствующим проектам.
Годовой расход газа (КДж) на
отопление и вентиляцию жилых и об-
общественных зданий вычисляют по фор-
формуле
Q
O B I
24A + К)
t —t
P о
+ гКЖ -"*--^
t —t.
JL] qFn°
E.1)
где tB
/Р
температура соответст-
соответственно внутреннего воздуха отапливаемых зда-
зданий, расчетная наружная для проектирования
отопления, расчетная наружная для проекти-
проектирования вентиляции, средняя наружного воз-
воздуха залэтопительный сезон, 0C, К, К\ — коэф-
коэффициенты, учитывающие расходы теплоты на
отопление и вентиляцию общественных зданий;
при отсутствии данных соответственно прини-
принимаются равными 0,25 и 0,4, ? — среднее число
часов работы системы вентиляции обществен-
общественных зданий в течение суток; при отсут-
отсутствии данных принимается 16 ч; щ — продол-
продолжительность отопительного периода, сут; F —
жилая площадь отапливаемых зданий, м2;
ijo — КПД отопительной системы: для котель-
котельных ?=0,8 ..0,85, для отопительных печей
?=0,7 ..0 75; q —·- укрупненный показатель мак-
максимального часового расхода теплоты на отоп-
отопление жилых зданий, кДж/ч на 1 м2 жилой
площади принимают по табл. 5.2.
Годовой расход газа (кДж) на цен-
централизованное горячее водоснабжение
от котельных определяют по формуле
¦Ло)
60 —j
E 2)
где qrB—укрупненный показатель среднеча-
среднечасового расхода теплоты на горячее водо-
Таблица 5.2. Значения показателя q при
разных наружных температурах
Показатель
Укрупненный
показатель q,
кДж/(ч-м2)
Расчетная температура наружвого воз-
воздуха для проектирования
отопления /р о, 0C
0
335
— 10
461
—20
544
—30
628
—40
670
снабжение, кДж/ч на 1 чел. (с учетом оо-
щественных зданий района), принимают по
табл 5.3 N — число жителей, пользующихся
горячим водоснабжением; ? — коэффициент,
учитывающий снижение расхода горячей воды в
летний период (при отсутствии данных при-
Таблица 5.3 Значения показателя qT B
средней нормы потребления горячей воды
Показа-
Показатель
Укруп-
Укрупненный
показа-
показатель
Qt в,
кДж/
/(ч-
•чел)
Средние за отопительные периоды нормы
расхода воды на горячее водоснабжение,
л на I чел в сут
80
1050
90
1150
100
1260
по
1360
120
1470
130
1570
нимают 0,8; для курортных и южных городов
1); ??3, (хл — температуры водопроводной воды в
отопительный и летний периоды, 0C (при от-
отсутствии данных соответственно принимают
равными 5 и 15° С), ??? — КПД котельной,
равный 0,8...0,85
Пример 5.1. Определить годовое потреб-
потребление газа городом (без промышленных пред-
предприятий) исходя из следующих данных. Пло-
Площадь жилой застройки города 250 га, средняя
плотность населения 380 чел/га. Для газоснаб-
газоснабжения используют природный газ с теплотой
сгорания QS= 35840 кДж/м3 и относительной
плотностью по воздуху s=0,562.
Степень охвата городских потребителей га-
газоснабжением принята следующая- 100 %
населения расходует газ на приготовление
пищи в квартирах; 20 % квартир имеют цен-
централизованное горячее водоснабжение; 30 %
квартир оборудовано горячим водоснабжением
от газовых водонагревателей; газифицированы
мелкие отопительные установки жилых и об>·
щественных зданий в объеме 20 % общей ото-
пительно-вентиляционной нагрузки, газифици-
газифицировано 60 % предприятий бытового обслужи-
обслуживания, предприятий общественного питания,
учреждений здравоохранения, хлебопекарен и
48
Таблица 5.4. Исходные данные для расчета
Потребитель
Квартиры с цент-
централизованным го-
горячим водоснаб-
водоснабжением
Квартиры с га-
газовыми водона-
водонагревателями
Квартиры без го-
горячего водоснаб-
водоснабжения
Предприятия об-
общественного пи-
питания (обед+
завтрак)
Охват о
служива
нием Z1
60
21 = 0,2
22=0,3
2з=0,5
24=0,25
'хват га-
зоснабже-
зоснабжением i/,
1/2=1
?/3=1
#4 = 0,6
Таблица 5.5. Программа расчета расхода
теплоты на микрокалькуляторе
Норма рас-
расхода тепло-
теплоты Q,, МДж
Qi = 2800
Q2=8000
Q3=4600
ц/4=
= D,2+
+2,I)X
X 360=
=2268
кондитерских предприятий. Средняя норма жи-
жилой площади на 1 чел. 9 м2. Расчетная
наружная температура для проектирования
отопления tpo=—25 0C.
Решение. Годовое потребление газа городом
рассчитаем отдельно для следующих видов
потребления:
1) потребление в квартирах для приго-
приготовления пищи и горячей воды и мелкими
потребителями, присоединяемыми к сетям низ-
низкого давления, и рассматриваемое как равно-
равномерно распределенная нагрузка. В данном
примере к мелким потребителям отнесены пред-
предприятия общественного питания;
2) потребление крупными коммунальными
потребителями: прачечными, банями; большими
больницами, хлебозаводами. Этих потребителей
рассматривают как сосредоточенные нагрузки
и присоединяют к газопроводам среднего или
высокого давления;
3) потребление газа на отопительно-венти-
ляционные нужды, расходуемого отопительными
котельными.
Расчеты произведем по приведенной выше
методике. Для облегчения расчетов по расходу
газа первой группой потребителей составим
программу для микрокалькулятора «Электро-
«Электроника MK 56».
1. Произведем расчет расхода теплоты
на коммунально-бытовые нужды. Исходные дан-
данные сведены в табл. 5.4. Индексация показа-
показателей упрощена.
2. Произведем расчет расхода теплоты на
1 чел. (в МДж) на микрокалькуляторе. Про-
Программа расчета приведена в табл. 5.5.
Программа вводится в микрокалькулятор
после нажатия клавиш В/О, F ПРГ. Исход-
Исходная информация вводится после нажатия
клавиш F, АВТ. Программа пускается нажатием
клавиш В/О, С/П. Для численных значений
параметров, приведенных в табл. 5.4 по резуль-
результатам расчета на микрокалькуляторе, полу-
получен ответ — 5600,2 МДж — это годовое потреб-
потребление теплоты, отнесенное к одному жителю
Программа
Адрес
команды
00
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
?3
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
Нажатая
клавиша
П—xl
Bf
П—х2
X
х—ПЗ
П—х4
Bf
П—х5
X
П—хЗ
+
х-ПЗ
П—хб
Bf
П—х7
X
П—хЗ
+
х—ПЗ
П—х8
В f
П—х9
X
?—?, ?
X
?—?, 3
+
С/П
Код one
рации
61
OE
62
12
43
64
OE
65
12
63
10
43
66
OE
67
12
63
10
43
68
OE
69
12
6—
12
63
10
50
Вводимые и с
ходные данные
2?, X—П1
Q,, ?—?2
22, X—П4
Q2, ?—?5
гз,х-~П6
Q3, ?—?7
24, X—П8
г/4, х—П9
Q4, ?—?, а
города. С учетом 5 % на нужды мелких
предприятий получаем 5880 МДж.
Расчет потребления теплоты
крупными потребителями. Эти расхо-
расходы рассчитывают на микрокалькуляторе в ав-
автоматическом режиме:
1) потребление фабриками-прачечными.
Норму принимаем 12 600 МДж на 1 ? сухого
белья. Будем считать, что в прачечных сти-
стирает 70 % населения, т. е. 2=0,7, тогда:
= 50,27· 10 6МДж/год.
Здесь общая численность населения города
W= 380-250= 95 000 чел.;
2) потребление теплоты в банях. Прини-
Принимаем, что в банях моется 50 % населения
Q6 = 0,5-0,6-95 000-52-45 =
= 60,69-106МДж/год ;
3) потребление теплоты в больницах
49
12- 0,6- 95 000
C200+9200) =
^ уз 1000
= 8,48-106МДж/год,
4) потребление теплоты хлебозаводами
„„ 365
1000
0,6-95 000-3000 =
= 43,68 · 10 ьМДж/ год.
Подсчитаем общий расход теплоты в газе,
потребляемой в жилых домах и крупными
коммунальными потребителями. Суммарные
расходы газа приведены ниже:
Потребители Годовой расход на город.тыс.МДж
Жилые дома 5,88 - 95 000= 558 600
Прачечные 50 270
Бани 60 69Q
Больницы 8480
Хлебозаводы 43 680
Итого 721720
Потребление теплоты на о ¦Топ-
¦Топление, вентиляцию и горячее водо-
водоснабжение. Расход газа на отопление и
вентиляцию жилых и общественных зданий
определяем по формуле E.1)
— t
—t -,
В" СР °?
вн ? о J
586-171000-205 шьмп /
? _^ =434-10 МДж/год.
Здесь /р в = — 14 0C; /сро= — 3,2°С По = 2О5;
F = 9-95 000-0,2= 171 000 м2 — площадь зда-
зданий, отапливаемых газом.
Определяем расход газа на централизо-
централизованное горячее водоснабжение, считая, что оно
осуществляется от котельных, по формуле
E.2)
г х 60-?? -? ?
Qre=24qrBN\ „„+C50-n,) -^-— ? — =
L хз J h в
= 24-1470-0,2 -95 000 [~205 + C50 — 205) X
60-5
X
60-15
0,75
= 310-10ьМДж/год.
Здесь ^r в= 1470 взято из табл. 5.3 для
нормы потребления горячей воды в 120 л/
/(чел.-сут).
Общий годовой расход теплоты городом
составит
721 720 + 434 000 + 310 000 =
I 465 720 тыс. МДж/год.
50
Если теплота сгорания газа Q?=36 МДж/м3,
тогда
_ 1465-720-103 „П7 1Л6 3/
Q = 5Z = 40,7 · 106 м3/год.
OD
Удельный расход газа на одного жителя
составит
5.2. Режим
потребления газа
Все городские потребители — бы-
бытовые, коммунальные общественные и
промышленные — потребляют газ не-
неравномерно. Потребление газа изме-
изменяется по месяцам года, дням недели,
календарным дням, а также по часам
суток. В зависимости от периода,
в течение которого потребление при-
принимают постоянным, различают: 1) се-
сезонную неравномерность, или неравно-
неравномерность по месяцам года; 2) суточ-
суточную неравномерность, или неравно-
неравномерность по дням недели, месяца или
года; 3) часовую неравномерность,
или неравномерность по часам суток
или часам года. Режим расхода газа
городом зависит от режима отдель-
отдельных категорий потребителей и их
удельного веса в общем потреб-
потреблении.
Неравномерность расходования га-
газа отдельными категориями потреби-
потребителей определяется рядом факторов:
климатическими условиями, укладом
жизни населения, режимом работы
предприятий и учреждений, характе-
характеристикой газооборудования зданий и
промышленных цехов. В большинстве
случаев теоретический учет влияния
отдельных факторов на неравномер-
неравномерность потребления оказывается невоз-
невозможным. Наиболее достоверный
путь — это накопление и систематиза-
систематизация опытных данных в течение дли-
длительного периода. Только при достато-
достаточном количестве экспериментального
материала можно говорить о надеж-
надежных сведениях по режимам потреб-
потребления.
Неравномерность потребления ока-
100
ж ж
Месяцы
ж ж
зывает большое влияние на экономи-
экономические показатели систем газоснабже-
газоснабжения. Наличие пиков и провалов в
потреблении газа приводит к непол-
неполному использованию мощностей газо-
газовых промыслов и пропускной способ-
способности магистральных газопроводов,
что повышает себестоимость газа.
Выравнивание спроса и потребления
газа приводит к необходимости строи-
строительства подземных хранилищ и к со-
созданию потребителей — регуляторов,
а следовательно, и к дополнительным
капитальным вложениям в газотранс-
газотранспортные системы и во вторые топлив-
топливные хозяйства потребителей. Эта про-
противоречивость постановки задачи как
всегда решается оптимизационным
методом.
Режим потребления по месяцам
года и сезонная неравномерность.
Суммарные годовые графики потреб-
потребления газа городами и экономичес-
экономическими районами являются основой для
планирования добычи газа, а также
для выбора и обоснования мероприя-
мероприятий, обеспечивающих регулирование
неравномерности потребления газа.
Решение проблемы неравномерности
потребления позволяет обеспечить на-
надежность газоснабжения и повысить
Рис. 5.1. Годовой гра-
график потребления
/— потребление газа
как сырья для пере-
переработки; 2— комму-
коммунально-бытовое пот-
потребление; 3— потреб-
потребление промышленными
печами; 4— потребле-
потребление в котельных для
выработки технологи-
технологического пара; 5-— за-
закачка газа в подзем-
подземное хранилище; 6 и 8—
постоянное и сезонное
потребление газа элек-
электростанциями; 7— пот-
потребление газа котель-
котельными для выработки
тепла на отопление зда-
зданий; 9— отбор газа из
подземного хранилища;
10 — неравномерность,
покрываемая подачей
магистрального газо-
газопровода; 11—линия по-
подачи газа магистраль-
магистральным газопроводом;
12—средняя линия по-
подачи газа
экономическую эффективность газо-
газоснабжающих систем.
Знание годовых графиков газопо-
газопотребления имеет большое значение и
для эксплуатации городских систем
газоснабжения, так как позволяет
правильно планировать спрос на газ
по месяцам года, определять необ-
необходимую мощность городских потреби-
потребителей — регуляторов, планировать
проведение реконструкций и ремонт-
ремонтных работ на газовых сетях и их соору-
сооружениях. Используя провалы потреб-
потребления газа для отключения отдель-
отдельных участков газопровода и газоре-
гуляторных пунктов на ремонт, можно
провести его без нарушения подачи
газа потребителям.
На рис. 5.1 показан годовой гра-
51
фик промышленного узла, включаю-
включающего несколько городов, Из графика
видно, что различные категории по-
потребителей характеризуются и раз-
различной неравномерностью потреб-
потребления газа. Из всех видов потреб-
потребления наибольшей сезонной неравно-
неравномерностью характеризуется отопи-
отопительная нагрузка, которая изменяется
соответственно температуре наруж-
наружного воздуха. Зимой при низких темпе-
температурах расход газа максимальный, а
в летние месяцы газ вообще не
потребляют. Коммунально-бытовое
потребление газа характеризуется так-
также значительной сезонной неравно-
неравномерностью, но меньшей, чем отопи-
тельно-вентиляционная нагрузка.
Вместе с тем доля коммунально-бы-
коммунально-бытовой нагрузки в общем годовом
потреблении невелика, поэтому в ко-
конечном итоге она незначительно ска-
сказывается на общей неравномерности.
Наиболее равномерно потребляют
газ заводы, где его используют
как сырье для дальнейшей переработ-
переработки. Незначительной неравномерностью
характеризуется также потребление
газа промышленными печами. С не-
небольшой неравномерностью потребля-
потребляют газ и промышленные котельные,
вырабатывающие пар для технологи-
технологических нужд. Из общего расхода
газа котельными примерно две трети
расходуют на технологические нужды
и одну треть — на отопление и венти-
вентиляцию. Примерно 35 % газа, расходу-
расходуемого в промышленности, сжигают
в промышленных печах, а 65 % — в
промышленных котельных и на элект-
электростанциях.
На рис. 5.1 показаны закачка и
отбор газа из газохранилищ, а также
сезонное потребление газа электро-
электростанциями для выравнивания годового
графика. Из рассмотрения графика
можно сделать вывод, что неравно-
неравномерности потребления газа различны-
различными категориями потребителей сущест-
существенно отличаются друг от друга.
Поэтому неравномерность графика в
целом будет весьма значительно за-
зависеть от доли в общем годовом
расходе потребителей со значительной
неравномерностью. Наибольшие коле-
колебания расхода по месяцам будут на-
наблюдаться в городах, в которых
потребление газа на отопление и вен-
вентиляцию зданий, а также населением
составляет значительную долю общего
расхода. В городах, где технологи-
технологическое потребление имеет большой
удельный вес, годовой график более
равномерный.
Основное влияние на режим быто-
бытового потребления оказывают климати-
климатические условия. Понижение наружной
температуры вызывает увеличение по-
потребления газа. Это объясняется тем,
что в зимние месяцы температура
водопроводной воды значительно сни-
снижается и на ее нагрев расходуют
больше теплоты. Кроме того, зимой
больше пользуются горячей пищей,
а численность населения города летом
несколько уменьшается, так как неко-
некоторая его часть выезжает за город.
Режим потребления по месяцам года
на бытовые нужды (в квартирах),
на учреждения коммунально-бытового
обслуживания, столовые, хлебозаво-
хлебозаводы, бани и прачечные приведен в
табл. 5.6.
Режим потребления газа на отоп-
отопление и вентиляцию зданий зависит
от климатических условий того райо-
района, где расположен город или про-
промышленный узел. Количество потреб-
потребляемого газа определяется наружной
температурой. Отопительную нагрузку
рассчитывают по формуле
Q- ?* (/ i \ Yl
K^j 1^в t[j I /t
где Q — количество газа, расходуемого на ото-
отопление и вентиляцию зданий в течение периода
п; С—постоянная величина; ?? — внутренняй
температура; tK — наружная температура, сред·"
няя для периода ?; ? — число часов или суток
стояния температуры /„.
Внутреннюю температуру принима-
принимают постоянной и равной 18...20 0C.
Средние температуры наружного воз-
воздуха определяют по климатологичес-
климатологическим данным, которые получены в ре-
результате многолетних наблюдений
(СНиП 2.01.01—82). Месячные расхо-
расходы в процентах от годового расхода
52
Таблица 56 Расход газа по месяцам года, % годового потребления
Потребитель
Квартиры жилых
зданий
Учреждения ком-
коммунально-бытового
обслуживания
Столовые и ресто-
рестораны
Хлебозаводы и пе-
пекарни
Бани
Прачечные и де-
дезинфекционные ка-
камеры
I
10,3
10,6
9,5
10,2
11,5
9,4
II
9,6
9,6
8,6
8,7
10,4
8,5
III
10
9,8
9,5
9,8
10
8,9
IV
9,3
9,2
8,6
8,7
9,2
8,5
V
8,6
9
8,2
7,6
6,6
7,4
Месяц
VI
7
7,8
7,7
7,2
6,1
8
VII
5
4,6
6,8
6,4
5,4
7,5
VIII
5,2
4,8
6,8
6,6
4,9
7,5
IX
7
7,9
7,7
7,1
6,1
8,3
X
8,7
8,8
8,5
8,5
8,2
8,5
XI
9,4
8,9
8,6
8,8
9,6
8,2
XII
9,9
9,6
9,5
10,4
12
9,3
Таблица 57 Расчет режима потребления газа на отопление для Москвы
Показатель
Среднемесячные тем-
температуры
Число отопительных
дней в месяце
Месячный расход, %
[по формуле E 3) ]
Месяц
X
5
19
6
XI
— 1,6
30
13,7
XII
—6,9
31
17,6
I
—9,4
31
19,3
II
—8,5
28
16,9
III
—3,6
31
16,1
IV
4,9
30
9,1
V
12,5
5
0,8
Примечание Режим потребления газа в октябре и мае принят соответственно с 12 по 31 е и с 1 по 5 е число
рассчитывают по формуле
100,
? с
E 3)
't-t.
? м) м
где /ср м — среднемесячные температуры, пы —
число отопительных дней в месяце
Среднемесячные температуры для
Москвы приведены в табл. 5.7 и
произведены вычисления по формуле
E.3). Длительность отопительного пе-
периода 205 дней, /в=20°С.
По формуле E.3) можно рассчи-
рассчитать график расхода газа на отопи-
отопительные нужды в зависимости от дли-
длительности стояния наружных темпера-
температур как для года, так и для каждого
месяца. Для этого по климатологи-
климатологическим данным определяют продол-
продолжительность стояния интервалов тем-
температур. Для каждого интервала нахо-
находят среднюю температуру /срг и по
формуле определяют расход газа для
?-го интервала:
Q,=C(tB—tcpi)ntt
где ?, — длительность стояния интервала темпе-
температур
Долю месячного расхода газа для
интервала nt определяют по формуле
(t. — t...\n
где 7' — доля месячного расхода газа, q,Qu
количество газа, потребляемого за период п,
После определения расходов газа
для всех интервалов стояния темпе-
температур /ср t строят график расхода газа
по продолжительности, располагая
величину qt в порядке возрастания
величины tcpi. Ha основании данных
расчета газа за январь, сведенных
в табл. 5.8., для узла потребления,
расположенного в районе Москвы,
53
Таблица 58 Данные расчета графика расхода газа на отопление в зависимости от длительности
стояния наружных температур.
Интервалы темпера
тур
от
—24,9
— 19,9
— 14,9
— 9,9
— 4,9
0,1
до
—25
—20
— 15
— 10
—О
0
+5
Средняя тем-
температура ин
тервала
<ер„°С
—25
—22,5
— 17,5
— 12,5
— 7,5
— 2,5
2,5
(/-—/ср.).
°с
43
40,5
35,5
30,5
25,5
20,5
15,5
Длительность
стояния ин
тервала темпе
ратур щ, сут
1,1
2,1
4,6
6
7,6
7
2,6
(/. —<ср<)«1
47,3
85
163,3
183
193,8
143,5
40,3
(t.—t^An.
2(<.-/ср1)я,
0,055
0,099
0,191
0,213
0,277
0,168
0,047
Количество га-
газа потребляе-
потребляемого в интер
вале темпе
ратур, млн, м3
5,5
9,9
19,1
21,3
22,7
16,8
4,7
Итого
31
856,2
100
построен график (рис. 5.2). Расход
газа на отопление за январь соста-
составил 100 млн.м3 при /В=18°С, /нр=
= -25 0C.
Используя рассмотренную методи-
методику расчета отопительной нагрузки с
учетом изменения наружной темпе-
температуры воздуха в течение месяца
можно более точно построить годовой
график. Такой график будет отражать
зимние пики расхода газа, связанные
с понижением температуры во время
морозов, покрыть которые представ-
представляет наибольшие трудности как для
газовой промышленности, так и для го-
городских газовых хозяйств. Годовой
график потребления газа промышлен-
промышленным узлом показан на рис. 5.3.
На графике дано более детальное
разделение потребителей в зависимос-
зависимости от режимов потребления. Наряду
с обычным разделением выделены
отдельно потребители: 1) промышлен-
промышленные печи, расходующие 22,1 % газа;
2) котельные установки, технологи-
технологическая нагрузка — выработка техно-
технологического пара, 29,8 %; 3) котель-
котельные установки, отопительная нагрузка
33.5 %; 4) электростанции и ТЭЦ
14.6 %. Выделение отопительной на-
нагрузки от технологической имеет боль-
большое значение, так как эти виды
потребления газа резко отличаются
режимами. Режим потребления на
графике осреднен для каждого месяца.
Используя изложенную выше мето-
методику, график был перестроен, что
показано на рис. 5.4. Отопительная
нагрузка представлена не постоянной
в течение месяца, а переменной в
зависимости от наружной температу-
температуры и длительности ее стояния в те-
течение месяца. Как следует из графика,
суточная неравномерность в зимний
период при детальном его построении
существенно возрастает.
Режим потребления газа промыш-
промышленными предприятиями зависит от
характера технологического процесса.
Наиболее равномерно потребляют газ
те крупные предприятия, в которых
технологический процесс протекает не-
непрерывно. Неравномерность потребле-
потребления газа котельными зависит от
соотношения теплоты, идущей на отоп-
отопление и вентиляцию, и теплоты, рас-
расходуемой на технологические процес-
процессы. Первая статья расхода характе-
характеризуется значительной неравномерно-
неравномерностью, а расходы по второй статье
более равномерны. Но и в этом слу-
случае летом наблюдается снижение по-
потребления вследствие повышения тем-
температур наружного воздуха и воды, а
также сезонного сокращения произ-
производства.
Неравномерность потребления газа
характеризуется двумя показателями:
1) количеством газа в долях от
годового потребления, которое явля-
является избыточным по отношению к сред-
средней равномерной подаче газа или ко-
которого недостает в периоды превы-
превышения потребления над средней пода-
подачей Огод (объемный показатель);
2) максимальным значением коэффи-
54
5 10 15
7,73,2 7,8 73,8
L
Рис. 5.2. Зависимость
расхода газа на отоп-
отопление от длительности
стояния наружных тем-
температур для января
(район Москвы)
1JS
7A
1
0,8
??
20 25 30
2/,4 28,4
1— кривая, построен
ная по интервалам тем
ператур, 2—кривая при
непрерывном измене
нии температур
У/
%
-—
I
1
%
ЖШШТЖШШП.Х11Ш
Месяцы
Рис. 5.4,а. Неравномер-
Неравномерность потребления газа
по годовому графику
Рис. 5.4. Годовой гра-
график потребления газа
промышленным узлом с
учетом суточной нерав-
неравномерности отопитель-
отопительной нагрузки
/ — коммунально бы
товое потребление, 2—
плавильные печи, 3—
промышленные печи,
4—котельные установ-
установки (технологическая
нагрузка), 5—котель
ные установки (отопи-
(отопительная нагрузка), б—
электростанции (ТЭЦ)
T Г ЖЖ Г F ЖЖЖ11ГЖ Месяцы
средняя л ими я подачи газа
закачка газа в подземные хранилища
отбор газа из подземных хранилищ
77777/ выравненный график потребления
Рис. 5.3. Годовой гра-
график потребления газа
промышленного узла
1— коммунально быто
вое потребление 2 —
плавильные печи, 3—
промышленные печи,
Q, MnH м3/сулп
4— котельные установ
ки (технологическая
нагрузка), 5—котель
ные установки (отопи
тельная нагрузка),
6 — электростанции
(ТЭЦ)
1
I Л Ш ШТ Ж ШШШХЛШ Месяцы
|$^j - закачка газа в подземные хранилища
^^ — отбор газа из подземных хранилищ
— средняяя линия подачи газа
77777 ~ выравненный график потребления
55
Таблица 5.9. Месячные коэффициенты неравномерности потребления газа
Коэффициент нерав-
неравномерности потреб-
потребления газа
/См
Месяц
1
1,509
II
1,545
III
1,185
IV
0,952
V
0,592
Vl
0,575
VII
0,536
VlII
0,525
IX
0,618
X
1,185
XI
1,336
XII
1,459
циента сезонной неравномерности по-
потребления газа IQaKC (мощностной по-
показатель).
Коэффициент сезонной (месячной)
неравномерности потребления газа /См
определяют как отношение расхода
газа за данный месяц к средне-
среднемесячному расходу за год. Однако
такой метод недостаточно точен, так
как число дней в месяце колеблется от
28 до 31. Для большей точности
следует определить его как отношение
среднесуточного расхода за данный
месяц к среднесуточному расходу за
год. В этом случае будет учтено
различное число дней в месяцах.
Из табл. 5.6 для потребления
газа в квартирах получаем следую-
следующие значения коэффициентов месяч-
месячной неравномерности для I, II и VII
месяцев:
Лм~ 31 " 100 ~''"
.? 9,6 365
28 100
_ ?
следовательно, максимальной нерав-
неравномерностью характеризуется фев-
февраль.
К
VII
5 365
31 " 100
= 0,59.
Из сравнения максимального и ми-
минимального коэффициентов неравно-
неравномерности следует, что потребление га-
газа в квартирах летом уменьшается
более чем в два раза. Рассчитаем
коэффициенты неравномерности для
каждого месяца для годового графика,
показанного на рис. 5.3 без учета
его выравнивания с помощью подзем-
подземного хранилища. Результаты расчетов
сведем в табл. 5.9.
По данным табл. 5.9. на рис.
5.4 построен годовой график потреб-
потребления, на котором ординаты пред-
представлены в виде месячных коэффи-
коэффициентов неравномерности. Равномер-
Равномерная подача газа, при которой удов-
удовлетворено годовое потребление, соот-
соответствует /Cm=I. Неравномерность
потребления соответствует площади
(заштрихованной) над средней ли-
линией подачи газа или равной ей
площади (недостаток газа) под лини-
линией подачи.
Заштрихованная площадь равна
? ^?-? «?·
где Kt, nt — соответственно коэффициент не-
неравномерности и число дней в месяце /.
В расчете учитывают только меся-
месяцы, для которых /О>1.
Общая площадь графика, соответ-
соответствующая годовому потребления газа:
12
Ql
у А'л.^у JL?P?ZL« ^365,
Zj < ' Zj пг°д 1
[ ? " Ср.сут
где QcpVcyx ,QcpucyT — соответственно среднесу-
среднесуточные расходы за ?-тый месяц и за год.
Сезонную неравномерность потреб-
потребления агод рассчитывают по формуле
? *i»-? «?
/?? /??
12
? ???
100%.
E.4)
Если не учитывать разное коли-
количество дней в месяцах, считая их
по длительности одинаковыми (что
обычно обеспечивает достаточную точ-
точность), тогда расчетная формула при-
примет следующий вид:
?*.-
N
/Ol
12
100% ,
E.5)
где N — число месяцев в году, для которых
к>\.
56
Рассчитаем по приближенной фор-
формуле E.5) значение ? по данным
табл. 5.9 и графика рис. 5.5:
__ A,509+1,545 + 1,185+1,185 + 1,336
? ^_ __ _______ _ .
д-макс :
С M ОТ
t —t
ср сут 20—(— 32)
t—t
ср м ее
20 —( — 9,4)
= 1,77
+ 1,459) —б
-100=18,5% ,
Объемный показатель неравномер-
неравномерности схгод равен 12... 15 %. Значение
величины Огод зависит от удельного
веса отопительной нагрузки в суммар-
суммарном газопотреблении: чем больше доля
отопительной нагрузки, тем больше
О^год·
Режим потребления газа по дням
недели и суточная неравномерность.
Колебания потребления газа по от-
отдельным дням недели и месяца (су-
(суточные колебания) в основном зависят
от следующих факторов: уклада жиз-
жизни населения, режима работы пред-
предприятий, изменения температуры на-
наружного воздуха. Суточные колеба-
колебания, связанные с укладом жизни
населения, примерно одинаковы для
любой недели, за исключением тех,
в которые попадают праздники. Не-
Недельный режим работы предприятий
также достаточно стабилен. Третий
фактор — изменения температуры на-
наружного воздуха — учесть значитель-
значительно сложнее, так как трудно прогно-
прогнозировать изменение температур по
дням недели и месяца. Вместе с тем
максимальное значение коэффициента
суточной неравномерности за месяц
и отопительный период можно опре-
определить, используя климатологические
наблюдения за продолжительный пе-
период времени Такие данные приве-
приведены в СНиП 2.01.01—82.
Определим максимальное значение
коэффициента суточной неравномер-
неравномерности отопительной нагрузки (для
Москвы) для самого холодного меся-
месяца (января). По СНиП средняя темпе-
температура января —9,4 0C, средняя тем-
температура наиболее холодных суток
—32 0C, получим следующее значе-
значение /^макс
HHL Ac м от
Режим потребления газа на быто-
бытовые и коммунальные нужды в основ-
основном определяется укладом жизни на-
населения. Здесь можно говорить о зако-
закономерности потребления газа по обыч-
обычным дням недели или в предпразд-
предпраздничные и праздничные дни. Из наблю-
наблюдений за потреблением газа в квар-
квартирах следует, что в течение первых
четырех дней недели газ потребляют
почти равномерно. В пятницу расход
газа возрастает и достигает макси-
максимального значения в субботу. В вос-
воскресенье потребление газа снижается.
Максимальные коэффициенты суточ-
суточной неравномерности по дням недели
примерно равны: для квартир, где
газ используется только для приго-
приготовления пищи, Л7нкс=1,2; для квар-
квартир, где газ используется для при-
приготовления пищи и горячей воды,
ьпяакс ? пс
Ac н — 1 ,?о.
Наибольшим потреблением газа
характеризуются предпраздничные
дни. Как показали наблюдения, макси-
максимальный суточный расход газа в квар-
квартирах за год приходится на 31 де-
декабря. Соответствующие максималь-
максимальные коэффициенты суточной неравно-
неравномерности за год примерно равны:
для квартир, где газ используется
только для приготовления пищи при
наличии центрального горячего водо-
водоснабжения, величина К%*кс=2, и где
газ используется на приготовление
пищи и горячей воды, величина ДТ?КС =
= 2,65.
Значительной суточной неравно-
неравномерностью потребления характеризу-
характеризуются бани, для которых величина
К%%кс= 1,82. Максимальные коэффи-
коэффициенты суточной неравномерности для
различных отраслей промышленности
колеблются в пределах 1,1. .1,2. Не-
Неравномерность потребления отдельны-
отдельными предприятиями может значительно
превышать неравномерность для це-
целой отрасли, так как график по-
потребления отраслью сглаживает не-
неравномерность отдельных предприя-
57
тий. Так, у предприятия, работающего
с выходными днями, потребление газа
в выходной день значительно умень-
уменьшается или полностью прекращается,
что значительно повышает недельную
неравномерность.
Режим потребления газа по часам
суток и часовая неравномерность.
Городские газовые сети рассчитывают
на максимальные часовые расходы
газа, которые можно определить,
только располагая достаточно надеж-
надежными сведениями о часовых колебани-
колебаниях потребления газа. Знание суточ-
суточных графиков необходимо также для
правильной эксплуатации газовых се-
сетей и установок и расчета аккуму-
аккумулирующей емкости для выравнивания
суточного графика.
Для всех городских потребителей
характерна та или иная часовая
неравномерность потребления газа в
течение суток. Наибольшая часовая
неравномерность наблюдается у быто-
бытовых и коммунальных потребителей.
Расход газа на отопление и венти-
вентиляцию в крупных установках мало
изменяется в течение суток (за ис-
исключением периодов резких похолода-
похолоданий и потеплений). Мелкие установки,
особенно отопительные печи периоди-
периодического действия, потребляют газ в
течение суток неравномерно. Режим
потребления газа промышленными
предприятиями в основном опреде-
определяется числом рабочих смен. При
трехсменной работе газ потребляют
почти равномерно. С увеличением чи-
числа объектов, обслуживаемых газо-
газоснабжением, часовая неравномерность
уменьшается. Суточный режим потре-
потребления газа квартирами зависит от
уклада жизни населения, дня недели,
календарного дня (праздничный,
предпраздничный или рядовой день),
а также от количества газифицирован-
газифицированных квартир.
Суточный график потребления ха-
характеризуется двумя пиками — утрен-
утренним и вечерним. Утренний пик
приходится на 8... 11 ч утра, причем
в будни он попадает на более
ранние часы, а в воскресные и
праздничные дни — на более поздние.
Вечерний пик приходится, на 18...21 ч.
Суточные графики для рядовых дней
недели близки по своему характеру,
а графики субботних, воскресных,
предпраздничных дней значительно
отличаются от них. Суточные графи-
графики характеризуются теми же показа-
показателями, что и годовые: неравно-
неравномерностью Осут (объемный показатель)
и максимальным значением коэффи-
коэффициента неравномерности /CJacKC.
Неравномерность потребления рав-
равна такому количеству газа, которое,
находясь в запасе, способно обеспе-
обеспечить нормальный режим использова-
использования газа потребителями при равно-
равномерной, его подаче. Это количество га-
газа равно необходимой аккумулирую-
аккумулирующей емкости, которая способна вы-
выравнивать график потребления. Не-
Неравномерность, или аккумулирующую
емкость, определяют в долях от су-
суточного потребления. Коэффициенты
неравномерности определяют как от-
отношение часового расхода газа к
среднечасовому за сутки.
Максимальные коэффициенты ча-
часовой неравномерности потребления
газа в течение суток в квартирах
городов или поселков в зависимо-
зависимости от объема газоснабжения и харак-
характера газооборудования изменяют-
изменяются в пределах КчТс = 1,6.. 2,2. Для
предприятий и учреждений комму-
коммунально-бытового и культурного об-
обслуживания величина /С"?кс=2,62.
Значительной неравномерностью ха-
характеризуется потребление газа в ба-
банях, где /Счскс=1,65; в прачечных —
Кчаскс=2,25, и на печное отопление —
A4 с =Z,4.
Аккумулирующая емкость, необхо-
необходимая для выравнивания суточного
графика потребления, определяется
как доля суточного расхода. Средне-
Среднечасовая подача, а также среднеча-
среднечасовой расход составляют 100/24 =
= 4,17 % суточного. Предполагая по-
подачу равномерной и сравнивая ее с
потреблением, можно рассчитать необ-
необходимую аккумулирующую емкость.
Порядок расчета проследим на при-
примере.
Пример 5.2. Определить аккумулирующую
58
Таблица 5.10. Определение аккумулирующей
емкости, необходимой для выравнивания
суточного графика потребления газа
Часы
суток, ч
0—1
1—2
2—3
3—4
4—5
5—6
6—7
7—8
8—9
9—10
10—11
11 — 12
12—13
13—14
14—15
15—16
16—17
17—18
18—19
19—20
20—21
21—22
22—23
23—24
Поступле-
Поступление газа с
начала сче
та, %
4,17
8,34
12,5
16,67
20,84
25
29,17
33,34
37,5
41,67
45,84
50
54,17
58,34
62,5
66,67
70,84
75
79,17
83,34
87,5
91,67
95,84
100
Расход газг
ТОЧНОГО
за данный
час
3,1
2,6
2,5
2,2
2,5
2,7
3,5
5
5,2
5,2
5,4
5,2
4,9
5
4
5,2
4,7
5
5,2
5,4
4,7
4,2
3,5
3,1
100
, % от су-
потребления
с начала
счета
3,1
5,7
8,2
10,4
12,9
15,6
19,1
24,1
29,3
34,5
39,9
45,1
50
55
59
64,2
68,9
73,9
79,1
84,5
89,2
93,4
96,9
100
—
Избыток
или недо-
недостача газа,
%
1,07
2,64
4,3
6,27
7,94
9,4
10,07
9,24
8,2
7,17
5,94
4,9
4,17
3,34
3,5
4,47
1,94
1,1
0,07
— 1,16
— 1,7
— 1,73
— 1,06
0
емкость для выравнивания суточного графика
потребления газа для Москвы; исключая
электростанции. Данные по суточному графику
приведены в гр. 3 табл. 5.10.
Решение. Все расчеты сводим в табл. 5.10.
В графе 2 дано количество газа, поданного
в город с начала счета, а в графе 4 — коли-
количество газа, израсходованного городом также с
начала счета. Разность этих величин, приве-
приведенная в графе 5, дает количество газа,
подлежащего хранению.
Объем хранилища, обеспечивающего вы-
выравнивание суточного графика или неравно-
неравномерность потребления, определяем из графы 5;
10,07—(—1,73)«12% суточного потребления.
Таким образом, величина о^ут=0,12. Наличие
отрицательных значений в графе 5 (см. табл.
5.10) связано с выбором начала счета.
При составлении таблицы, начиная с 22 ч,
отрицательных значений не будет.
На рис. 5.5 построены график потребле-
потребления газа по часам суток и кривая, харак-
характеризующая количество газа, которое должно
находиться в хранилищах. Подача газа равно-
равномерная и изображена горизонтальной линией
D,17 %). В периоды, когда подача больше
потребления (например, с 0 до 7 ч) коли-
количество газа в хранилище увеличивается.
Максимум падает на тот час, когда подача
равна потреблению. В периоды, когда потреб-
потребление больше подачи (например, с 7 до 14 ч),
количество газа в хранилище уменьшается.
Минимум совпадает с часами равенства подачи
и потребления.
4,17
I
/
2
\
f
10,07%
I
I
J-
J
К
ч *
а
X
V
\
?
с
ч
г
г
-J
-
J
>
S
?-
\
1,73%
1
S
1
J
12
???
I |
8U
? а.
6 ш о
«м
2
О
-2
8 12 16 20 24
4*04.1
Рис. 5.5. График пот-
потребления газа и работы
газохранилища
а, б, в, г — моменты
времени, когда подача
газа равна потребле-
потреблению; /— суточный гра-
график потребления газа;
2— график подачи га-
газа; 3— количество га-
газа, которое должно на-
находиться в хранилище
5.3. ур
14®рзш@мерности потребления газа
Для регулирования сезонной не-
неравномерности газопотребления при-
применяют следующие способы: 1) под-
подземное хранение газа; 2) использо-
использование потребителей-регуляторов, ко-
которым сбрасывают излишки в летний
период; 3) резервные мощности про-
промыслов и газопроводов. В результа-
результате технико-экономического а-нализа
определяют оптимальный состав
средств регулирования неравномер-
неравномерности газопотребления.
Магистральные газопроводы обыч-
обычно проектируют с коэффициентом за-
загрузки годового графика /С3==0,85.
Это значит, что фактическое коли-
количество газа, подаваемого за год по
газопроводу, составляет 85 % макси-
максимально возможного количества или
производительности магистрального
газопровода. Следовательно, после
59
выравнивания годового графика по-
потребления газа городом или промыш-
промышленным узлом с помощью подземных
хранилищ и потребителей регуляторов
его степень заполнения должна быть
не менее 0,85, т. е. незаполненная
часть графика, считая, что его общая
площадь определена по максимальной
подаче газа, должна быть не более
15 %. Превышение линии максималь-
максимальной подачи газа над средней линией
годового графика в долях от пропуск-
пропускной способности магистрального газо-
газопровода составляет величину, равную
1 — K3- Это справедливо в том случае,
если при использовании всех средств
регулирования, включая резервные
мощности магистрального газопрово-
газопровода, годовой график будет полностью
зарегулирован, а пропускная способ-
способность магистрального газопровода бу-
будет равна максимальному месячному
потреблению.
При регулировании неравномерно-
неравномерности годового графика сначала выяв-
выявляют возможную степень его вырав-
выравнивания путем использования подзем-
подземных хранилищ. В периоды наимень-
наименьшего потребления (провалов) газ за-
закачивают в хранилища, в результате
увеличивается суммарное потребле-
потребление, а в месяцы наибольшего потреб-
потребления газ отбирают из хранилищ и
тем самым уменьшают максимум по-
подачи газа магистральным газопрово-
газопроводом. Степень выравнивания графика
с помощью подземных хранилищ (см.
рис. 5.1) показана штриховкой: закач-
закачка газа — в клетку 5, а отбор газа —
обведенным контуром.
Если емкость хранилища ограниче-
ограничена, тогда используют потребителей-
регуляторов. С помощью этих потре-
потребителей можно заполнить только про-
провалы потребления в графике путем
подачи потребителям-регуляторам из-
излишков газа. Так как зимой потре-
потребители-регуляторы работают на дру-
другом топливе, поэтому с их помощью
уменьшить максимумы потребления
нельзя. Следовательно, максимальная
пропускная способность магистраль-
магистрального газопровода должна быть равна
максимальному месячному потребле-
потреблению после уменьшения максимумов
подземными хранилищами. На рис. 5.1
выравнивание графика этими потреби-
потребителями показано площадью 8. В ка-
качестве потребителей-регуляторов ис-
используют электростанции, котельные
цехи которых имеют двойное топли-
топливоснабжение: газ — мазут или газ —
угольная пыль.
В летний период они используют
избытки газа, а зимой переходят на
другой вид топлива.
Оставшаяся незаполненная часть
графика должна лежать ниже линии,
соответствующей максимальной про-
пропускной способности магистрального
газопровода, и составлять не более
15 % максимального годового коли-
количества газа, которое может подать
магистральный газопровод. На рис. 5.1
линия подачи газа показана пози-
позицией 11, а незаполненная часть гра-
графика — площадью 10 с редкой штри-
штриховкой. Средняя линия графика, вы-
выравненного подземными хранилищами
и потребителями-регуляторами (поз.
12 на рис. 5.1), лежит ниже макси-
максимальной пропускной способности ма-
магистрального газопровода на 15 %,
следовательно, его коэффициент за-
загрузки составляет /С3=0,85.
Наибольшие трудности представ-
представляет удовлетворение суточных пико-
пиковых нагрузок, возникающих при зна-
значительных снижениях наружной тем-
температуры (при морозах), т. е. суточ-
суточной неравномерности отопительной на-
нагрузки (см. рис. 5.4). Использование
для этой цели подземных хранилищ
неэкономично, так как с увеличением
интенсивности отбора газа резко воз-
возрастают капитальные вложения и экс-
эксплуатационные расходы в хранилища.
Для уменьшения суточной неравно-
неравномерности отопительной нагрузки при-
приходится вводить ограничения, т. е.
прекращать или сокращать подачу
газа промышленным предприятиям,
переводя их газоиспользующие уста-
установки на другой вид топлива. Если
использование двойного топливоснаб-
топливоснабжения для электростанций с сезон-
сезонным потреблением газа экономически
обосновано, то для большинства про-
60
мышленных предприятий это связано
с определенным ущербом.
Рациональное решение рассматри-
рассматриваемого вопроса — это создание стан-
станций пикового покрытия неравномер-
неравномерности газопотребления. На таких стан-
станциях сооружают изотермические хра-
хранилища сжиженного метана или про-
пропана и установки регазификации. Из
испарившегося пропана до подачи в
газораспределительную сеть приготов-
приготовляют газовоздушную смесь, которая
по теплотехническим характеристикам
эквивалентна природному газу. Если
на станции хранится сжиженный при-
природный газ (метан), тогда его после
испарения непосредственно подают в
сеть.
Часовую, внутрисуточную неравно-
неравномерность потребления покрывать с по-
помощью подземных хранилищ также
неэкономично. Неэкономично исполь-
использовать и газгольдерные парки, которые
по указанным причинам теперь не
строят. Для покрытия часовой не-
неравномерности используют аккумули-
аккумулирующую емкость последних участков
магистральных газопроводов. В ноч-
ночное время газ накапливается в га-
газопроводе и его давление растет,
а днем производительность газопро-
газопровода увеличивается вследствие выдачи
аккумулированного газа. Если ем-
емкости последнего участка не хватает,
тогда в нестационарный режим работы
включается следующий участок маги-
магистрального газопровода. При невоз-
невозможности покрытия часовой неравно-
неравномерности с помощью аккумулирующей
емкости магистрального газопровода
приходится для этой цели использо-
использовать потребители-регуляторы несмо-
несмотря на то, что частые переходы
с одного вида топлива на другой
экономически невыгодны.
5.4. Определение
расчетных расходов газа
Городские системы газоснабжения
не имеют аккумулирующих емкостей,
расположенных у потребителей, а ем-
емкость самих газовых сетей очень мала.
Для каждой ступени давления она
составляет 3...4 % максимально часо-
часовой их пропускной способности, след-
следствием этого является жесткая связь,
существующая между подачей газа в
город и расходом его потребителями.
Отсюда, чтобы система нормально
функционировала, ежечасовая подача
газа в городскую сеть должна строго
соответствовать потреблению. Если
потребление окажется меньше подачи,
сети не примут лишний газ; если же
оно будет больше подачи, тогда
начнет падать давление газа в сетях
и будет нарушено нормальное газо-
газоснабжение.
Основным следствием жесткой свя-
связи в городской системе распределе-
распределения газа является то, что пропуск-
пропускную способность газовых сетей и эле-
элементов системы необходимо рассчи-
рассчитывать на пиковые, максимально
часовые расходы газа. Поскольку сис-
система газоснабжения имеет высокую
стоимость и большую металлоемкость,
максимально часовые (расчетные)
расходы газа должны быть тщатель-
тщательно обоснованы. Максимально часовые
расходы для городских газопроводов
всех давлений и назначений опреде-
определяют по годовым расходам и коэф-
коэффициентам неравномерности потре-
потребления:
*чГХ 8760 т
E
где Q— максимальный часовой расчетный
расход газа, м3/ч, Q1- — годовое потребление
газа, м3/год, К"агкс — максимальный коэффици-
коэффициент часовой неравномерности потребления за
год; т — число часов использования макси-
максимума
E 7)
Из формулы E.6) следует и опре-
определение числа часов использования
максимума: если бы потребление газа
в течение года было равномерным
и равным максимальному часовому
расходу, тогда весь годовой расход
потребили бы в т часов, которое
равно числу часов использования
максимума. Величину, обратную т,
61
называют коэффициентом часового
максимума
По городским сетям газ поступает
к различным потребителям: промыш-
промышленным, коммунальным, на потребле-
потребление в жилые микрорайоны, кварталы
и дома. Все эти потребители имеют
свои режимы потребления в раз-
разрезе года, месяца, суток, которые
отражаются соответствующими гра-
графиками. Очевидно, что максимальный
часовой расход газа, подаваемый
различным группам потребителей, но
характеризующийся одинаковыми го-
годовыми расходами, будет зависеть от
состава группы Чем больше в группе
будет доля потребителей с равно-
равномерными графиками потребления, тем
равномернее будет суммарный график,
тем меньше будет величина К*?кс и
тем меньше будет максимально ча-
часовой расход газа.
Но может быть и такая группа,
в которой каждый потребитель будет
характеризоваться весьма неравно-
неравномерным графиком потребления, одна-
однако максимально часовой расход всей
группы окажется сравнительно невы-
невысоким. Такое положение может наблю-
наблюдаться в том случае, если графики
потребления различных потребителей
существенно отличаются друг от друга
и их пики не совпадают во времени.
Именно разновременность пиков и
приводит к тому, что максимальный
расход группы потребителей все-
всегда меньше суммы максимумов по-
потребителей, суммарный график уплот-
уплотняется, его неравномерность умень-
уменьшается и падает значение коэф-
коэффициента неравномерности. Чем раз-
разнообразнее и больше число потреби-
потребителей, тем плотнее суммарный график
и тем меньше величина /Сч?кс.
Особенно большое значение для
уплотнения графика потребления име-
имеет число потребителей. С ростом числа
потребителей коэффициент неравно-
неравномерности монотонно убывает. Это
связано с тем, что чем больше число
складываемых графиков, тем меньше
вероятность совпадения их режимов,
тем больше выявляется разновремен-
разновременность пиковых нагрузок Следователь-
Следовательно, чем больше число потребителей в
группе, тем большее значение при-
приобретает фактор случайности в фор-
формировании суммарного графика. Если
графики некоторых потребителей (на-
(например, промышленных) приближен-
приближенно можно рассматривать как опре-
определенные характеристики, вытекаю-
вытекающие из технологии, то для суммарных
графиков такой детерминированный
подход невозможен.
Анализ режимов потребления
можно вести только со стохастичес-
стохастических — вероятностных позиций. Дейст-
Действительно, режим потребления газа по
своей природе является случайным, и
даже наличие в группе потребителей
промышленных предприятий со строго
отрегулированным технологическим
процессом и соответствующим ему
строго ритмичным потреблением газа
не может нарушить случайную при-
природу режима потребления группой.
Это связано, во-первых, с тем, что
потребителя с постоянным из года
в год режимом потребления найти не-
нельзя, так как меняется технология
производства, меняются режим и ко-
количество потребляемой энергии, кроме
того, потребители всегда имеют такие
составляющие общего расхода топли-
топлива, которые характеризуются режи-
режимом, в значительной степени зави-
зависящим от случайных факторов: расхо-
расходы теплоты на отопление зданий,
на горячее водоснабжение, на бытовые
нужды.
Во-вторых, в группе всегда есть
потребители, режим которых в основ-
основном или в значительной степени
определяется факторами, имеющими
случайную природу. Например, режим
потребления газа конкретной отопи-
отопительной котельной является ярким
примером случайного процесса. Коли-
Количество ежесуточно потребляемого
газа котельной колеблется в соответ-
соответствии с изменением температуры на-
наружного воздуха, изменяющейся слу-
случайным образом. Потребление газа
в течение суток обычно равномернее.
62
Есть потребители, у которых и су-
суточный график имеет в значительной
мере случайную природу. К этим по-
потребителям относятся люди, потреб-
потребляющие газ для приготовления пищи
и горячей воды. Даже если ритм
жизни семьи весьма регулярный, все
же всегда имеет место значительное
количество случайных факторов, ко-
которые приводят к случайности су-
суточных графиков.
Если фактор случайности ока-
оказывает существенное влияние на ре-
режимы многих отдельных потребителей,
то для группы потребителей он при-
приобретает определяющее значение. Та-
Таким образом, общая закономерность
уплотнения графика с увеличением
числа потребителей имеет стохасти-
стохастическую (вероятностную) природу.
Влияние фактора случайности для га-
газоснабжения усиливается еще неопре-
неопределенностью исходной информации,
служащей основой для проектирова-
проектирования систем, а также изменениями,
вносимыми в процесс строительства
и реконструкции.
, Случайная природа режима потре-
потребления газа приводит к необходимо-
необходимости рассматривать графики потребле-
потребления и расчетные расходы с вероят-
вероятностных позиций. Это значит, что го-
годовые и суточные графики, приведен-
приведенные выше, не являются точно задан-
заданными, они получились как средние
из изученных режимов потребления
и поэтому имеют определенную сте-
степень достоверности. Чем больше число
графиков было осреднено, тем точнее
будут результаты. Подходить к оценке
точности значений коэффициентов не-
неравномерности потребления также
следует с вероятностных позиций.
Каждое численное значение коэффи-
коэффициента является какой-то осредненной
величиной. Чем с большей доверитель-
доверительной вероятностью необходимо полу-
получить расчетное значение коэффициен-
коэффициента неравномерности, тем большее зна-
значение он будет иметь. Для расчетов
газовых сетей доверительная вероят-
вероятность представляет собой степень уве-
уверенности в том, что фактический коэф-
коэффициент не превзойдет расчетную ве-
величину. Вероятностный характер ре-
режима потребления газа проявляется и
в зависимости числа часов использо-
использования максимума от численности насе-
населения, получающего газ от данного
газопровода. Чем меньше потребите-
потребителей присоединено к газопроводу, тем
при прочих равных условиях будет
меньше число часов использования
максимума (т) и больше расчетный
расход. Поэтому сумма расчетных рас-
расходов газа участков, выходящих из
данного, будет больше расчетного
расхода этого участка. Кажущийся
дисбаланс компенсируется разновре-
разновременностью пиков потребления в рас-
рассматриваемых участках. Для учета
рассмотренной вероятностной особен-
особенности сети число «т» следует выби-
выбирать по головному участку гидрав-
гидравлически связанной сети, участки ко-
которой не несут резко различные рас-
расходы газа. Для сетей низкого дав-
давления это будут микрорайоны, объе-
объединяющие несколько ГРП, а для се-
сетей высокого давления это будут сети,
объединяющие магистрали.
При потреблении газа на хозяй-
хозяйственно-бытовые нужды (без отопле-
отопления) СНиП 2.04.08—87 рекомендует
следующие значения чисел часов ис-
использования максимума:
Число жителей, Число часов
снабжаемых газом использования
от сети, тыс. чел. максимума т, ч/год
1 1800
2 2000
3 2050
5 2100
10 2200
20 2300
30 2400
40 2500
50 2600
100 2800
300 3000
500 3300
750 3500
1000 3700
2000 и более . . . 4700
Число часов использования макси-
максимума для некоторых коммунальных
предприятий приведено в табл. 5.11.
63
Таблица 5.11. Значения т для коммунальных
предприятий
Предприятия
Бани
Прачечные
Предприятия обще-
общественного питания
Хлебопекарные
предприятия
т, ч/год
2700
2900
2000
6000
Примечание
С учетом расхода
на отопление и вен-
вентиляцию
То же
Без учета расхода
на отопление и вен-
вентиляцию
То же
Число часов использования мак-
максимума промышленных предприятий
зависит от вида производства, техно-
технологического процесса, соотношения
отопительной и технологической на-
нагрузок (при подаче теплоты на про-
производство и отопление от заводской
котельной) и числа рабочих смен в
сутки. Число часов использования
максимума для промышленных пред-
предприятий ориентировочно можно при-
принять: для предприятий, работающих
в три смены с непрерывным техно-
технологическим процессом, /п=6000 ...
...7000 ч/год; для предприятий, рабо-
работающих в две смены, т=4500...5000;
для мелких предприятий, работающих
в одну смену, т=3000...4000 ч/год.
Число часов использования макси-
максимума для отопительных котельных оп-
определяют по формуле
t -
ОТ / I
E.8)
где U0 — расчетная температура наружного
воздуха для проектирования отопления, 0C
Число часов использования макси-
максимума т прямо связано с максималь-
максимальным часовым коэффициентом неравно-
неравномерности потребления газа за год
[формула E.6)]. Для многих потре-
потребителей величину Кцагкс удобно опре-
определять исходя из сезонной, суточной
и часовой неравномерностей, каждая
из которых оценивается своим коэф-
коэффициентом неравномерности. Найдем
связь между этими коэффициентами
и величиной /Сч?кс·
1. Рассмотрим соотношение расхо-
расходов газа, учитывающих сезонную не-
неравномерность. Среднесуточный рас-
расход газа за год <ЗгоДсут равен:
где Qr04 — годовое потребление газа
Среднесуточный расход газа за ме-
месяц максимального потребления
<2месрмауктс определится через максималь-
максимальный коэффициент месячной неравно-
неравномерности за год Кмагкс-
мес макс
Qcp сут is макс //-? /осе ,
мес макс= К м г (Q год/365 ) .
2. Учтем суточную неравномер-
неравномерность в пределах месяца. Максималь-
Максимальный суточный расход за месяц макси-
максимального потребления газа QmIc макс оп-
определится через максимальный коэф-
коэффициент суточной неравномерности за
месяц /Ссммкс:
у^макс г) макс сут / QcpcyT
см ^- мес макс ' мес макс '
q q макс сут
^ макс сут год ^ мес макс
= К с мКС KT (Q год/365 )= К сТС (Q год/365 ),
так как максимальный суточный рас-
расход за месяц максимального потреб-
потребления есть максимальный суточный
расход за год. Это положение спра-
справедливо, если месяц максимального
потребления будет характеризоваться
и максимальной суточной неравномер-
неравномерностью. Если же максимальную нерав-
неравномерность будет иметь другой месяц,
тогда сутки максимального потреб-
потребления могут не попасть в месяц
максимального потребления. Отсюда
написанное выше соотношение спра-
справедливо при совпадении пиков сезон-
сезонной и суточной неравномерности.
3. Учтем часовую неравномерность
за сутки. Среднечасовой расход за сут-
сутки максимального потребления
CfP ЧЭС nilRPH·
^<макс сут год равен.
пср час _ q /«А
Vмакс сут год — W. макс сут год/ ·"* ·
Максимально-часовой расход в сутки
максимального потребления пМакс су? год
определится через максимальный ко-
коэффициент часовой неравномерности
64
за сутки /СТскс:
'макс__ (
1 ч с
I макс час
макс су ? год ¦
cp час
макс ч год
I макс ч
макс сут год"
' макс
' ч с
'год/365-24),
так как максимально часовой расход
газа за сутки максимального потреб-
потребления есть максимально часовой рас-
расход газа за год. Это также будет
справедливо, если сутки максималь-
максимального потребления будут характеризо-
характеризоваться и максимально часовой нерав-
неравномерностью, т. е. если пики часовой
и суточной неравномерностей совпа-
совпадут.
Окончательно получим
QMaKc гамаке is макс is макс
is макс
ч г
год/8760)
E 9)
или /Гмакс 1^макс t-макс is мак
E 10)
Для максимального коэффициента
суточной неравномерности за год мож-
можно написать
акс 1^MdKC iv-мак'
г — *\с м *\м г
E.11)
При выводе формулы E.10) пред-
предполагалось, что пики потребления по
месяцам года, дням месяца и часам
суток совпадают Это приведет к запа-
запасу в пропускной способности газо-
газопроводов.
Часто коэффициент суточной не-
неравномерности за месяц заменяют ко-
коэффициентом суточной неравномерно-
неравномерности за неделю, так как этот коэффи-
коэффициент легче получить эксперименталь-
экспериментально. Но этот метод менее точен, так
как не учитывает суточную неравно-
неравномерность в календарном разрезе. Дей-
Действительно, сутки максимального по-
потребления могут попадать в пред-
предпраздничные дни или в дни с наи-
наинизшей температурой наружного воз-
воздуха независимо от дня недели.
Определение расчетных расходов
газа для внутридомовых газопроводов
и квартальных газовых сетей. Режим
потребления газа в квартирах явля-
является характерным примером случай-
случайного процесса. Бытовые газовые при-
ч
S
-2
а»»
¦ м —
2J4-56 7 8 9 10
Число проживающих в квартире
Рис. 5.6. Максимальные
коэффициенты часовой
неравномерности за
сутки в зависимости от
населенности квартир
/— квартиры, оборудо
ванные только газовы
ми плитами, 2 — квар
тиры, оборудованные
газовыми плитами и
ванными водонагрева
телями
боры работают периодически и вклю-
включаются в случайные моменты време-
времени. Обработка экспериментального
материала методами математической
статистики показывает, что распре-
распределение показателей режима потреб-
потребления подчиняется нормальному зако-
закону. С увеличением числа квартир,
присоединяемых к газопроводу, гра-
график нагрузки уплотняется и стано-
становится более равномерным. Это при-
приводит к уменьшению коэффициента
неравномерности.
Анализ режимов потребления газа
в квартирах показывает, что макси-
максимальные коэффициенты часовой не-
неравномерности в значительной степени
зависят от населенности квартиры,
уменьшаясь с увеличением населен-
населенности. На графике E.6) показана
зависимость величины КчТс от числа
проживающих в квартире. Из при-
приведенных данных следует, что при
определении расчетных расходов газа
нужно учитывать газооборудование
квартиры, ее населенность и число
квартир, присоединенных к газо-
газопроводу.
Для определения максимально ча-
часовых расходов газа используют
два метода. По первому методу их
определяют с помощью коэффициента
одновременности включения газовых
3 Зак 1052
65
приборов в пик потребления /C0,
по второму — с помощью максималь-
максимальных коэффициентов неравномерности,
представляющих собой отношение
максимально часового расхода газа к
среднечасовому за год. Эти коэффи-
коэффициенты связаны друг с другом и при
наличии необходимой информации по
одному можно определить другой.
Расчетный расход газа через зна-
значение /C0 определяют по формуле
?
Q =V KQ N , E.12)
где Ко — коэффициент одновременности работы
однотипных приборов или однотипных групп
приборов: его берут для общего числа при-
п
боров ? Ni, для жилых зданий это общее
число квартир; ? — число типов приборов
или однотипных групп приборов; Qhom» — номи-
номинальный расход газа прибором или группой
приборов; Nt — число однотипных приборов или
групп приборов.
По этому методу номинальный рас-
расход газа приборами или группами при-
приборов умножают на коэффициент /Со,
величина которого меньше единицы.
Он учитывает вероятность одновре-
одновременной работы определенного числа
газовых приборов и зависит от числа
установленных газовых приборов и га-
газооборудования квартир. Через коэф-
коэффициенты неравномерности расчетный
расход газа определяют по формуле
где /С"гкс — максимальный коэффициент часо-
часовой неравномерности потребления газа за год.
Зависит от характера использования газа в
квартире (на приготовление пищи или на
приготовление пищи и горячей воды), насе-
населенности квартиры и общего числа квартир
? N1; Qr0
годовое потребление газа жиль-
жильцами квартиры; N1 — число квартир типа i; ? —
число типов квартир.
Главный недостаток метода расче-
расчета по коэффициентам одновременно-
одновременности состоит в том, что в нем не
учитывается число людей, пользую-
пользующихся одним газовым прибором.
При современных условиях бытового
обслуживания населения мощность
установленных газовых приборов, как
правило, превосходит необходимую
мощность, вытекающую из потребно-
потребности людей, проживающих в квартире.
В перспективе в связи с дальней-
дальнейшим ростом службы быта избы-
избыточность мощности газовых приборов
квартиры будет расти. Несоответствие
мощности установленных приборов ее
потребности приводит к существенным
ошибкам в определении расчетных
расходов по коэффициентам одновре-
одновременности. В большинстве случаев это
приводит к перерасходу металла.
Как для определения величины /C0,
так и величины /С7?кс необходимо
знать экспериментальные значения
максимально часовых расходов газа
<3чакс. Если для изучаемого объекта
были определены значения Q^aKC и для
известных номинальных и годовых
расходов объекта были рассчитаны
значения K0 и /СГ?КС, тогда в слу-
случае использования их для ана-
аналогичных объектов оба метода дадут
одинаковые результаты. Но если при-
применить полученные значения /C0 к
квартирам с таким же газооборудо-
газооборудованием, но другой населенностью,
расчетные расходы не изменятся, в то
время как фактические максимальные
расходы будут меньше расчетных
при меньшей населенности квартиры
и большими при большей населен-
населенности. Действительно, при оборудо-
оборудовании одно-, двух-, трех- и четырех-
четырехкомнатных квартир четырехконфороч-
ными плитами (что часто имеет ме-
место) диаметры газопроводов, опреде-
определенные по значениям K0 во всех
случаях будут одинаковые, несмотря
на то, что максимально часовые
расходы во всех квартирах будут су-
существенно отличаться.
Методика расчета по коэффициен-
коэффициентам неравномерности, разработанная
МИСИ им. В. M. Куйбышева, бази-
базируется на графиках потребления газа
квартирой с учетом ее населенности
и непосредственно не связана с но-
номинальными расходами газа прибора-
приборами. Она исходит не из газообору-
газооборудования квартиры, а из целей потреб-
потребления газа (на приготовление пищи,
66
а также пищи и горячей воды), числа
людей в квартире, использующих газ
в этих целях, годовых норм потреб-
потребления газа и числа газоснабжае-
мых квартир. Эти факторы полностью
определяют режим потребления газа.
Расход газа на местные отопительные
установки в пик потребления рассчи-
рассчитывают по отопительной нагрузке с
учетом режима работы отопительных
приборов. Прочие виды потребления
газа являются неопределяющими и в
расчетах не учитывают. Расчеты по
этой методике соответствуют факти-
фактическому газопотреблению. Действи-
Действительно, если в однокомнатной квар-
квартире установить двух-, трех- или четы-
рехконфорочную плиту, то максималь-
максимально часовые расходы не будут зави-
зависеть от номинальной нагрузки плиты,
так как однокомнатная квартира —
малонаселенная и любая из указанных
плит удовлетворит потребности жиль-
жильцов. Максимальные расходы будут за-
зависеть от того, живут ли в одно-
однокомнатных квартирах по одному или
по два человека. С увеличением на-
населенности квартиры графики потреб-
потребления газа будут плотнее и коэффи-
коэффициенты неравномерности меньше.
Проектную населенность квартиры
устанавливают по ее площади и
предполагаемым нормам заселения.
Годовые нормы принимают по видам
потребления с учетом благоустройства
квартир (наличие или отсутствие
централизованного горячего водо-
водоснабжения).
Метод определения расчетных рас-
расходов по коэффициентам одновремен-
одновременности следует сохранить для расчета
газопроводов коммунальных и про-
промышленных предприятий, так как ус-
установленная мощность газоиспользу-
ющих агрегатов соответствует техно-
технологическим процессам, а необходимые
резервы лимитируются.
Основой для составления таблиц
коэффициентов неравномерности по-
послужили экспериментальные иссле-
исследования режимов газопотребления в
квартирах. В результате измерений
были установлены для различных объ-
объектов максимально часовые и годовые
расходы газа. По этим данным были
рассчитаны величины /С"?кс и K0,
на основании которых были состав-
составлены таблицы. Составить таблицы
значений Кч ?кс для любого числа квар-
квартир на основании ограниченного числа
полученных значений Кчаткс оказалось
возможным в результате применения
методов теории вероятностей.
Как отмечалось выше, коэффи-
коэффициент одновременности отражает ве-
вероятность одновременного включения
газовых приборов в пик потребления.
Дадим более точную формулировку
величины Ко- Рассмотрим опыт — на-
наблюдение газовых приборов квартиры
в пик потребления. В результате
опыта могут быть два исхода: газо-
газовые приборы включены, газовые при-
приборы не включены. Проведем ? таких
опытов (один опыт в каждой квар-
квартире). Если в результате опытов в га
квартирах газовые приборы будут
включенными в пик потребления,
тогда коэффициент одновременности
будет равен: К0=т/п. Такая форму-
ли-ровка требует некоторого уточне-
уточнения. Дело в том, что в пик по-
потребления газовые приборы могут
быть включены не на полную нагруз-
нагрузку Вместе с тем метод коэффициен-
коэффициентов одновременности предполагает
включение приборов на номинальную
нагрузку. Для удовлетворения этого
требования надо полученные опытные
данные эквивалентировать. Так, если
по опытным данным в пик потреб-
потребления расчетный расход газа состав-
составляет Qx, а номинальная нагрузка
газовых приборов одной квартиры
равна Qhom, тогда эквивалентное число
квартир, включенных в пик потреб-
потребления, будет равно: m=Qi/QH0M.
Это число квартир и считают резуль-
результатом проведенных ? опытов, хотя
действительное число квартир, вклю-
включенных в пик потребления, будет
больше га. Такое эквивалентирование
не искажает основную вероятностную
природу процесса и позволяет исполь-
использовать теорему Бернулли о повторении
опытов для расчетов.
По теореме Бернулли вероятность
Pn появления га событий А из ? опытов
67
определяется формулой
pm__Q nip »i / j р^
п\
т\{п — т)\
Рт (I-Pf
где P — вероятность появления события А в
одном опыте; С™ — число сочетаний из ? по т.
Под событием А будем понимать
включение газовых приборов кварти-
квартиры в пик потребления на номиналь-
номинальную нагрузку. Так как режим потреб-
потребления газа имеет случайную природу,
поэтому, говоря о численном зна-
значении /Со, необходимо указать, с какой
доверительной вероятностью Рдв дол-
должно быть определено это значение.
Такой подход к определению коэф-
коэффициента одновременности позволяет
утверждать, что с вероятностью Рлв
фактическое значение K0 не превзой-
превзойдет расчетную величину.
Считая, что для всех квартир ве-
вероятность включения газооборудова-
газооборудования одной квартиры' в пик потреб-
потребления одинаковая, число рассматрива-
рассматриваемых квартир равно числу опытов и,
используя формулу Бернулли, можно
написать следующее уравнение:
']Д1—р)п'
-Pf'2+
ляют интерполяцией. Чем больше зна-
значение принятой доверительной вероят-
вероятности (надежности), тем больше будет
коэффициент одновременности, тем
больше будут расчетные расходы газа,
а следовательно, и диаметры газо-
газопроводов. Учитывая высокую стои-
стоимость газовых сетей, расчетное зна-
значение доверительной вероятности дол-
должно быть обосновано.
Таким образом, использование ме-
метода коэффициентов одновременности
для анализа зависимости максималь-
максимальных нагрузок от числа квартир
оказывается весьма плодотворным,
так как он позволяет для расчетов
привлечь методы теории вероятностей.
Так как вероятность включения газо-
газооборудования одной квартиры в пик
потребления для всех квартир мы при-
приняли одинаковой и рассматривали
число квартир как число повторяе-
повторяемых опытов, то по предельной теоре-
теореме Бернулли можно утверждать, что
при неограниченном увеличении числа
квартир с практической достоверно-
достоверностью можно считать частоту включе-
включения газооборудования квартир в пик,
сколь угодно мало отличающейся от
вероятности включения газооборудо-
газооборудования в отдельном опыте — P. Частота
включения газооборудования пред-
представляет собой величину коэффициен-
коэффициента одновременности, полученную
опытным путем, следовательно,
где ? — число квартир; P — вероятность вклю-
включения газооборудования одной квартиры в пик
потребления; Рдв — принятое значение довери-
доверительной вероятности, т. е. надежности опре-
определения коэффициента одновременности.
Коэффициент одновременности в
рассматриваемом случае определяется
отношением Ko= т/п. В уравнении
суммируются вероятности включения
О, 1, 2, ..., т квартир в пик по-
потребления вплоть до получения приня-
принятого в расчетах значения доверитель-
доверительной вероятности Рдв. Если при целом
числе т уравнение удовлетворить не
удается, тогда величину K0 опреде-
опредеЕсли изучаемый объект имеет боль-
большое число квартир, тогда полученное
из опыта значение коэффициента од-
одновременности будет близко к веро-
вероятности включения в пик ' потреб-
потребления газовых приборов одной квар-
квартиры. Формула Бернулли позволяет по
коэффициентам одновременности рас-
рассчитать вероятность P. При состав-
составлении таблиц сначала по опытным
данным были рассчитаны коэффициен-
коэффициенты одновременности, затем по формуле
Бернулли рассчитаны вероятности P.
По полученным значениям P для раз-
различных населенностей квартир были
рассчитаны значения K0 для раз-
68
Таблица 512 Расчетные значения Л?ча?ч для квартир, использующих газ для приготовления пищи
Число
квартир
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
20
30
40
50
60
70
80 '
90
100
400
2 и менее
37,144
21,915
17,820
16,430
15,345
14,845
14,200
13,625
13,220
12,915
11,695
11,035
10,150
9,380
8,945
8,535
8,110
7,830
7,615
7,455
6,000
Число
3
30,834
18,349
14,738
13,364
12,388
11,923
11,328
11,005
10,641
10,382
9,533
9,014
8,265
7,681
7,327
6,993
6,636
6,419
6,228
6,094
4,908
проживающих в квартире,
4
24,255
14,145
12,222
11,487
10,953
10,508
10,085
9,800
9,545
9,257
8,385
7,863
7,075
6,599
6,319
5,995
5,761
5,599
5,452
5,351
4,388
чел
5
21,556
12,432
11,250
10,638
10,102
9,770
9,388
9,056
8,750
8,444
7,781
7,270
6,556
6,071
5,842
5,587
5,382
5,255
5,127
5,025
4,158
6 и более
18,407
11,613
10,339
9,618
9,172
8,875
8,556
8,153
8,004
7,813
7,112
6,667
6,093
5,690
5,435
5,223
5,053
4,947
4,841
4,756
3,970
Таблица 5 13 Расчетные значения /С?агсч для квартир, использующих газ для приготовления
пищи и горячей воды
Число квартир
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
20
30
40
50
60
70
80
90
100
400
2 и менее
59,934
32,629
22,388
19,870
18,549
17,708
17,025
16,308
15,511
15,282
13,726
13,191
11,903
11,220
10,572
10,113
9,694
9,429
8,896
8,553
6,462
Число
3
39,978
23,809
16,932
14,900
14,310
13,586
12,812
12,249
11,981
11,608
10,458
10,030
9,470
8,907
8,346
7,918
7,570
7,114
6,820
6,606
5,134
проживающих в квартире
4
29,989
18,460
13,995
12,879
11,981
11,538
10,852
10,510
10,231
10,051
9,126
8,707
8,062
7,503
7,080
6,761
6,340
6,079
5,899
5,757
4,574
чел
5
23,982
15,473
12,483
11,729
10,644
10,181
9,635
9,295
8,988
8,870
8,114
7,720
7,063
6,636
6,242
6,012
5,749
5,552
5,420
5,289
4,270
6 и более
19,983
13,195
11,224
10,266
9,713
9,389
9,170
8,760
8,486
8,349
7,336
6,926
6,378
6,050
5,784
5,584
5,393
5,228
5,092
5,009
4,106
личных ? при доверительной вероят-
вероятности Рдв=0,98 и далее /Счмагкс.
Расчетные значения максимальных
коэффициентов часовой неравномер-
неравномерности приведены в табл. 5.12 и 5.13.
Таблицы составлены для двух видов
потребления газа: для приготовления
пищи, для приготовления пищи и горя-
горячей воды. Коэффициенты даны для
различного числа квартир при различ-
различной их населенности.
Графики зависимости коэффициен-
69
Рис. 5 7. Максималь-
Максимальный коэффициент часо-
часовой неравномерности за
год в зависимости от
количества квартир
(квартиры, оборудо-
оборудованные газовыми пли-
плитами)
1, 2, 3, 4, 5— кри-
кривые для числа прожи
вающих в квартире
соответственно 2, 3, 4,
5 и 6 человек
Рис. 5.8 Максималь-
Максимальный коэффициент часо-
часовой неравномерности за
год в зависимости от
количества квартир
70
(квартиры, оборудо-
оборудованные газовыми пли-
плитами и водонагревате-
водонагревателями)
/, 2, 3, 4, 5— кривые
для числа проживаю
щих в квартире соот
ветственно 2, 3, 4, 5 и
6 человек
тов от числа квартир и плотности
их населения показаны на рис. 5.7
и 5.8, откуда следует, что при малой
плотности населения квартиры B;
3 чел.) кривые располагаются на зна-
значительном расстоянии друг от друга.
С увеличением числа квартир они
сближаются. Следовательно, значение
населенности квартиры с увеличением
числа ее жильцов уменьшается.
Максимально часовые расходы
рассчитывают по формуле E.13).
Годовой расход газа квартирой опре-
определяют по нормам потребления (см.
табл. 5.1) и населенности квартиры,
которую рассчитывают по нормам жи-
жилой площади на одного человека.
Пример 5.3. Определить расчетный расход
газа для газопровода, который траспортирует
газ в 15 трехкомнатных квартир (площадью
по 45 м2) и в 15 однокомнатных квартир
(площадью по 18 м2). Норма жилой площади
9 м2 на 1 чел. Теплота сгорания газа равна:
Qi=36 000 кДж/м3.
Решение. 1) определим годовые расходы
газа:
а) для трехкомнатной квартиры
2 800 000 45 ооп
ЗвЭ
б) для однокомнатной квартиры
2 800 000 18 1се з//
¦^бооТТ=156м/(год-кв)
(здесь 2 800 000 кДж — годовое потребление
газа одним человеком на приготовление пищи
по табл. 5.1);
2) определим коэффициенты неравномер-
неравномерности /С?гкс по табл. 5.13 для 30 квартир:
а) для трехкомнатных квартир /CJarKC=
=6,556; б) для однокомнатных квартир
KZ Г= 10,15;
3) определим расчетный расход газа по
формуле E.13)
"р=6·556 W15+10·15
При использовании для определе-
определения расчетных расходов метода коэф-
коэффициентов одновременности следует
особенно тщательно подходить к оцен-
оценке соответствия мощности установлен-
установленных газовых приборов населенности
квартиры, т. е. в конечном счете ее
жилой площади. В противном случае
могут быть существенные ошибки.
Таблицы расчетных значений коэффи-
коэффициентов одновременности приведены в
СНиП 2.04. 08—87.
Глава 6
Гидравлический рачет
газовых сетей
6.1. Определение потерь давления
в газопроводах
При расчете движения газа в тру-
трубопроводах следует учитывать измене-
изменение его плотности. Это связано с тем,
что давление по длине трубопроводов
падает и соответственно уменьшается
плотность газа. Только газопроводы
низкого давления можно рассчиты-
рассчитывать, считая, что по ним движется
несжимаемая жидкость. В общем слу-
случае движение газа в газопроводах
является нестационарным. Нестацио-
Нестационарность обусловливается как пере-
переменным режимом работы газовых про-
промыслов (изменяют число работающих
скважин и регулируют интенсивность
отбора из них газа), переменным ре-
режимом работы компрессорных станций
(в работу включают различное число
компрессорных агрегатов при разных
схемах их совместной работы), так
и переменным режимом потребления
газа (что определяется числом потре-
потребителей, получающих в данный мо-
момент газ, и их нагрузкой).
Указанные факторы приводят к
переменному во времени режиму дав-
давления в газопроводе и изменению
количества газа, находящегося в нем.
Последним определяется аккумули-
аккумулирующая емкость газопроводов, кото-
71
рая позволяет покрывать неравномер-
неравномерность суточного графика потребления
газа Аккумулирующая емкость сгла-
сглаживает неравномерность и обусловли-
обусловливает запаздывание в передаче изме-
изменений режима на одном конце газо-
газопровода в противоположный. Так,
например, изменение режима потреб-
потребления скажется с запаздыванием на
режиме давления газа в начале газо-
газопровода. В свою очередь, изменение
режима добычи или транспортирова-
транспортирования газа скажется с запаздыванием
на режиме давления у потребителей.
Вместе с тем при проектировании
городских и промышленных газопро-
газопроводов в большинстве случаев можно не
учитывать нестационарность течения
газа и рассчитывать диаметры газо-
газопроводов на постоянный расход в те-
течение определенного отрезка времени
(часа, суток).
Для большинства задач расчета
газопроводов движение газа можно
считать изотермическим, а его темпе-
температуру— равной температуре грунта,
в котором уложен газопровод С уче-
учетом отмеченного обстоятельства пара-
параметрами, определяющими потоки газа,
будут: абсолютное давление р, плот-
плотность ? и скорость w. Таким образом,
для определения ?, ?, w система долж-
должна состоять из трех уравнений.
В качестве первого уравнения ис-
используем уравнение Дарси, написан-
написанное в дифференциальной форме, ко-
которое определяет потери давления на
преодоление гидравлических сопро-
сопротивлений на участке газопровода дли-
длиной dx:
, dx w2
dp=—?—- ?-?-
F 1)
где ? — коэффициент трения, d — внутренний
диаметр газопровода
Так как плотность газа ? в уравне-
уравнении F1) величина переменная, поэ-
поэтому и скорость движения газа при
постоянном диаметре трубы будет так-
также переменной Для учета изменения
плотности в зависимости от давления
используют уравнение состояния
p=pRT. F.2)
В качестве третьего уравнения ис-
используют уравнение неразрывности
F3)
где M — массовый расход, a Q0 — объемный
расход, приведенный к нормальным условиям
Из уравнения F 3) получаем:
... PoQ0
отсюда
2 ?
pw _
Отношение
??Р0 P0
F2 P
плотности
рез отношение давлений
уравнение состояния
„ DT
Po (г
F 4)
выразим че-
, используя
F.5)
Подставим уравнения F 4) и F 5)
в уравнение F.1) и разделим пере-
переменные
-pdp =
16
dx
F 6)
Проинтегрируем уравнение F.6),
считая ? и Г постоянными в пределах
от рн до рк и от Х\ = 0 до X^=I (/ —дли-
—длина газопровода):
?2?-?2?=1,62? ^f P0P0 I
F 7)
Последнее уравнение является ос-
основным для расчета газопроводов как
высокого, так и низкого давления в
предположении изотермического тече-
течения газа.
Для городских газопроводов тем-
температура газа при расчетных нагруз-
нагрузках близка к О 0C, поэтому можно при-
принять отношение T/Tq=I. При этих
условиях расчетная формула примет
вид.
F 8)
Уравнение F.8) используют при
расчете распределительных газопрово-
72
1
0,9
, 0,7
N 0,6
0,5
Oft
о,ъ
0,6\
?,
Щ
7 ^*4*
P
!¦ '
¦
4
0,9
Ш B=
1
II.
¦? —
- —
" ?.
** —
0,95
¦
¦
•
¦
' ' .
=—^
?
——^
4
S
1,05
1
0,1
0,2
0,3 0,4 0,5 0,6 OJ 0,8 0,9
111
дов среднего и высокого давления.
При давлении газа более 1,2 МПа
следует учитывать отклонения в пове-
поведении природных газов от законов иде-
идеальных газов. Для этого в уравнение
состояния вводят эмпирический коэф-
коэффициент ?, который учитывает эти
отклонения. Уравнение состояния за-
записывают так:
P=ZpRT.
F.9)
Коэффициент ? часто называют
коэффициентом сжимаемости.
Коэффициент ? можно определить
по рис. 6.1 в зависимости от зна-
значений приведенного давления ? и при-
приведенной температуры ?.
?=?/?·??
F.10)
В этих выражениях ркр и Гкр —
критические параметры. Для смесей
газов при определении коэффициента
? используют среднекритические пара-
параметры, которые находят из следующих
выражений:
I с к—ZaViI к
pi,
F.11
где г, — объемная доля газа ? в смеси
Для углеводородных газов в облас-
области давлений и температур, имеющих
место в магистральных газопроводах,
коэффициент ?<1. Таким образом,
реальные газы сжимаются сильнее,
Рис. 6.1. Зависимость
коэффициента сжимае-
сжимаемости газов от приве-
приведенного давления и
приведенной темпера-
температуры
чем идеальные Например, при изо-
изотермическом увеличении давления
идеального газа от 0,1 МПааб(. до
5 МПаабс, т. е. в 50 раз, его объем
уменьшится также в 50 раз. Если
увеличить давление метана (/=0°С),
то при ??=0,1 МПаабс 2=1,002, а при
рг=5 ?=0,883 и объем уменьшится в
50 Ж=56·7 раза-
При учете коэффициента сжимае-
сжимаемости уравнение F.7) примет следую-
следующий вид:
2 2 ? сп ?
h — Pk = 1 ,62 ?
а
ро ро
Iz. F.12)
Из уравнения F.8) получаем рас-
расчетную зависимость и для газопро-
газопроводов низкого давления. Для получе-
получения этой зависимости разложим раз-
разность квадратов давлений на сомно-
сомножители
l—pl = {pK— Pk) 2рс
F.13)
где рсрар=(Рн+Рк)/2 — среднеарифметическое
значение начального и конечного давления
Для газопроводов низкого давле-
давления Рсрар^Ро, тогда из уравнения
F.8) получим
73
Po
= 0,81 ?—J- ?0/ . F.14)
Уравнение F.14) является основ-
основным для расчета газопроводов низко-
низкого давления. Из сравнения уравнений
F.8), F.13) и F.14) можно получить
связь между потерями давления в
газопроводах высокого давления
(рн—Рк) в д и потерями давления в газо-
газопроводах низкого давления (рн—Рк)нд:
срар
'(P и P к)н д ?
Po
F 15)
ср ар
Из уравнения F.15) следует, что
потери давления в газопроводах высо-
высокого давления во столько раз меньше
потерь в газопроводах низкого давле-
давления (при одинаковых значениях Q0,
ро, ?, /, d), во сколько раз средне-
среднеарифметическое давление в них (рср ар)
больше давления в газопроводах низ-
низкого давления (нормального давления
Po). Этот вывод объясняет экономи-
экономические преимущества газопроводов
высокого давления, так как, сохраняя
те же перепады, что и для низкого
давления (для высокого они будут
больше), можно получить меньшие
диаметры.
Точность расчета газопроводов вы-
высокого давления по формуле для низ-
низкого давления определится зависи-
зависимостью ? от давления. Величина ?
зависит от числа Рейнольдса, которое
слабо зависит от давления. Эту зави-
зависимость можно представить так:
_1 * F,6)
? ??
???/4
? ??
где ? и ? — кинематическая и динамическая
вязкость.
С изменением давления массовый
расход Ai не изменяется, поэтому чис-
число Re будет зависеть от значения ?.
Но динамическая вязкость метана при
74
/=0 0C с изменением давления от 0,1
до 2 МПа увеличивается всего на 3,5%.
Поэтому практически можно считать,
что режим движения газа не изме-
изменяется. Вышесказанное позволяет таб-
таблицы, составленные для низкого дав-
давления, использовать для расчета газо-
газопроводов высокого давления. Это це-
целесообразно и дает большую точ-
точность при расчете газопроводов сред-
среднего или высокого давления, когда
перепады давления на участках весьма
малы, т. е. (Д/?/рСраР)уч<С 1. Такое по-
положение характерно для промышлен-
промышленных и внутриобъектовых газопрово-
газопроводов.
Из сравнения уравнений F.8) и
F.14) получаем следующее соотноше-
соотношение:
ср ар
F 17)
которое справедливо при использо-
использовании одинаковых разномерностей как
в формуле F.8), так и в формуле
F.14). Таким образом, табличные
данные, определяющие потери квадра-
квадрата давления в газопроводах высокого
и среднего давления (pi—pi) и потери
давления в газопроводах низкого дав-
давления (рн—Pk), связаны между собой
соотношением F.17).
Если в формулы F.8) и F.14)
подставить выражение, определяющее
коэффициент трения, который зависит
от режима движения газа, материала
газопровода, способов изготовления
труб и их соединения, а также от
качества монтажа и эксплуатации га-
газопроводов, то получим рабочие фор-
формулы для расчета газопроводов.
Формулы, рекомендуемые СНиП
для определения коэффициента тре-
трения, следующие:
1) в области ламинарного режима
при величинах Re<2000
F.18)
2) при критическом режиме при
2000<Re<4000
F.19)
3) при турбулентном режиме при
величинах Re>4000
F 20)
Приведенным уравнениям соответ-
соответствуют номограммы, показанные на
рис 6.2...6.5. Номограммы построены
при абсолютной эквивалентной шеро-
шероховатости /G=O, 01 см.
Потери давления на местных со-
сопротивлениях определяют по формуле
???? = ??-^?, F.21)
где ??? с — потеря давления на местных со-
сопротивлениях расчетного участка (расчетный
участок выбирают так, чтобы у него расход
и диаметр были постоянными), ?? — сумма
коэффициентов местных сопротивлений расчет-
расчетного участка, w — скорость движения газа,
? — плотность газа
При расчете газопроводов потери на мест-
местных сопротивлениях учитывают через эквива-
эквивалентные длины Эквивалентную длину местных
сопротивлений определяют по формуле
W
'э иг
P .
отсюда
F.22)
Используя формулы для определе-
определения коэффициента трения ? и при-
принимая ?? = 1, можно получить уравне-
уравнения для расчета значения U при
??= 1 По таким уравнениям построе-
построена номограмма, приведенная на рис.
6.6. Расчетную длину газопровода оп-
определяют как сумму фактической и эк-
эквивалентной длин.
При расчете распределительных
городских сетей потери на местных
сопротивлениях обычно учитывают
как долю от потерь на трение. СНиП
2.04.08—87 рекомендуют принимать
потери на местных сопротивлениях ве-
величиной, равной 5—10% потерь на
трение. При расчете распределитель-
распределительных газопроводов небольшой протя-
протяженности и сложной конфигурации, а
также при расчете внутридомовых и
внутрицеховых газопроводов потери
давления на местных сопротивлениях
следует рассчитывать по изложенной
выше методике. Значение коэффи-
коэффициентов местных сопротивлений при-
приведены в специальной литературе. Не-
Некоторые значения коэффициентов
местных сопротивлений приведены в
табл. 6.1.
Если отдельные участки газопрово-
газопроводов имеют разные геометрические от-
отметки по высоте, то в газопроводах
низкого давления возникает дополни-
дополнительное избыточное давление, величи-
величина которого пропорциональна разно-
разности плотностей воздуха и газа. Величи-
Величину этого дополнительного избыточного
давления можно определить следую-
следующим образом. В сечении /—/ (рис.
6.7) вблизи поверхности земли в га-
газопроводе будет абсолютное давление
р\ и барометрическое давление рбаРь
С увеличением высоты давление в га-
газопроводе и барометрическое давле-
давление уменьшаются. Это уменьшение оп-
пределяют по уравнениям
Рбар · Рбар
F.23)
При использовании газа необходи-
необходимо знать избыточные давления, так
как они определяют производитель-
производительность газовых приборов и газоисполь-
зующих установок. Избыточные дав-
давления в сечениях /—/ и //—//
(см. рис. 6.7) соответственно будут
равны:
? « ?.
Ризб =Рг —
Ризб ==рг —Рбар .
F.24)
Сравнивая уравнения F.23)
F.24), получим:
Ризб= (Pr — gpTti)— (рбар— gP*t1) =
=pL6 + ?//(pB-pr). F.25)
Из формулы F.23) следует, что
избыточное давление газа увеличи-
увеличилось на
-рг)#, F.26)
75
Q,Mz/4 L, м
100000 —, , ? QQ
50000 —
40000 -=
30000 -?
20000 ~
10000 ~
5000 ~
2000 -?
1000 _?
500 -?
400 -=
300
200 —
WO -=
80
70
— 60
^r 40
— 30
Er 20
\-15
820*8
630*7
*S
t 920x8
720*8
h 530
426*9 -I
325x8
273*7
279*6 4
159*4,5
733*4
108*4 ¦
70x3 ¦
57*3-
j- 140*4,5
774*4
89*3
76*3
60*3
3.8*3-1
Ключ
.2 9
QL dH*S J pf-p*
7
Ответ
10
20
50
100 ¦
200 ¦
500 -
1000-
5000
10000
20000-^
50000
100000 -^
20000O^
500000^
QOOOOO-1Z
000000—
Рис 6 2 Номограмма
для определения потерь
давления в газопрово-
газопроводах среднего и высо-
высокого давления (до
1,2 MПа) Природный
газ р-=0,73 кг/м 3,
v=14,3 IO б mVc
(при 00C и 101,3 кПа)
( в номограммах при-
принято 1 кгс/см =
=-100 кПа)
?,??/ч L, M
10000 —=* F=T- WO
5000 -I
4000 -j
3000-1
2000 ~
1000 —?
——
-
500 —
—
400 -?
-
300 —
—
—
200—:
—
—
700 —
?
I I llllllll
O C
— 70 dH
1020*8 ~
-
— 60 820*8 -
-
— 50
—
- 426*9 -
— 40
Z 325*8 -
Z 273*7 -
Er; 30 219*6 -
?? 759*4,5 -
?? 733*4- "
?" 705*4 -
— 20
? Ключ 7Ох3~
— 15 Q L dH*S U prpl
~ <
— 1П
(
>^
>-—""
2
Ответ
*S
- 920*5
- 720*8
- 530*7
- 140x4,5
- 714x4
- 89*3
- 76*3
- 60*3
7 р}-р1(КПа)г
70 -
20-\
50 —
700 -?
200 —
500 -JJ
/000 -^
2000 —
5000 —
5
70000 -^
20000 —
I
50000 -^
100000 ~
200000 -=¦
—
500000 —
JJJ
1000 000 -?
JJJ
2000000 —·
Рис 6 3 Номограмма
для определения потерь
давления в газопрово-
газопроводах среднего и высо-
высокого давлений (до
1,2 МПа) Пропан р=
= 2 кг/м 3, ?=3,7?
Х10~6 м 2/с (при
O0C и 101,3 МПа)
77
0,2 0,3 0,5 1
10 20 30 40 50
??/l, ??/M
Рис 6 4 Номограмма
для определения потерь
давления в газопрово-
газопроводах низкого давления
(до 5 кПа) Природ-
Природный газ р=0,73 кг/м3
v=14,3 IO ь м2/с (при
0 0C и 101,3 МПа)
78
10000
5000-
4000-
2000 -
1000
500 -
200 -
WO
50
30
20 -
10
5
4 -
¦?
2 ~
1 -
0,5
о,ч -
02 -
?,?
у
у*
yt
^-
^j
,<;
<<
у·
у
у»
у*
у
с*
у
у
?.
-?
^ =
- -
? -
и!
— -
<* *
. ?»1
- =
У
?>/ ?
,^
-?1
* ""^
»»^^
H'
- з»
- ~2
—
?-
?-
\y
<S
—
^»
^Z
з1
И
?;
<»*
—
¦?;
;»-
¦ ?
3 A
?
?
с*
?>
L
-
г-
Г"
»«»
—
5
р,
«¦
5
1
it
<*¦
¦?
>-
)¦«
— -
^*
„.'
"* ?
-;
г.;
\у
— -
Г* ,.
^*
- —
г-2
?**
-уТ
k "^.
у"
- —
'у
2 :
-
¦*¦
-,
X
<
-;
у·
WT
-
г"'
*^ «
«",
[у*
6'
й _^
У1
2
-=1
:^
< ?
»**
-г
?*
3»
-
— *
J
** f
у*,
у H
<'-
у '-
5
* ^
«К
-—i
- —
у^_
- —
г»*
—
<<*
?
L
7/7 г
;^
* ^*
, ^*
у*
9*
у
у*
у*_
У
у*
у>
у
л
у
"
1
? , tf
а«
^ '
, ?»1
-,
I^
t *
6
* ? ?i 0
y^ ? ¦)
ut?
о lib'
*2.1i
/?,??/м
Рис. 6.5. Номограмма
для определения потерь
давления в газопрово-
газопроводах низкого давления
(до 5 кПа). Пропан
р=2 кг/м3, v=3,7X
??? м2/с (при
00C и 101,3 кПа)
79
88,5*4(80) 13,м)
76*3
75,5*4G0)
70*3
^ 60*3
-60*3,5E0)
57*3
48*3,5D0)
42,3*3,2C2)
38*3
33,5*3,2B5)
26,8*2,8B0)
21,3*2,8A5)
0,5-
0,4-
O1Z
0,2
0,1
0,05
0,04-
Q,
10 20 30 50 WO 200
\ W \ \ \
\\\\\ \\\?
чХХХУУч WV
\ MWW \ WWWWWWV
\ \ WW \ WXWX
\Х
dH*S
88,5*4
76*3
75,5'4GO)
70*3
60*3
60*3,5E0)
57*3
4 48*3,5D0)
^ 42,3*3,2C2)
^ 38*3
33,5*3,2B5)
^26,8*2,8B0)
21,3*2,8115)
Х7
^0,5
0,3
'0,2
0,1
Рис. 6.6. Номограмма
для определения экви-
эквивалентных длин
а— природный газ (р =
= 073??/?3,?=14 ЗХ
XlO ь м 2/с при 0 0C и
101,3 кПа), б — пропан
(р = 2 кг/м3, ? = 3,7?
???"' м2/с при 00C
и 101,3 кПа)
Таблица 61 Коэффициент местных сопротивлений ?
Вид местного
сопротивления
Внезапное сужение
в пределах пере-
перехода на следующий
диаметр по ГОСТу
Тройник проходной
Тройник поворот-
поворотный (ответвление)
Крестовина про-
проходная
Крестовина пово-
?? ОТ" H Я CI
UUl Нал
Отвод гнутый 90 °
Значе
ние ?
0,35*
j **
1,5**
о**
3**
0,3
Вид местного со
противления
Угольник 90 °
Пробочный кран
Вентиль прямой
Вентиль «косва»
—
Задвижка
Зн
15
2,2
4
11
3
—
го
2,1
2
7
3
—
0,5(D=
=50-
-100)
ачеИия ? для диаметров мм
25
2
2
6
3
—
32
1,8
2
6
2,5
—
0,25(D=
= 175-200)
40
1,6
2
6
2,5
—
50 и более
1,1
2
5
2
—
0,15(D=
=300 и более)
*? - отнесен к участку с меньшим диаметром
*?—отнесен к участку с меньшим расходом газг
80
отсюда следует, что дополнительное
давление газа с увеличением высоты
возникает потому, что абсолютное дав-
давление в газопроводе падает в меньшей
степени, чем барометрическое давле-
давление. В формуле F.26) величина #(м)
означает разность геометрических от-
отметок в конце и в начале газопровода.
При подъеме газопровода значение H
будет положительным, а при опуска-
опускании — отрицательным. Если газ тяже-
тяжелее воздуха (например, пропан), то
дополнительное давление будет отри-
отрицательным (избыточное давление в
газопроводе уменьшается). Дополни-
Дополнительное избыточное давление учитыва-
учитывают при расчете городских и промыш-
промышленных газопроводов низкого давле-
давления при резко выраженном перемен-
переменном рельефе местности, а также при
расчете внутридомовых и внутрицехо-
внутрицеховых газопроводов низкого давления.
6.2. Основные характеристики
газовых сетей.
Постановка задачи расчета
Газовые сети состоят из участков,
по которым движется газ, и узлов,
в которых соединяются участки и к ко-
которым присоединяют ответвления к по-
потребителям. Геометрические фигуры,
состоящие из ребер и вершин, когда
каждому ребру соответствуют две
вершины, являющиеся концами этих
ребер, называют графами. У связного
графа каждая вершина может быть
соединена цепью ребер с любой другой
вершиной. Любая газовая сеть пред-
представляет собой конечный связный
ориентированный граф, состоящий из
конечного числа вершин (узлов),
соединенных между собой ребрами
(участками). Примеры газовых сетей,
представляющих собой конечные связ-
связные ориентированные графы, показа-
показаны на рис. 6.8. Графы, у которых
ребра пересекаются только в узлах,
называются плоскими. Большинство
газовых сетей можно представить в ви-
виде плоских графов. Цепочка после-
последовательно соединенных ребер (участ-
G
Рис. 6.7. Изменение из-
избыточного давления в
газопроводе в зависи-
зависимости от высоты
/777777777/777777777/
1
1— подземный газопро-
газопровод, 2— стояк, 3— соп-
сопла горелок приборов
(условно)
ков), в которой каждую вершину
(узел) при движении по направлению
потока проходят один раз, называется
путем. Например, 1—2—3—4—5—
путь газовой сети а, показанной на
рис. 6.8. Путь, у которого начальная и
конечная вершины совпадают, образу-
образует контур, цикл. Контур, у которого
нет внутренних ребер, пересекающих
его площадь, называется элементар-
элементарным кольцом. Сеть а (см. рис. 6.8)
состоит из двух элементарных колец,
а сеть б — из одного.
Деревом графа называется под-
подграф, содержащий все вершины графа
и не имеющий ни одного замкнутого
контура. Ребра, входящие в дерево,
называются его ветвями. Тупиковая
разветвленная газовая сеть представ-
представляет собой дерево (а', б'). Кольцевая
сеть представляет собой граф, состоя-
состоящий только из циклов и не имеющий
тупиковых ответвлений (а, б). Боль-
Большинство газовых сетей представляют
собой смешанный граф, состоящий из
замкнутых контуров и тупиковых от-
ответвлений. Граф (кольцевую сеть)
можно трансформировать в дерево пу-
путем исключения из каждого цикла за-
замыкающего участка. Очевидно, число
замыкающих участков равно числу
81
б)
— и
1K
Рис. 6.8. Подача газа
потребителям по тупи-
тупиковым и кольцевым се-
сетям
а, б — варианты коль
цевых сетей, а', б'—ва-
б'—варианты тупиковых се-
сетей, k, k'—точки встре-
встречи потоков для раз-
различных вариантов пото-
кораспределения, /—
узел подачи газа, 2, 3,
4, 5, 6, 7, 8— узлы
потребления газа
элементарных циклов. Так, из кольце-
кольцевых сетей а, б получаются деревья
а', б' путем исключения замыкающих
участков, показанных на рисунке
пунктиром. В качестве замыкающих
можно принимать различные участки
сети, поэтому из каждой кольцевой
сети можно получить несколько де-
деревьев.
Цикломатическое число графа ?
определяется равенством:
V=P-ZW-H, F.27)
где P — число ребер (участков) графа (сети),
m — число вершин (узлов)
Цикломатическое число для всяко-
всякого графа равно наибольшему числу
независимых циклов. Для плоского
графа число таких контуров равно чис-
числу элементарных колец п, т. е. ?= ?.
Для плоских графов равенство
p=n+m— I F.28)
82
может быть получено как следствие
теоремы Эйлера о соотношении ребер
P, вершин т и граней (колец) ?
выпуклых многогранников. Для раз-
разветвленных тупиковых газовых сетей,
не имеющих замкнутых контуров,
V=Zz=O, следовательно,
P=m—I. F.29)
Рассмотрим особенности разветв-
разветвленных и кольцевых газовых сетей.
У разветвленных сетей газ поступает
к узлу потребления по одному участку
(по одному направлению), поэтому
они являются тупиковыми сетями.
Таким образом, потребители, присое-
присоединенные к разветвленным сетям,
имеют одностороннее питание и не
имеют резервных участков сети, по
которым газ мог бы поступать к по-
потребителям при отказе основных
участков. Ввиду того, что разветвлен-
разветвленная сеть не имеет резервирующих эле-
элементов, надежность газоснабжения
определяется только надежностью эле-
элементов сети, по которым газ после-
последовательно движется к потребителям.
Если у разветвленной сети будет вы-
выключен элемент (например, участок
газопровода) из работы, тогда все
потребители, которые присоединены
за этим элементом, не получат газа.
Повысить надежность разветвлен-
разветвленной сети можно, например, дублиро-
дублированием всех элементов. Однако этот
путь связан с большими дополни-
дополнительными капитальными вложениями
и для распределительных сетей его не
используют. В распределительных
системах возможно дублирование
только отдельных участков, которые
питают систему в целом. Повышения
надежности разветвленных сетей до-
достигают путем их кольцевания. На
рис. 6.8 показаны два варианта реше-
решения разветвленной сети {а' и б')
для обеспечения газоснабжения потре-
потребителей 2, 3....6. Оба варианта могут
быть превращены в кольцевые схемы
(а и б) путем введения замыкаю-
замыкающих участков, которые показаны на
рисунке пунктиром.
Основное отличие кольцевых се-
сетей от разветвленных заключается в
том, что они состоят из замкнутых
контуров, в результате чего газ может
поступать к потребителям по двум или
нескольким линиям, т. е. потребители
имеют двустороннее или многосторон-
многостороннее питание. Если в расчетном режи-
режиме газ к узлу, к которому присое-
присоединен потребитель, поступает только
по одному участку (например, узел 3
на рис. 6.8), все равно он обеспе-
обеспечен двусторонним питанием. Действи-
Действительно, если откажет участок 1—2
(см. а и б на рис. 6.8), тогда направ-
направление движения газа на отдельных
участках изменится на противополож-
противоположное и газ к узлу 3 будет поступать
по другой линии питания — по участку
3—4.
Надежность кольцевой сети по
сравнению с разветвленной значитель-
значительно выше, так как она имеет резерви-
резервирующие элементы — замыкающие
участки. Надежность газоснабжения
потребителей будет выше, чем надеж-
надежность элементов сети, по которым газ
в расчетном режиме последовательно
движется к потребителям. При отказе
элемента в расчетном пути газа к
потребителю возникает другой путь
движения газа через резервирующий
элемент. Следовательно, надежность
кольцевой сети будет выше надеж-
надежности элементов, из которых она
состоит.
Другое отличие разветвленной сети
от кольцевой сети состоит в том, что
у тупиковой разветвленной сети тран-
транзитные расходы распределяются по
участкам однозначно, а у кольцевых
сетей можно наметить бесчисленное
количество вариантов их распределе-
распределения, что проиллюстрировано на схе-
схемах сетей (см. рис. 6.8). Например,
для тупиковой схемы а' транзитный
расход для участка 2—6 равен сумме
расходов в узлах 5 и 6, и это является
единственным решением. В общем
случае транзитный расход для любо-
любого участка будет равен сумме всех уз-
узловых расходов, расположенных за
этим участком. Для кольцевой сети
(вариант а), во-первых, можно на-
назначить точку встречи газа в любом
из узлов, исключая узел питания, что
даст определенное количество вариан-
вариантов; во-вторых, расход газа из узла
встречи потоков можно распреде-
распределить между примыкающими к узлу
участками бесконечным количеством
вариантов, вследствие чего появ-
появляется возможность произвольного
распределения транзитных расходов в
кольцевых сетях. Вместе с тем для
оптимального распределения потоков
необходимо использовать определен-
определенный принцип.
Учитывая, что кольцевые газопро-
газопроводы проектируют исключительно для
того, чтобы обеспечить надежную
работу сети, при распределении тран-
транзитных расходов следует руковод-
руководствоваться принципом максимальной
надежности сети, исходя из которого
наилучшим будет решение, допускаю-
допускающее взаимозаменяемость отдельных
участков. В этом случае нагрузку
участка, вышедшего из строя, можно
передать на соседние участки с наи-
наименьшими нарушениями работы сети.
Третье отличие кольцевой сети от
разветвленной заключается в том, что
изменение диаметра какого-нибудь
участка у разветвленной сети не
влияет на распределение расходов по
83
другим участкам и приводит лишь к
изменению давления в начальной
точке сети. Изменение диаметра ка-
какого-либо участка кольцевой сети
приведет к перераспределению рас-
расходов у всех остальных участков,
так как ветви кольцевой сети включе-
включены параллельно. Кроме того, изменит-
изменится и давление"в точке питания сети.
Рассмотрим постановку задачи
расчета разветвленной сети. Как было
отмечено выше, транзитные расходы в
сети определены однозначно, следова-
следовательно, расчетные расходы для всех
участков известны. Таким образом,
каждый участок характеризуется дву-
двумя неизвестными: диаметром dt и по-
потерей давления на участке Ap,. Если
число участков тупиковой сети P, то
общее число неизвестных будет 2Р.
Выясним, какие уравнения можно
составить для отыскания 2Р неиз-
неизвестных, т. е. для решения поставлен-
поставленной задачи.
Для каждого участка можно на-
написать уравнение гидравлических по-
потерь
Ар, — k —4- /, , F.30)
где Ap1 — потери давления на участке, k —
коэффициент, зависящий от свойств газа,
dh I1 — диаметр и длина участка; ? и ? — пока
затели степени, которые в общем случае
зависят от режима движения газа и шерохо-
шероховатости труб
Таких уравнений можно написать
P. Следовательно, оставшееся число
неизвестных будет P. Распределитель-
Распределительные газовые сети рассчитывают на
постоянный расчетный перепад давле-
давлений Арр. Учитывая этот принцип,
можно написать дополнительные урав-
уравнения типа
к
2 Ap, — Арр —0, F.31)
1
которые устанавливают, что по каж-
каждому направлению от точки питания
1 до концевой точки к сумма потерь
давления должна быть равна Арр
(см. рис. 6.8). Число таких уравнений
равно числу концевых точек к. Напри-
мер, для схемы а' рис. 6.8 /г —3, а
схемы б' к = 2.
Оставшееся количество лишних не-
неизвестных
f = P — K. F.32)
Так как для разветвленной сети
существует соотношение F.29)
P=m—I,
то, используя его, можно написать
f — P — к = т— 1— к=т — A + к) F.33)
Уравнение F.33), определяющее
число лишних неизвестных, имеет
следующую интерпретацию: общее
число узлов т, число узлов с задан-
заданным давлением A+к), т. е. первый
и все концевые узлы. Таким образом,
число лишних неизвестных равно чис-
числу узлов с незаданными давлениями.
Для определения лишних неизвестных
надо задать дополнительное условие.
Таким условием служит минимизация
функции приведенных затрат. Учиты-
Учитывая то, что эксплуатационные расходы
при незначительном изменении диа-
диаметров практически остаются неиз-
неизменными, можно минимизировать
стоимость газопроводов или даже рас-
расход металла на сеть.
Анализируя процесс минимизации
функции стоимости с позиции рас-
распределения потерь по участкам газо-
газопроводов, можно сделать вывод, что
потери давления между последова-
последовательно расположенными участками
должны быть распределены таким об-
образом, чтобы суммарная стоимость се-
сети была минимальной. Иначе говоря,
наиболее экономичному решению бу-
будет отвечать оптимальная форма пье-
пьезометра, которую необходимо отыс-
отыскать при минимизации функции стои-
стоимости. На рис. 6.9 изображен пьезо-
пьезометр части тупиковой сети, включаю-
включающей узлы 1—2—3—4—5—6, показан-
показанные на схеме а' (см. рис. 6.8). Обычно
при «ручном» счете расчет ведут по
постоянному падению давления по
длине газопровода (Ap//=const), че-
чему соответствует пьезометр на рис.
6.9 показанный прямыми, соединяю-
соединяющими давления в т. 1—4', 2—5'. Этот
84
метод расчета дает отклонения от
оптимального метода расчета на 3—
6%. На рис. 6.9 показаны также и
другие возможные формы пьезометра,
например 3, когда удельные потери
давления на головных участках при-
приняты большими, чем на конечных. При
таком пьезометре уменьшается стои-
стоимость головных участков и увеличи-
увеличивается стоимость конечных. Для
пьезометров 2 существует обратное
распределение удельных потерь давле-
давления по участкам. Каждому пьезомет-
пьезометру A,2,3) будет соответствовать опре-
определенная стоимость сети. Технико-эко-
Технико-экономический расчет дает возможность
найти оптимальную форму пьезомет-
пьезометра, при которой стоимость газовой
сети будет минимальной. Давление в
узлах с незаданным давлением B,3,6)
можно выбрать любое, только соблю-
соблюдая ограничения рп>р,>рк.
Как было отмечено выше, при
расчете кольцевой сети можно на-
наметить бесчисленное множество вари-
вариантов потокораспределения. Следо-
Следовательно, в общем случае у кольце-
кольцевой сети неизвестными будут диамет-
диаметры du перепады давления на них
Ap, и расчетные расходы Q, (для
разветвленных сетей неизвестными
были только диаметры и перепады
давления). Отсюда каждый участок
кольцевой сети будет характеризо-
характеризоваться тремя неизвестными: диамет-
диаметром, перепадом давления и расчет-
расчетным расходом, а общее число неиз-
неизвестных сети равно утроенному числу
участков, т. е. равно ЗР. Так же, как
и при расчете разветвленной сети,
для каждого участка можно написать
уравнение гидравлических потерь
F.30). Число таких уравнений рав-
равно P.
Некоторое число уравнений можно
составить, исходя из двух законов
кольцевых сетей, аналогичных зако-
законам Кирхгофа для электрических се-
сетей:
1) алгебраическая сумма всех по-
потоков газа QI;, сходящихся в узле,
включая узловые расходы Q;, равна
нулю. Потокам, подходящим к узлу,
присвоим знак плюс, а выходящим
Рис. 6.9. Выбор опти- потерях давления на го-
мальной формы пьезо- ловных участках; 3—
метра пьезометр при больших
/ — пьезометр при потерях на головных
A/?//=const, 2— пье- участках
зометр при меньших
из узла — минус. Математически этот
закон выражается уравнением
2Q^H-Qz=O. F.34)
Число уравнений типа F.34) для
кольцевой сети равно числу узлов без
одного, так как последний узел при
заданном количестве газа, подаваемо-
подаваемого в сеть, дает тождество. Первый
закон дает (т—1) уравнений;
2) алгебраическая сумма всех
перепадов давлений в замкнутом кон-
контуре равна нулю при условии, если в
этом контуре нет нагнетателей. Счи-
Считаем перепады давления газа на
участках,- в которых газ движется
по часовой стрелке, положительными,
а на участках с направлением дви-
движения газа против часовой стрелки —
отрицательными. Таким образом, вто-
второй закон дает число уравнений
ZAp1=O, F.35)
по кольцу
равное числу элементарных колец п.
Следовательно, рассмотренные законы
дают т-\-п—1 уравнений, т. е. коли-
85
Q I
Ж Q
2В 1,68В 1,5В
?
О 0,5 1
Рис. 6 10. Зависимость
материальной характе-
характеристики M сети от
распределения потока
газа по параллельным
газопроводам ?
мечалось выше, основным отличием
кольцевых сетей от разветвленных яв-
является двойное, двустороннее или мно-
многостороннее питание узлов. Следова-
Следовательно, если можно найти оптималь-
оптимальное распределение потока по двум
параллельным линиям, при котором их
суммарная материальная характерис-
характеристика будет иметь минимальное зна-
значение, то в принципе можно найти
оптимальное распределение потоков и
для кольцевой сети.
Материальной характеристикой се-
сети называют величину, пропорцио-
пропорциональную расходу металла на сеть:
?
M =2 dtlt , F.36)
?
где d, и I1 — диаметры и длины участков
сети, a P — общее число участков
Расход металла на сеть рассчи-
рассчитывают по формуле
чество, равное числу участков P
[см. формулу F.28)]
Городские газовые сети рассчитыва-
рассчитывают на заданный перепад давлений. Это
условие дает дополнительные уравне-
уравнения типа F.31). Число таких уравне-
уравнений для кольцевой сети равно числу
точек встречи потоков (концевых то-
точек) к. Таким образом, общее число
уравнений равно 2Р-|-?, а число неиз-
неизвестных — ЗР. Число лишних неиз-
неизвестных равно P—к. Следовательно,
задача расчета кольцевой сети являет-
является неопределенной. Для того чтобы
она имела единственное решение, нуж-
нужно добавить дополнительные условия
или задаться лишними неизвестными.
Добавление P—к уравнений эконо-
экономичности для определения лишних не-
неизвестных желаемого результата не
дает, так как экономически наивыгод-
наивыгоднейший вариант распределения расхо-
расходов по результатам многочисленных
исследований приводит к вырождению
кольцевой сети в тупиковую. Следова-
Следовательно, экономически оптимального
решения для кольцевой сети в общем
случае не существует.
Подтвердим высказанные сообра-
соображения на следующем примере. Как от-
86
1
где ?? — толщина стенки трубы, р„ — плот-
плотность металла
Приняв для распределительных га-
газопроводов толщину стенок труб бср,
получим следующую зависимость:
т « ??
??
I111 = ???? ?? ? ,
т. е. материальная характеристика
M пропорциональна массе израсхо-
израсходованного металла на сеть т. На рис.
6.10 показаны две равные по длине
параллельные линии, которые питают
узел II. Поставим задачу: поток газа
между этими параллельными линия-
линиями xQ и A— xQ) распределить так,
чтобы сумма d\l\-\-d2h имела мини-
минимальное значение. Для простоты при-
примем Z1 = Z2=/. Диаметры участков
определим по формуле F.30)
/.
?/?
_ лпа^
или
Материальную характеристику M
можно определить из следующего
уравнения:
2
M=Y, <и=ЛОа/р/ха/р +
F.37)
Показатели степени ? и ? зависят
от режима движения жидкости: при
квадратичном режиме ?=2, ?=5,25,
?/?=0,381; для режима гидравличес-
гидравлической гладкости а= 1,75, ?=4,75, ?/?=
=0,367; для ламинарного режима
?=1, ?=4, ?/?=0,25.
Продифференцируем уравнение
F.37) и отыщем экстремальное зна-
значение
ш__
~17~ '
При х=0,5 материальная характе-
характеристика будет соответственно: ?/?=
= 0,381; M=I,44В; ?/? = 0,367;
??=1,5?; ?/?=0,25; ЛГ= 1,68В. За-
Зависимость Л1=Дх)показана на рис.
6.10. Вторая производная имеет отри-
отрицательный знак, следовательно, в точ-
точке х=0,5 материальная характерис-
характеристика M имеет максимальное значе-
значение. Минимальные значения матери-
материальная характеристика будет иметь
при х=0 и х=1, ММИН=В.
Из приведенного расчета следует,
что оптимальному распределению пото-
потоков отвечает тот случай, когда весь по-
поток идет только по одному трубопроводу.
Если длины параллельных линий не-
неодинаковые, то минимум соответствует
варианту, когда поток газа направля-
направляется по кратчайшему пути. В резуль-
результате проведенных расчетов уста-
установлено, что при экономической опти-
оптимизации распределения потоков в
кольцевой сети расходы газа на за-
замыкающих участках становятся нуле-
нулевыми, и сеть вырождается в «дерево».
Из приведенного анализа следует:
всякое дробление потока повышает
стоимость сети.
Для решения вопроса о распреде-
распределении потоков газа по участкам се-
сети, т. е. для определения расчет-
расчетных расходов, используют принцип
надежности сети. Исходя из этого
принципа, распределяют транзитные
расходы, после чего вычисляют все
расчетные расходы; число неизвестных
становится при этом равным удвоен-
удвоенному числу участков. После распреде-
распределения потоков газа число уравнений
сокращается на (m—1), так как ус-
условия баланса газа в узлах удовле-
удовлетворяют при определении расчетных
расходов. Теперь число неизвестных
составит
/=2Р—(Р+л+к)=Р—(л+к),
но P = ? -\- т — 1,
следовательно,
f=m—A+к). F.38)
Из последнего выражения вытека-
вытекает, что и для кольцевой сети число
лишних неизвестных равно числу
узлов с незаданными давлениями.
При технико-экономическом расчете
кольцевой сети нужно добавить /-
уравнений экономичности, после чего
задача станет определенной, а ее ре-
решение даст единственно возможные
диаметры для всех участков сети,
но экономический расчет для кольце-
кольцевых сетей не применяют, так как диа-
диаметры участков выбирают из сообра-
соображений надежности.
6.3. Расчетная схема
отдачи газа из сети.
Предварительное
распределение потоков
Расчетная схема отдачи газа из се-
сети. При проектировании распредели-
распределительной сети низкого давления дан-
данные о потребителях, которые будут к
ней присоединены, отсутствуют. Из-
Известны только суммарная нагрузка от-
отдельных кварталов и районов, а также
направления использования газа. Поэ-
87
(D
Рис. 6.11. Расчетная
схема газоотдачи
тому при расчете газопроводов необ-
необходимо исходить из определенной схе-
схемы отдачи газа из сети, которая в
наибольшей степени отражала бы
фактическую нагрузку, присоединяе-
присоединяемую к газопроводам. Для этого
используют следующую методику.
Всю газоснабжаемую селитебную
территорию делят на несколько райо-
районов, считая газовую нагрузку для
каждого района равномерно рас-
распределенной, но отличающейся для
отдельных районов значениями удель-
удельных часовых расходов, отнесенных к
единице площади. В качестве крите-
критерия для разделения по районам долж-
должна быть принята степень использо-
использования газа в жилых домах, в част-
частности использование газа для приго-
приготовления горячей воды и для местных
систем отопления. В районах новой
многоэтажной застройки местные си-
системы отопления не проектируют, по-
поэтому сеть низкого давления отопи-
отопительной нагрузки нести не будет. При
наличии централизованного горячего
водоснабжения соответственно будет
уменьшена и подача газа в здания.
После разделения селитебной тер-
территории по районам осуществляют
трассировку распределительной сети,
в результате чего выявляют контуры
газопроводов, к которым будут при-
присоединены потребители. К газопрово-
газопроводам присоединяют большое число раз-
различных потребителей. Это могут
быть отдельные стояки жилых зданий,
отдельные жилые здания и отдельные
мелкие отопительные котельные, ком-
коммунальные, общественные и прочие по-
потребители. Кроме того, к ним присое-
присоединяют ответвления, которые подают
газ группам зданий. Отличительная
особенность этих потребителей со-
состоит в том, что заранее не известны
места их присоединения к газопро-
газопроводу. Поэтому предполагают равно-
равномерное присоединение потребителей
по длине участков газовой сети,
тем самым предполагая, что газ рав-
равномерно расходуется по пути движе-
движения. Такую нагрузку называют путе-
путевой. Путевой расход для каждого уча-
участка принимают пропорциональным
его длине. Только для потребителя со
значительным расходом газа может
быть известно место присоединения к
газопроводу, в таком случае его учи-
учитывают как сосредоточенную нагруз-
нагрузку. Ниже представлена методика опре-
определения путевых расходов:
а) всю газифицируемую террито-
территорию разбивают на площади с одина-
одинаковым удельным потреблением газа,
которые получают газ от определен-
определенных контуров или участков сети;
б) вычисляют количества газа,
которые потребляют на этих пло-
площадях;
в) рассчитывают удельные путе-
путевые расходы путем деления потреб-
потребляемого газа на этих площадях на
периметр сети, от которой подается
газ;
г) определяют путевой расход
участка, умножая удельный расход на
его длину. При двухсторонней раз-
раздаче газа удельный расход участка
равен сумме удельных путевых рас-
расходов газа по обе стороны участка.
Путевые расходы для отдельных
участков схемы, показанной на рис.
6.11, вычисляют по следующим соот-
соотношениям:
И 1
taw а <й -\
? 1 М2 ,
М211 * I 2 3 4 5 6 1 J
0???? ? ?
" "?
112 3-7 ' 1 2 4 5 6-1
4 8 И Т.Д.
где qtu — удельное потребление газа, м3/(ч-га),
на площади ?, га, / — длина участка, м.,
Из изложенного следует, что кро-
кроме сосредоточенных расходов, при-
присоединяемых в узлах сети, к участкам
присоединяют путевые расходы, вслед-
вследствие чего возникает необходимость в
специальной методике определения
расчетных расходов для участков сети.
На рис. 6.12 показаны различные
схемы присоединения потребителей к
участку газопровода длиной /. Схема
а является обычной схемой присоеди-
присоединения нагрузки в узлах. Узловая на-
нагрузка в конце участка включает и
нагрузку потребителей, присоединен-
присоединенных к этому узлу, и расход газа,
подаваемого в соседний участок. Для
участка (схема а) эта нагрузка
является транзитным расходом QT.
Расчетный расход газа будет равен
транзитному расходу:
Qp=Qr.
На схеме б показан участок газо-
газопровода, к которому присоединено
большое число мелких потребителей,
т. е. путевая нагрузка Qn. Транзит-
Транзитного расхода участок не несет (Q1=
=0). Расчетный расход для этого уча-
участка определяют как эквивалентный,
дающий одинаковые гидравлические
потери с фактическими. Его удобно
принимать как долю ? от путевого
расхода, т. е.
Qp=OCQn,
где а — коэффициент, зависящий от соотно-
соотношения между путевым и транзитным расхо-
расходами и числа мелких потребителей, состав-
составляющих путевую нагрузку.
На схеме в показана общая схема
отдачи газа из сети, когда участок
несет и путевой, и транзитный расход.
Для него
Qp=QT+aQn.
Рассмотрим возможные численные
значения для коэффициента а. За
а)
6)
в)
Qt
Tn *
,
Рис. 6.12. Расчетные
схемы отдачи газа из
сети
a— только транзитный
расход, б— только пу-
путевой расход;в — путе-
путевой и транзитный рас-
расходы
Нагрузка газопровода
Рис. 6.13. График рас-
распределения нагрузки по
газопроводу
расчетную схему примем схему нагруз-
нагрузки участка газопровода, показанную
на рис. 6.13. Участок имеет диаметр
d и длину L. На одинаковом расстоя-
расстоянии / друг от друга присоединены
ответвления (первое упрощение). Все
ответвления несут одинаковую нагруз-
нагрузку q (второе упрощение). Принятые
упрощения вытекают из главного
допущения о равномерной раздаче
газа по контурам.
89
Рассчитаем фактические потери
давления на всем газопроводе, прини-
принимая квадратичный закон гидравличес-
гидравлического сопротивления
Ap=aQ2L
Расход газа для любого участка,
например для у, определим из выра-
выражения
где Q — общий расход газа.
Потери давления на участке у рав-
равны:
Apy=a[Q~(y-l)q]2l
или
так как
где
4=<Зпут/«; x=Qnyi/Q.
Величина ? определяет долю путе-
путевого расхода QnyT от общего и может
изменяться в пределах O^x^l. Боль-
Большие значения ? характерны для пери-
периферийных участков сети, а меньшие —
для головных.
Суммарные потери ?? на всем
газопроводе равны:
«-Ы
-(»-·H
Раскроем квадраты для скобок и
просуммируем полученные выражения
для участков в пределах от 1 до
л+1.
1- 2B—I)-^-H- B-1J(~
„+1-2 — .A+2+.+«) +
[>-(«/-D^-]2 =
Окончательное выражение для потерь
давления в газопроводе примет вид
За расчетный расход газа примем
такой эквивалентный расход, при про-
пропуске которого через участок газопро-
газопровода потери давления будут равны
потерям при действительном, пере-
переменном расходе. В качестве расчетной
формулы примем приведенное выше
выражение
тогда потери давления на газопроводе
Ap = a(QT +GtQnJ L =
= aQ2 L{\— x + axf .
Приравняем выражения и опреде-
определим а:
а =
X \ — 1 —J
F.39)
Подсчитаем значение ? при различ-
различных сочетаниях ? и п. При х=0 путе-
путевой расход отсутствует. В этом случае
коэффициент ? не имеет физического
смысла. Его предельное значение оп-
определяют по правилу «Попиталя, оно
равно 0,5. При х— 1 (транзитный рас-
расход отсутствует) и п= ос (равномер-
(равномерно распределенный путевой расход)
a= I/V 3 =0,577. Значение коэффи-
коэффициента ? для некоторых сочетаний ? и
? приведены в табл. 6.2. Для распре-
распределительных газопроводов число от-
ответвлений обычно бывает не менее
5^—10. Коэффициент ? в таком слу-
случае изменяется в пределах 0,5—0,6.
90
Таблица 6.2. Значения коэффициента ?
о
0,5
1
Число ответвлений ?
1
0,500
0,582
0,707
5
0,500
0,538
0,606
10
0,500
0,534
0,592
100
0,500
0,528
0,577
OO
0,500
0,528
0,577
Таблица 6 3. Значения коэффициента ?
при показателе степени в формуле
гидравлического сопротивления, равном 1,75
X
0
1
1
0,500
0,674
Число ответвлений ?
5
0,50
0,59
OO
0,500
0,562
В среднем можно принять а=0,55.
Значения а, приведенные в табл. 6.2.,
были получены для квадратичного
закона сопротивления газопроводов.
Если закон сопротивления будет
иметь показатель степени 1,75, то
коэффициент ? изменится незначи-
незначительно. Коэффициент ? для некоторых
значений ? и ? приведен в табл. 6.3.
Таким образом, среднее значение для
гидравлически гладких труб можно
принять также равным 0,55. На ос-
основании изложенного можно напи-
написать следующую формулу расчетного
расхода газа для распределительных
газопроводов:
Qp=QT+0,55Qn.
F.40)
Из полученной зависимости сле-
следует, что на газопроводе, несущем в
конце сосредоточенную нагрузку
(Qp=QT-|-0,55Qn), перепад давлений
равен перепаду при фактической на-
нагрузке. Отсюда путевую нарузку мож-
можно заменить эквивалентной, состоящей
из двух сосредоточенных расходов:
в начале участка 0,45Qn и в конце
0,55Qn. При расчете газовых сетей
часто путевые расходы заменяют уз-
узловыми. Узловые расходы равны сум-
сумме 0,55Qn всех участков, по которым
газ подходит к узлу, плюс сумма
0,45Qn всех участков, по которым
газ отходит от узла, плюс сосредо-
сосредоточенный расход в данном узле.
В целях упрощения расчета часто
коэффициент ? принимают равным 0,5
и узловой расход определяют как
полусумму путевых расходов всех
участков, сходящихся в узле, плюс
сосредоточенный расход в данном
узле.
Газовые сети в отличие от водо-
водопроводных характеризуются большим
числом точек питания и малым числом
последовательно соединенных участ-
участков от точки питания до концевых
точек. Поэтому для них характерно
отношение Qn/Q=0,3— I, в то вре-
время как для сетей с большим числом
последовательных участков значения
Qn/Q будут значительно меньшие.
При малых значениях Qn/Q (что
характерно для водопроводных се-
сетей) определение расчетных расходов
по формуле QP=QT+0,5Qn приведет
к небольшой ошибке. Но при значе-
значениях Qn/Q, характерных для газовых
сетей, такое упрощение приведет к
существенному занижению расчетных
расходов. Это не оправдывается не-
некоторым упрощением расчета. Поэто-
Поэтому для газовых сетей расчетные рас-
расходы следует определять по формуле
6.40.
Предварительное распределение
потоков газа в сети. Как отмечалось
выше, кольцевые сети проектируют
для повышения надежности газоснаб-
газоснабжения. У кольцевых сетей выключе-
выключение участка не приводит к перерыву
в газоснабжении, ибо газ к потреби-
потребителям будет поступать по другому,
резервному пути. Обычно резервный
путь оказывается длиннее расчетного
пути, и для преодоления гидравли-
гидравлических сопротивлений на нем необ-
необходимо располагать дополнительным
давлением газа. Таким образом, струк-
структурное резервирование сети путем вве-
введения перемычек и превращения дере-
дерева в кольцевую сеть само по себе не
может обеспечить надежного газо-
газоснабжения.
Структурный резерв должен со-
91
провождаться резервом мощности
(пропускной способности), который
выражается в запасах в диаметрах
сети (или в давлении). В большинст-
большинстве случаев диаметры сети подбирают
по расчетным нагрузкам с оставле-
оставлением некоторого резерва давления и
проверяют их достаточность в ава-
аварийных гидравлических режимах. При
такой постановке расчета большое
значение приобретает вопрос правиль-
правильного начального распределения по-
потоков. В процессе окончательного гид-
гидравлического расчета начальное рас-
распределение будет скорректировано, но
величины и направления главных по-
потоков в основном будут сохранены.
Остановимся на принципах решения
этой задачи.
Первоначально рассмотрим пред-
предварительное распределение потоков в
сетях высокого (среднего) давления.
Эти сети представляют собой верхний
иерархический уровень городской си-
системы газоснабжения, и потому от их
надежности зависит надежность всей
системы. Сеть высокого (среднего)
давления резервируют путем кольце-
кольцевания и дублирования отдельных
участков. Степень резервирования дол-
должна соответствовать требуемому уров-
уровню надежности. Сети верхнего иерар-
иерархического уровня характеризуются ог-
ограниченным числом источников пита-
питания, соответствующих числу ГРС;
значительной протяженностью, опре-
определяемой размерами города и срав-
сравнительно крупными узловыми нагруз-
нагрузками, присоединяемыми к сети (за-
(заметим, что путевую нагрузку сети
высокого давления не несут). Отме-
Отмеченные особенности в основном и
определяют начальное распределение
потоков и принципы кольцевания се-
сетей.
Сначала разделяют сеть высокого
давления на зоны, соответствующие
источникам питания (ГРС). От каж-
каждого источника питания выбирают
направления главных потоков газа.
При выборе направлений учитывают
два обстоятельства: потоки должны
быть направлены в центры нагрузки
и их направления должны способ-
способствовать образованию замкнутых кон-
контуров, участки которых несут при-
примерно одинаковые нагрузки. Парал-
Параллельные газопроводы, по которым дви-
движутся главные потоки газа, следует
резервировать перемычками. В резуль-
результате образуется кольцевая сеть, кото-
которая должна содержать основные кон-
контуры, объединяющие источники пита-
питания и охватывающие весь город, и
второстепенные, которые возникают
при соединении перемычками глав-
главных магистралей. Сети высокого
(среднего давления) малых и сред-
средних городов состоят из одного коль-
кольца или небольшого числа колец
B—3), и только у больших и круп-
крупных городов они представляют мно-
многокольцевые системы.
При назначении диаметров трубо-
трубопроводов кольцевой сети необходимо
придерживаться следующего принци-
принципа: любой замкнутый контур, который
рассматривается как резервированная
кольцевая часть сети, должен состоять
из участков, имеющих одинаковые
диаметры или диаметры, отличающие-
отличающиеся друг от друга не более чем
на 15—20%.
Для того чтобы обеспечить по-
подачу газа потребителю в аварийных
режимах, необходимо иметь резерв
давления, т. е. в расчетном режиме
использовать не весь перепад квад-
квадратов давления (pi — pi), а только
определенную долю от него. Размер
резерва давления зависит от числа
последовательных колец, располагаю-
располагающихся по направлению главного пото-
потока газа. Чем больше колец, тем
меньше должен быть резерв давления.
Достаточность принятого резерва дав-
давлений проверяется расчетами для
наиболее напряженных гидравличес-
гидравлических аварийных режимов.
Кольцевая структура и характерис-
характеристика сети низкого давления принци-
принципиально отличаются от сети высо-
высокого давления. Во-первых, она пред-
представляет собой низший иерархический
уровень, поэтому требования к ее
резервированию снижены. Во-вторых,
сеть низкого давления имеет большое
число точек питания, соответствую-
92
щее числу ГРП, и относительно
небольшую протяженность от точек
питания до концевых точек. В-третьих,
точки питания располагаются, как
правило, в центрах своих зон и сеть
равномерно простирается во все сторо-
стороны от точки питания. Кроме от-
отмеченных особенностей в структуре се-
сети она имеет и ряд других отличи-
отличительных характеристик: 1) к ней при-
присоединяется большое число мелких
потребителей, которые рассматри-
рассматриваются как равномерная путевая
нагрузка; 2) диаметры газопроводов
относительно небольшие, только глав-
главные участки имеют диаметры до 300—
400 мм; 3) все ремонты сети произ-
производят без освобождения ее от газа
и во время ремонта в трубах на-
находится газ под сниженным давле-
давлением.
Учитывая отмеченные особенности,
сеть низкого давления следует выпол-
выполнять смешанной с кольцеванием толь-
только основных трубопроводов, включаю-
включающих головные участки, выходящие из
ГРП. Закольцованная часть сети
должна объединять по низкому давле-
давлению ГРП, а диаметры этих участков
также должны быть одинаковыми или
отличаться не более чем на 15—20%.
При расчете сети резерв давления не
оставляют.
6.4. Гидравлический расчет
тупиковых разветвленных
газовых сетей
Гидравлические расчеты, как ту-
тупиковых, так и кольцевых газовых
сетей весьма трудоемкие и требуют
большой вычислительной работы, по-
поэтому их расчет следует производить
с помощью специальных программ на
ЭВМ. Сокращение времени счета
позволяет просмотреть большее число
вариантов и выбрать вариант наибо-
наиболее экономичный.
Рассмотрим алгоритм расчета ту-
тупиковой разветвленной газовой сети,
опираясь на конкретный пример, что
облегчит рассуждения, но не ограни-
ограничит общность решения. Произведем
гидравлический расчет разветвленно-
разветвленного газопровода низкого давления
жилого микрорайона (рис. 6.14).
На рис. F.14) показан газопровод
высокого давления, по которому газ
поступает в ГРП, где давление газа
снижается с высокого давления до
низкого, в зимнее время до 3000 Па.
С этим давлением газ входит в рас-
распределительные сети микрорайона.
Расчетный перепад давлений для рас-
распределительных газопроводов принят
равным: Ap=IOOO Па. Номинальное
давление газа перед бытовыми прибо-
приборами 2000 Па. Общая площадь
застройки микрорайона составляет
37,19 га и включает 6 кварталов,
площади которых в га показаны на
рисунке. Плотность населения состав-
составляет 300 чел/га. Общая численность
населения микрорайона составляет
И 160 чел.
На рисунке показана газовая сеть
низкого давления, стрелками указа-
указаны направления потоков газа, все
узлы перенумерованы. Удельный
расход газа на 1000 жителей состав-
составляет 86 м3/ч. Общий расход газа
составит 959,8 м3/ч. Рассмотрим, как
следует формировать задание на рас-
расчет и составлять алгоритмы расчета
с тем, чтобы они могли лечь в основу
программы расчета на ЭВМ. Для луч-
лучшего понимания алгоритм дадим в
описательной форме и проиллюстри-
проиллюстрируем расчетами.
I.Задание на расчет тупи-
тупиковой разветвленной газо-
газовой сети, составленное примени-
применительно к расчету на ЭВМ:
1. Общая протяженность распреде-
распределительной сети ?/=2600 м (цифры
приведены для возможности иллюст-
иллюстрации алгоритма численными расче-
расчетами).
2. Максимально часовое потребле-
потребление газа Qm3/ч (959,8).
3. Расчетный перепад давления
Ap Па A000) (рн=3000 Па).
4. Топологию сети удобнее всего
представить в виде матрицы вершин
NKU(JJ), в которой в первой строчке
даются узлы входа в участок (началь-
93
«s
Cl
Q
Q
?
/
J,J(f
1
§<
§,
???
1
г
??
1
4
¦и
240
190
190
2UO
?
I
§ i
?
205
1
2
, 3,22
110
5~5
170
285
730
13
il IUO
16
230
I
5
J
357
105
W
255
18
I'
7
180
¦
120
f
'7
?
I
?
<
в
95
1
J75
1"
Cl
t—
I
Рис. 6.14. Схема тупи- q= <3?/?/=959,8/2600=0,369 M3/
ковой разветвленной /(ц-м)
сети ? А
2. Определяем путевые расходы
для каждого участка сети, перемно-
ные), а во второй строчке — узлы жая удельный расход q на длину
выхода (конечные). Число столбцов участка по матрице DLU(I). На ос-
(I) и их нумерация соответствуют новании расчетов составляем матри-
числу участков сети.
цу PR(I) путевых расходов.
Матрица вершин NKU (J, I)
Номера ограничиваю
Начальный
Конечный
1
1
2
2
2
3
3
3
4
4
4
5
5
5
6
6
6
7
7
7
8
8
8
9
9
1
10
10
10
11
-!омера
11
11
12
12
12
13
участков
13
1
14
14
2
15
15
4
16
16
7
17
17
6
18
18
8
19
5. Длина участков сети (в м) за-
задается матрицей длин DLU (I).
Порядок нумерации участков здесь
принят в порядке следования участ-
участков в матрице NKU(JJ).
II. Описание алгоритма
расчета.
1. Определяем удельный часовой
расход газа q м3/(ч.-м), отнесенный
к 1 м распределительной сети:
94
3. Путевой расход каждого участ-
участка разделяем на два сосредоточенных
расхода. В начальный узел участка
помещаем 0,45 путевого расхода,
а в конечный — 0,55. Результаты рас-
расчета сводим в матрицу SPR(JJ)
4. Составляем матрицу узловых
расходов SQ(K). Для этого берем
все повторения первого узла из матри-
матрицы NKU(JJ). Определяем расходы
оо
2
LO
S
со
CS
-
о
СП
00
-
СО
Ю
-
СО
CS
-
LO
СП
S
180
285
90S~
CS
170
190
S
2
180
120
о
о
105
140
ПО
S
190
PR(I)
грица
I
оо
г-»-
СО
LO
Tf
со
CS
?
о
00
-
СО
LO
Tf
со
CS
-
-
LO
со
33,
f0
66,:
СП
104,
75,4
73,6
62,6
69,<
29,4
29,4
66,2
44,2
36,8
38,6
LO
40,5
29,4
69,9
5
SPR (J
грица
я
00
t-
со
LO
Tf
со
CS
-
о
СП
оо
о-
со
LO
Tf
СО
CS
-
15,8
ю
оо
8"
CSi
47,:
33,9
33,1
28,2
LO
со
13,3
13,3
29,8
19,9
16,6
17,4
23,2
18,2
13,3
31,5
-
19,2
18,
-*¦
36,
57;
41,5
40,5
34,4
Tf
38,·
16,1
16,1
36,4
24,3
20,2
21,2
28,3
22,3
16,1
38,4
CS
газа соответственно повторениям пер-
первого узла из матрицы SPR(I) и скла-
складываем все эти расходы. Аналогич-
Аналогичные расчеты проводим для всех уз-
узлов. Например: узел 1: 31,5+13,3+
+ 33,1=77,9, узел 5: 28,3+17,4 =
= 45,7.
5. Преобразуем матрицу NKU(JJ)
в матрицу QNKU(JJ) добавив третью
строчку, в которую поместим расчет-
расчетные расходы газа соответствующих
участков. Нагрузку сети начинаем
рассматривать с концевых узлов Кон-
Концевые узлы располагаются только во
второй строчке матрицы NKU(JJ)
и не встречаются в первой строчке.
Нагрузка концевого узла является
расчетным расходом участка, который
оканчивается этим концевым узлом.
Расчетную нагрузку этого участка
записываем в третью строчку мат-
матрицы QNKU(J7I). Нагрузку рассмат-
рассматриваемого концевого узла прибавляем
к нагрузке начального узла этого
участка и полученное новое значение
нагрузки начального узла записываем
в соответствующую ячейку матрицы
SQ(K) вместо старого значения, а
нагрузку концевого узла стираем. Сти-
Стираем также номера начального и ко-
конечного узлов участка, для которого
определен расчетный расход в матри-
матрице QNKU(JJ). На этом заканчивается
рассмотрение первого концевого узла
и переходим к рассмотрению следую-
следующего концевого узла Процедура рас-
рассмотрения следующего концевого узла
аналогичная. В итоге рассматривают-
рассматриваются все узлы. В конце расчета в
матрице QNKU(JJ) останется только
третья строка, в которой будут запи-
записаны расчетные расходы для всех
участков сети. В матрице SQ(K)
останется нагрузка только первого уз-
узла, равная часовому расходу газа для
всей сети.
На этом заканчивается первый
этап гидравлического расчета — опре-
определение расчетных расходов газа для
всех участков сети. Суммарный расход
газа по матрице QNKU(JJ) равный
Q = 77,9 + 658,4 + 178 + 40,5 =
= 954,8 м3/ч соответствует потребле-
потреблению газа (959,8).
95
?>
OO
ь-
со
ю
со
(M
о
CTi
оо
СО
Ю
Tf
со
(N
19,2
18,1
36,4
57,7
41,5
40,5
34,4
66,6
Tf
29,4
34,6
69,9
69,9
52,8
45,7
92,7
34,3
85,6
77,9
00
ь.
to
ю
Tf
со
(N
О
о.
00
со
LO
Tf
со
CN
оо
(О
г-
Tf
(M
(M
о
-
00
СО
LO
Tf
со
см
г
00
^
СО
LO
Tf
СО
(M
—<
о
?>
оо
t-~
CO
LO
Tf
СО
см
(M
19,2
18,1
6,4
со
с·-.
LO
Tf
0,5
Tf
Tf
Tf
СО
101
СО
00
Tf
178
СО
Tf
со
со'
(M
ы
(M
??
со
со
СО
Tf
СО
?>
Tf
СО
СО
ю
Tf
658
со
6. По известным расчетным рас-
расходам газа по участкам сети и за-
заданному расчетному перепаду давле-
давления рассчитывают диаметры участков
Расчет диаметров осуществляют сле-
следующим образом. Первоначально оп-
определяют все пути от начальной точки
сети до конечных. Для этого пишут
матрицу путей PT(L,N). Число строчек
этой матрицы равно числу путей Для
тупиковых сетей число путей равно
числу концевых точек На пересече-
пересечении строчек и столбцов проставляют-
проставляются номера узлов, соответствующих
данному пути. Число столбцов соот-
соответствует пути с наибольшим чис-
числом узлов Любой путь начинается с
концевого узла, определяемого по
матрице NKV(JJ), и прослеживается
по последовательно соединенным уча-
участкам при обходе их против пото-
потока, т. е. от конечной к начальной точ-
точке.
Ниже приведена матрица PT(L,N)
для рассматриваемого примера.
Матрица PT (L,N)
1
2
3
4
5
6
7
8
1
9
13
14
15
16
17
18
19
12!
8
12
1
2
4
7
6
8
3
7
11
О
1
3
6
5
7
4
6
10
о
о
2
5
4
6
5
5
1
О
О
1
4
3
5
ь
4
О
О
О
О
3
2
4
7
3
о
о
о
о
2
1
3
8
2
О
О
О
О
1
О
2
9
1
о
о
о
о
о
о
1
Перестраиваем матрицу PT(L1N)
по номерам участков, используя мат-
матрицы NKU(JJ) и DLU(I). Для каждо-
каждого участка матрицы PT(L7N) (напри-
(например, 9—8) находим этот участок в
матрице NKU(JJ) и соответствующий
ему номер (для 9—8 это будет 8).
Этот номер проставляем в строчку
данного пути в матрице PTU(L1N).
Используя матрицы PTU(L,N) и
DLU(I), строим матрицу длин на-
направлений PTUL(L,N). В последнем
столбце матрицы проставляем суммар-
суммарную длину направления.
Матрица PTU [L, N)
1
2
3
4
5
'б
7
8
1
8
12
13
14
15
16
17
18
2
7
H
О
1
3
б
5
7
3
6
10
0
0
2
5
4
6
4.
5
9
0
0
1
4
3
5
5
4
0
0
0
0
3
2
4
6
3
0
0
0
0
2
1
3
7
2
0
0
0
0
1
0
2
8
1
0
0
0
0
0
0
1
Ap — 2,76-106
L, Па
Qo в м3/ч; с? в мм, L в м
плюс 10% на местные сопротивления
Ap1 = 2,76
-1,1-190 = 909,6 Па
]5]525
187,4 Па; Ap3= 173,6 Па,
Матрица PTUL (L, N)
1
2
3
4
5
6
7
8
1
180
170
200
205
285
180
90
95
2
120
190
О
190
ПО
100
105
120
3
100
80
О
О
80
105
140
100
4
105
80
О
О
190
140
НО
105
5
140
О
О
О
О
ПО
80
140
6
ПО
о
о
о
о
80
190
ПО
7
80
О
О
О
О
190
О
80
8
190
О
О
О
О
О
О
190
9
О
о
о
о
о
о
о
о
10
1025
520
200
395
665
765
715
940
Из матрицы PTUL(L,N) следует,
что самый протяженный путь рас-
располагается в первой строчке, поэтому
подбирают диаметры сначала для не-
него.
1000
7. Определяют Ap/ L=, , т ? пас—
=0,887 Па/м. Диаметры подбирают
последовательно от участка к участку.
Участок 1. Q=658,4 м3/ч (матрица
QNKU[JJ) Lx = 190 м).
о0 381
— 16,81 —-, мм,
\ 658 4° 381
1) d = 16,81 Ц-— = 203,9 мм
' л оо-гО 91 '
2) Ближайшие по ГОСТ внут-
внутренние диаметры труб будут: 219X6
B07); 159X4A51); таким образом
151 < 203,9 < 207. Ростовский диаметр
выбирают из принципа наименьшей
разницы в потерях давления между
гостовским и полученным диаметром.
Для этого рассчитывают потери дав-
давления для всех трех диаметров по
формулам:
4 Зак 1052
Ближе подходит гостовский диа-
диаметр 219X6. Его и принимают.
Соответственно потери 174 Па.
Приоритетный диаметр можно
определить проще по формуле, если
тогда принимают ?)мин· Это выражение
получено из соотношения
Армакс — Ap
по которому приоритетным будет мень-
меньший диаметр. Здесь: Dum и DMaKc
меньший и больший ближайшие гос-
товские диаметры. Проведем сравне-
сравнение для рассматриваемого примера
?204/151 M 25 < 2 — Г204/207M 25
4,83<1,07
Неравенство не выполняется, следо-
следовательно приоритетным будет боль-
больший диаметр
Аналогично подбирают все диамет-
диаметры для первого направления.
97
После подбора диаметров опреде-
определяют степень использования расчет-
расчетного перепада по формуле
Если ошибка больше 0,1, тогда выби-
выбирают диаметр с наибольшими поте-
потерями давления или уменьшают его.
Эту процедуру, случается, повторяют
несколько раз, с тем чтобы добиться
требуемой точности. Однако для ко-
коротких направлений это условие мо-
может быть невыполнимо. Если ошибка
отрицательная, то увеличивают соот-
соответствующий диаметр и также доби-
добиваются необходимой точности.
Затем определяют узловые давле-
давления путем последовательного вычита-
вычитания из давления в первой точке
Pi потери давления на участках.
Так, давление R узле 2 будет:
pi —??, _, = 3000—174 = 2826 Па По-
После расчета главного направления рас-
рассчитывают другие направления.
8. Рассматривают по очереди все
направления из матрицы PTU(L,N).
Так, второе и третье направления не
имеют общих участков с направле-
направлением 1 и между собой, поэтому
они рассчитываются независимо от
других направлений, так же как и пер-
первое направление. Направление 5 имеет
общие участки с направлением /, это
участки /, 2, 3. Поэтому из расчет-
расчетного перепада давления ??? следует
вычесть сумму потерь давления на
участках 1, 2, 3 и на оставшуюся
величину перепада давления подоб-
подобрать диаметр остальных участков. В
направлении 5 — это один участок 15.
Аналогично рассчитываются все
направления.
Алгоритм расчета тупиковой раз-
разветвленной газовой сети был изложен
подробно и с частичной иллюстрацией
примерами для того, чтобы лучше
раскрыть процесс разработки алгорит-
алгоритма, предназначенного для составления
программы на ЭВМ.
98
6.5. Гидравлический расчет
кольцевых тазовых сетей
Первый этап гидравлического рас-
расчета кольцевой сети включает пред-
предварительное распределение потоков
газа с соблюдением первого закона
Кирхгофа (EQ^-J-Qy=O) и заканчи-
заканчивается подбором диаметров всех учас-
участков газопроводов. После подбора
диаметров второй закон Кирхгофа для
большинства колец оказывается не-
неудовлетворенным. Здесь следует от-
отметить, что одной из причин, приво-
приводящих к невыполнению второго зако-
?a Кирхгофа, являются ограничения,
накладываемые на выбор диаметров
газопроводов при конструировании се-
сети. Эти ограничения порождаются тре-
требованиями эксплуатации (например,
применение минимального диаметра
труб), учета прогноза роста газовых
нагрузок, а также требованиями на-
надежности газоснабжения (например,
проектирование колец с постоянным
диаметром, с резервом в диаметрах).
Для главных взаимозаменяемых ли-
линий и участков в соответствии с тре-
требованиями надежности назначают
близкие по размеру диаметры, при
этом потери давления в замкнутых
контурах могут не балансироваться.
Другой причиной является дискрет-
дискретность диаметров труб в соответствии
с ГОСТом.
Учитывая изложенное, при проекти-
проектировании кольцевой газовой сети вто-
вторым этапом расчета всегда является
задача определения истинного потоко-
распределения, соответствующего при-
принятым диаметрам участков газопрово-
газопроводов. Необходимость в расчете пото-
кораспределения возникает также при
проведении гидравлических расчетов
для различных нерасчетных эксплуа-
эксплуатационных режимов, а также при
расчете аварийных гидравлических ре-
режимов, возникающих при аварийном
отключении какого-либо элемента се-
сети.
Расчет потокораспределения в
кольцевых газовых сетях. Задача рас-
расчета потокораспределения формулиру-
формулируется следующим образом. Дана коль-
цевая газовая сеть с заданными гео-
геометрическими характеристиками и
диаметрами участков. Известны рас-
расходы газа для всех участков сети,
которые сбалансированы во всех уз-
узлах, т. е. первый закон Кирхгофа
для сети удовлетворен. Второй закон
Кирхгофа для колец сети не удовле-
удовлетворен. Таким образом, задача расче-
расчета потокораспределения сводится к
удовлетворению второго закона Кирх-
Кирхгофа для всех независимых контуров
(элементарных колец) газовой сети.
Элементарным кольцом назы-
называется кольцо, не имеющее внутрен-
внутренних, пересекающих его газопроводов.
Из постановки задачи следует, что
расчет потокораспределения в задан-
заданной сети относится к классу прове-
проверочных задач. Поставленную задачу
математически можно сформулиро-
сформулировать следующим образом. После пред-
предварительного распределения потоков
и подбора диаметров для участков се-
сети в общем случае второй закон Кирх-
Кирхгофа не удовлетворен, поэтому будет
иметь место следующая система урав-
уравнений для всех независимых контуров:
? ?, Q1" = ?,
? at Qf = A2
2
F.41)
? ?, Qf = ?,,
где V ?2, ,?? — невязки потерь давлений в
независимых контурах, 1,2, ,п — номера не
зависимых контуров, at,Q, - гидравлические
сопротивления и расходы газа для участков
?, а — показатель степени расхода газа в
формуле для расчета гидравлических потерь
Ap1=U1Q?. F.42)
Сумма потерь давления берется
для всех участков независимого кон-
контура.
Для сети низкого давления
Apt=pHl—pKl; F.43)
для сети высокого и среднего давле-
давления
Ap1=Pl-Pl1. F 44)
Индексы «н» и «к» относятся соответст-
соответственно к началу и концу участка по ходу газа
Рис. 6.15. Расчетнаи
схема кольцевой сети
/—6— камеры участ-
участков, /, 2 (в кружке) —
камеры контуров, / —
длина участка, d—
диаметр участка, Q —
расчетный расход газа
на участке
Для решения задачи используем
метод циркуляционных (контурных)
расходов, по которому в каждый не-
независимый контур вводится циркуля-
циркуляционный, увязочный расход AQk,
в результате чего удовлетворяется
второй закон Кирхгофа. Циркуляци-
Циркуляционные расходы в каждый контур будем
вводить с положительным знаком,
считая положительным направление
по часовой стрелке. Введенный в кон-
контур циркуляционный расход будет ал-
алгебраически прибавляться к расходам
на участках. К участкам, которые
имеют соседние кольца, помимо кон-
контурного расхода данного кольца будет
прибавляться контурный расход со-
соседнего кольца с противоположным
знаком. Для кольцевого газопрово-
газопровода, показанного на рис. 6.15, после
предварительного распределения по-
потоков и подбора диаметров участков
справедлива следующая система урав-
уравнений:
После введения в каждое кольцо
увязочного, циркуляционного расхода
AQk произойдет такое распределение
транзитных расходов, в результате ко-
которого гидравлические невязки в коль-
кольцах превратяться в нуль или окажут-
окажутся за пределами точности расчета.
Система уравнения изменится так:
99
O4(Q4-AQ ^a3
-AQ,+AQ2J =
(Q5+ AQ2)a-a7 (Q7-AQ2)"-
В общем виде система уравнений
F.41) после введения контурных рас-
расходов примет следующий вид:
?a?{Q?±
2
F.45)
?CL1[Q1Uz (AQn-AQ)] ?=0,
?
где AQi, AQa, ,AQn— контурные расходы,
вводимые в независимые контуры /, 2, , п,
AQ1 — контурный расход, вводимый в соседний
для данного участка /-тый контур (если участок
не имеет соседнего контура, тогда для него
HQ1=O)
Для линеаризации полученной си-
системы уравнений разложим каждый
член уравнения в ряд Маклорена,
ограничившись лишь линейными чле-
членами разложения:
r 1AQ2-
к F.46)
Сумма 1,U4Q* 1AQ7 берется для всех
участков независимого контура «к»,
имеющих соседние контуры /. Пре-
Преобразуем уравнения, перенеся свобод-
свободные члены в правую часть, и запишем
систему так, чтобы коэффициенты при
неизвестных:
AQi, AQ2,...AQn составили симмет-
симметричную матрицу:
100
AnAQ1 +0-
0 + /I22AQ2 —
-A11AQ1+ +0= -A1
- A21AQ1 + + 0 = -A2
0 + 0- -A14AQ1+ + A11nAQn= -\
F.47)
Здесь ???=???&?~1 /k=\, 2,. ..,?/ —
k
коэффициенты при неизвестных, сто-
стоящих на главной диагонали; Ak1=
^aa^Q"—коэффициенты при неиз-
неизвестных круговых расходах AQ1 сосед-
соседних контуров для данного кольца.
Коэффициенты при неизвестных
системы уравнений представляют со-
собой квадратную симметричную матри-
матрицу Л с диагональным преобладанием
А =
An 0
о л22
А
А,
о о
А
Апп
F.48)
В результате проведенных преоб-
преобразований получена система линейных
уравнений, неизвестными в которой
являются круговые увязочные расхо-
расходы AQk. Для решения системы могут
быть использованы конечные методы,
т. е. такие, которые дают точное
решение в результате конечного числа
операций. Однако для больших систем
линейных уравнений конечные методы
[например, Гаусса, Крамера] требуют
значительно большего числа опера-
операций, чем итерационные методы [мето-
[методы последовательных приближений],
поэтому для определения увязочных
контурных расходов используют ите-
итерационные методы. Это целесообразно
еще и потому, что система уравне-
уравнений F.46) получена в результате
линеаризации исходной системы
уравнения F.45). При линеаризации
были отброшены все нелинейные чле-
члены, поэтому полученная система
F.46) является приближенной. И
даже при точном решении системы
F.46) может возникнуть необходи-
необходимость в итерационном процессе для
получения решения системы F.45)
необходимой точности.
По методу Лобачева-Кросса1 из
матрицы коэффициентов системы
уравнений F.48) отбрасывают все
члены, которые не стоят на главной
диагонали. В таком случае система
уравнений F.47) приобретает следую-
следующий вид:
1I= -?,;'
F.49)
A11nAQn-= — An. т
Решение этой системы дает из-
известную формулу Лобачева-Кросса
для определения увязочных расходов
= -(? ^ Qf) /(«? Ci1
F.50)
Полученные увязочные расходы
сразу вводят во все независимые
контуры системы и вычисляют новые
расходы для всех участков.
Отбрасывание всех членов матри-
матрицы А, пе лежащих на главной диаго-
диагонали, приводит, по существу, к неуче-
неучету влияния невязок в соседних коль-
кольцах на контурный расход, вводимый
в данное кольцо. В результате этого
возникает необходим©сть многократ-
многократного повторения процедуры определе-
определения контурных (поправочных) расхо-
расходов AQK с последующими пересчетами
балансов потерь давления для каждо-
каждого независимого контура. Расчет
заканчивается тогда, когда достигает-
достигается требуемая точность удовлетворения
второго закона Кирхгофа,
Исследованию сходимости итера-
итерационного процесса по методу Лобаче-
Лобачева-Кросса посвящен ряд работ, в ре-
результате которых установлено, что
процесс сходится, если матрица А име-
имеет диагональное преобладание. Для
плоских сетей, в случае использо-
использования системы элементарных колец,
матрица А всегда имеет диагональ-
диагональное преобладание, поэтому для них
итерационный процесс сходится. -
1 Метод разработан независимо проф В Г. Ло-
бачевым A934 г ) и X. Кроссом A936 г.)
Метод Лобачева-Кросса предус-
предусматривает введение поправочных кру-
круговых расходов сразу во все незави-
независимые контуры, поэтому поправочные
расходы для участков, имеющих со-
соседние кольца, будут равны увязоч-
ному расходу в своем кольце плюс
увязочный расход в соседнем кольце
с обратным законом. Этим учитывает-
учитывается влияние соседних колец при опре-
определении поправочных расходов для
участков, но при расчете контурных
расходов влияние соседних колец не
учитывали, поэтому значения самих
увязочных расходов были определены
весьма приближенно. Вместе с тем
поправочные расходы по Лобачеву-
Кроссу для одного кольца, без со-
соседних, определяются точно, в пре-
пределах линеаризованной системы урав-
уравнений. Это послужило основой для
другой методики увязки сети, когда
поправочный расход по Лобачеву-
Кроссу рассчитывается последова-
последовательно для каждого кольца.
Рассчитанный поправочный расход
вводится в это кольцо, в результате
чего оно оказывается увязанным или
имеющим небольшую ошибку балан-
балансов потерь давлений. При увязке
кольца ошибка в соседних кольцах
может увеличиться. После увязки
первого кольца аналогично увязывают
второе кольцо, при этом невязка в
первом кольце может также вырасти.
Так увязывают последовательно все
кольца. Для колец, у которых ошибка
получилась больше допустимой вели-
величины, процедуру увязки повторяют.
Как показали исследования, такой ме-
метод имеет лучшую сходимость, чем
прямой метод Лобачева-Кросса.
Ввиду неучета влияния соседних
колец метод Лобачева-Кросса требует
большой вычислительной работы. Ес-
Если же при определении поправочных
расходов учесть влияние соседних ко-
колец, тогда существенно улучшается
сходимость итерационного процесса.
Для учета влияния соседних колец
можно использовать метод простых
итераций (метод Якоби) с ограни-
ограниченным, наперед заданным числом
итераций. Для этого перепишем си-
101
схему уравнений F.47), решив каж-
каждое из них относительно неизвест-
неизвестного, расположенного на главной диа-
диагонали:
AQ1 =
_ ??
^22
??
1
?
¦f-
I
-+-
л22
™niLQ,
A „„
16.51)
В каждой сумме число членов типа
j4k/AQ; равнно числу участков кольца
«к», имеющих соседние кольца /. В
качестве начального приближения
примем результаты решения системы
уравнений при учете только свободных
членов, т. е. поправочные расходы,
рассчитанные по методу Лобачева-
Кросса. Эти приближения соответст-
соответственно будут:
L · л (?) —
F.52)
В результате первой итерации
получим второе приближение реше-
решения:
AQi"
Л?)
¦F.53)
Если продолжить решения, то
третье приближение соответственно
будет:
??
?^2/?^?
??, AQf)
? A
F.54)
Число итераций можно продолжать
до получения практически точного
решения; вместе с тем, как отмечалось
выше, получение точного решения при
определении поправочных контурных
расходов может не обеспечить удовле-
удовлетворения законов Кирхгофа для всех
независимых контуров. Это связано
с линеаризацией исходной системы
уравнений. Точность решения будет
тем меньше, чем большую долю
составляет поправочный расход AQ
по сравнению с расходом по участку
Q. При получении недостаточно точ-
точного решения всю процедуру расчета
приходится повторить. Учитывая изло-
изложенное, число итераций при опреде-
определении поправочного контурного расхо-
расхода целесообразно ограничить. Итак,
решение системы при использовании
метода итераций можно представить
в виде ряда, состоящего из одного,
двух, трех и большего числа членов.
Рассмотрим члены, составляющие ре-
решение для первого кольца:
. F.55)
Первое приближение решения
AQ?=AQi F.56)
учитывает невязку только в собствен-
собственном кольце, как будто бы соседних
колец, нет. Для одного кольца это
будет точным решением линеаризо-
линеаризованной сиетемы.
Второе приближение решения
102
= AQi+ AQi' F.57)
AQV
= AQi
учитывает влияние на круговой расход
невязок в соседних кольцах.
Член
AQ^ = ZAi1AlQP / An · F-58)
содержит поправочные круговые рас-
расходы соседних колец j\Q,, определен-
определенные в предыдущем приближении ре-
решения. Число членов, составляющих
поправку AQf, равно числу участков
кольца }, имеющих соседние кольца.
Третье приближение будет
1@)
F.59)
Здесь третий член
WT = I(A11ZAHbQ1P / A11 A11) .
F.60)
учитывает влияние на AQi колец, окру-
окружающих соседние кольца. В рассмат-
рассматриваемом случае собственное кольцо /
имеет соседние кольца /. А эти сосед-
соседние кольца /, в свою очередь, имеют
соседние кольца / (AQ/<0) — первое
приближение решения для поправоч-
поправочных расходов колец /). Число членов
Z(Ai1ZA1^Q1Pz AnA1)
суммы равно числу соседних колец
для всех колец, соседних кольцу /. В
это число войдет и само кольцо /. Та-
Таким образом, третья поправка AQf
учитывает влияние невязок колец сети
на AQi через поправочные расходы
соседних колец. Это влияние обычно
невелико, поэтому решение можно
ограничить двумя членами, т. е. огра-
ограничиться нулевым приближением и
первой итерацией. В этом случае пер-
первый член решения будет учитывать
ошибку в своем кольце, а второй —
ошибку в соседних кольцах.
Раскроем выражение для конгур-
ного увязочного расхода кольца KAQK,
используя соотношения уравне-ний
F.42), F.47), F.53):
aqk=aqk+aq;; "
а / ,?.??
? F.61)
При определении знака поправочно-
поправочного расхода необходимо учитывать сле-
следующее: выражения типа а^,а~'или
GL1]Q?f~l всегда положительные; знак
выражения ??,???1 определяют расче-
расчетом, считая направление движения
газа по часовой стрелке положитель-
положительным; знак величины AQk противополо-
противоположен знаку величины ???(^?.
Для газопроводов низкого давле-
давления обычно наблюдается режим гид-
гидравлической гладкости, поэтому а=
= 1,75. В этом случае система уравне-
уравнений F.61) примет следующий вид:
х^
1,75
?^4
F 62)
^ «Г
к
Для газопроводов высокого и сред-
среднего давления имеет место квадратич-
квадратичный закон гидравлического сопротив-
сопротивления (а—2), поэтому система уравне-
уравнений F.61) примет такой вид:
!(pi-pi) л
AQ'
2?
F.63)
103
F 63)
После расчета круговых поправоч-
поправочных расходов для всех колец опре-
определяют поправочные расходы и новые
расчетные расходы для всех участков.
Для участков, не имеющих соседних
колец, поправочные расходы AQy4=
=AQK, а новые расчетные расходы
Для участков, имеющих соседние
кольца, поправочные расходы будут
равны:
а новые расчетные расходы
Qhob Pac4=Q+AQy4=Q+AQK—AQ,,
где AQ, — поправочный расход в соседнем
кольце, который прибавляют к расходу на участ
ке, с обратным знаком
Введение поправочного расхода в
кольцо, которое имеет концевую точ-
точку, может переместить ее в соседний
узел, если поправочный расход больше
расхода газа на соседнем для конце-
концевой точки участке (AQk>Qj) B таком
случае направление движения газа на
этом участке изменится на противопо-
противоположное. Если участки несут путевую
нагрузку Qn, тогда введение поправоч-
поправочного расхода приводит к смещению
концевой точки на величину
С приближением, удовлетворя-
удовлетворяющим практическим требованиям,
можно считать, что концевая точка не
смещается вплоть до значения попра-
поправочного расхода к участку AQy4=
= 0,55Qn, а при величине AQy4>>
>0,55Qn она перемещается в соседний
узел. Таким образом, смещение конце-
концевой точки учитывают только тогда,
когда расчетный расход участка меня-
меняет знак.
Для новых расчетных расходов
определяют потери давления на каж-
каждом участке и рассчитывают невязки
во всех кольцах:
104
а) для сети высокого давления
? (pit—?*,) =??;
к
б) для сети низкого давления
? (???—???)=??.
к
По невязкам вычисляют относи-
относительные ошибки во всех кольцах по
формуле:
а) для сети высокого давления
? {??-??)
6= - 100% ,
б) для сети низкого давления
? ?я-рп)
? = 5 100%
Если полученные ошибки оказы-
•ваются меньше заданной точности
расчета, тогда на этом расчет потоко-
распределения заканчивается. Точ-
Точность расчета обычно принимают в 5
или 10%. Если ошибка для некоторых
колец оказалась больше допустимой
величины, тогда всю процедуру рас-
расчета повторяют снова.
6.6. Расчет кольцевых газовых
сетей низкого давления
Сеть низкого давления конструи-
конструируют из условий экономичности с соб-
соблюдением требований надежности Ее
выполняют с кольцеванием основных
газопроводов, в том числе связыва-
связывающих источники питания (ГРП) по
низкому давлению. Основные кольца
выполняют постоянног-о диаметра
(или из близких диаметров по
ГОСТу). Степень кольцевания и
принципы конструирования сети в ос-
основном зависят от типа планиров-
планировки и застройки жилых районов. Учи-
Учитывая изложенное, после подбора диа-
диаметров сети, а также после коррек-
корректировки полученных диаметров сог-
согласно требованиям надежности, расп-
распределение потоков не будет удовлет-
удовлетворять второму закону Кирхгофа, поэ-
поэтому возникает необходимость в гид-
гидравлической увязке колец сети. При
•
7
?
К
?
7
= 264 мг/ч
7ls
I
/
L = 250,
210 м; d 708*4 ;
QL 88,5*4 ; Q =
39 ?5/ч
5
61 мЬч
\
M
Ci
J'
«?
OQ
?
Il
\
°\
Gf\
V
* \
?'60*3,5 \ 4д"г/ч
I = 60? 6 Q= 28 ?3/?
этом необходимо решить две задачи:
1) контурную увязку сети, которая
точно решается разработанными мате-
математическими методами и выполняется
на ЭВМ; 2) задачу, состоящую в
полном использовании расчетного пе-
перепада давления газа по всем нап-
направлениям сети. При решении второй
задачи возникает необходимость изме-
изменения диаметров отдельных участков
кольцевой сети. Тогда, после измене-
изменения диаметров участков, весь расчет и
увязку сети повторяют снова.
Алгоритм увязки кольцевой сети
низкого давления. Рассмотрим сеть ко-
которая предварительно рассчитана, оп-
определены диаметры участков сети, но
второй закон Кирхгофа не удовлет-
удовлетворен. Изложим решение задачи увяз-
увязки кольцевой сети, ориентированное на
использование ЭВМ. Рассмотрим
алгоритм увязки сети, используя прос-
простейший пример для возможности ил-
иллюстрации алгоритма фрагментами
численных расчетов. На рис. 6.16 по-
Рис, 6.16. Схема коль-
кольцевой части сети
казана двухкольцевая сеть, указаны
точки питания и сброса (потребле-
(потребления) газа, дана нумерация участков и
колец и приведены длины, диаметры и
расчетные расходы для всех участков.
В рассматриваемом методе расче-
расчета исходная информация представля-
представляется в виде двух матриц. Основной
является контурная матрица KON (К,
I). Каждая строчка К этой матрицы
соответствует элементарному контуру
кольцевой сети. Каждый столбец мат-
матрицы соответствует участку сети. Если
на пересечении строки и столбца
стоит единица — это значит, что учас-
участок, номер которого соответствует
столбцу, принадлежит контуру, номер
которого соответствует строке. При
совпадении направления потока газа
в участке с обходом контура по часо-
часовой стрелке проставляется просто еди-
единица. При несовпадении — перед еди-
105
ницей ставится минус. Для сети (см
рис. 6.16) матрица KON (К, I) имеет
следующий вид.
Матрица KON (К, I)
1
2
I
1
О
2
— 1
о
3
1
— 1
4
О
1
5
J
о
6
о
J
При расчете увязочных контурных
расходов для независимых колец необ-
необходимо знать длину участка (LM), рас-
расчетный расход газа по участку (Q,
м3/ч); потерю давления газа на участ-
участке Ap, Па) и диаметр участка (dMM).
Все эти данные сводятся в матрицу
PR (M, I), в которой в первой строчке
проставлены длины участков, во вто-
второй — расчетные расходы газа, в
третьей — потери давления газа на
каждом участке и в четвертой — диа-
диаметр участка (принятый после пред-
предварительного подбора). Столбцы мат-
матрицы соответствуют участкам сети.
Для рассматриваемого примера эта
матрица представляется так.
Матрица PR (M, I)
1
2
3
4
1
210
144
600
108X4
2
205
120
923
89X3
3
200
50
240
88,5X4
4
210
20
380
6OX
X 3,5
5
250
39
200
88,5X4
6
60
28
180
6OX
X 3,5
Увязку колец производим в такой
последовательности:
1) определяем по очереди невязки
потерь давления в каждом элементар-
элементарном кольце, т. е.: ? Ap1=Ax;
2) вычисляем {фуговые поправоч-
поправочные расходы последовательно для
каждого кольца, учитывающие невяз-
невязки в этих кольцах, AQk',
3) последовательно вычисляем
поправочные расходы для данных
колец К, связанные с невязками по-
потерь давления в соседних кольцах —
AQiT;
4) определяем полные круговые
поправочные расходы для каждого
кольца AQk=AQk+AQk/;
5) вводим полученные поправоч-
поправочные расходы сразу во все кольца и
определяем новые расходы по всем
участкам сети;
6) вновь определяем невязки во
всех кольцах и при необходимости
повторяем расчет;
7) если после увязочного расчета
расчетные перепады давления исполь-
использованы по направлениям потоков от
точки питания до точек схода не пол-
полностью, тогда корректируют диаметры
и увязочный расчет повторяют. Ниже
приводится алгоритм увязки кольце-
кольцевой сети низкого давления, построен-
построенный на изложенном выше принципе.
Гидравлический расчет кольцевой
сети с тупиковыми ответвлениями.
Для более всестороннего освещения
гидравлического расчета кольцевых
сетей низкого давления проведем та-
такой расчет без применения ЭВМ. Рас-
Рассмотрим всю последовательность рас-
расчета, начиная от определения расхо-
расходов для участков сети до конечного
результата —рассчитанных диаметров
сети при выполнении всех ограничи-
ограничивающих условий.
Расчет кольцевой сети низкого
давления осуществляют в два этапа:
1) на первом этапе распределяют
потоки газа и определяют расчетные
расходы для всех участков сети; по
заданному расчетному перепаду дав-
давления Ap подбирают диаметры участ-
участков; производят гидравлическую увяз-
увязку сети; проверяют степень исполь-
использования расчетного перепада давле-
давления и при необходимости корректи-
корректируют отдельные диаметры;
2) вся последовательность расче-
расчетов по п. 1 приводит к завершению
гидравлического расчета сети, т. е к
получению диаметров газопроводов
для всех участков при удовлетворении
всех ограничений на расчет. Как пра-
правило не удается решить лишь одну
задачу — взаимного резервирования
участков сети для повышения надеж-
надежности газоснабжения. Ее решают во
втором этапе, в котором по изложен-
изложенному ниже принципу уточняют диамет-
диаметры основных колец для повышения
надежности сети.
106
Алгоритм гидравяическо й
L
Ввод данных: матрицы KON / К, V, PR /M, V
1
к = 1> ? ? ? .,,из 3 строкиРЙ /?,?/ и 1 строки KON /К, I/
определяются знаки ? Pj
Js=. I.
I
? ?_! из Зи 2 строк PR /?,? / и 1 crpoioi KON/К, 1/
к = 1? ? Q1 =
/первая поправка/
? ?.
N ? ?-.
t
¦¦
k-1; ?
Uk
нет
1; по матрице KON /K, I / определяются участки, имеющие соседние кольца i
CK
? pi, ck
~AQ
к=1;
*
ск; APj ск ; Qj ск - берутся для участков имеющих соседние
кольца; ? QCK - для соседнего кольца участка iCK
? Qj-
к
it — W Л.
? _4.?i/?*L до*
i, ск Q i, ск ск
/вторая поправка/
? — ".JL'
= 1; ? Q1 = ? Q^ + &Q.\
., ... ... .—- ,. , r 'Vv^—. «...
K + 1 < n j^aw" "*¦¦¦¦¦¦ ' " ¦ ¦ ¦ ¦ '
Определяются новые расходы для всех участков всех колец Qj = Q +AQ - ? Q
±
По полученным новым значениям Q- рассчитываются новые значения
Блок
расчета ? ??
107
Первый этап расчета: 1) на осно-
основании известных количеств потребляе-
потребляемого газа и принятой схемы газо-
газопроводов вычисляют сосредоточенные
и удельные путевые расходы для всех
контуров питания потребителей;
2) определяют путевые расходы
для всех участков сети;
3) задают начальное распреде-
распределение потоков в сети. Основной зада-
задачей, решаемой при распределении по-
потоков в сети, является определение
главных направлений движения газа
и установление связей между этими
потоками. В результате формируется
основная кольцевая сеть. Решение
этой задачи тесно связано с разра-
разработкой схемы сети. Если уже есть пред-
предварительный вариант схемы, тогда при
решении вопроса распределения пото-
потоков в нее вносят необходимые коррек-
коррективы. По главным контурам направ-
направляют транзитные потоки. По второ-
второстепенным участкам транзитные рас-
расходы не направляют. Головные участ-
участки, примыкающие к точкам питания,
должны быть взаимозаменяемыми, а
их расчетные расходы примерно оди-
одинаковыми. Точки питания главных
контуров выбирают так, чтобы потоки
газа двигались к потребителям крат-
кратчайшим путем, а точки их встречи рас-
располагались диаметрально противопо-
противоположно точкам питания. Целесообраз-
Целесообразно, чтобы один из контуров сети
объединял точки питания ее от ГРП.
Основные направления движения
транзитных расходов должны проле-
пролегать в зонах наибольшего потребле-
потребления газа. В результате выполнения
изложенных выше общих принципов
потокораспределения в определенной
степени решается задача повышения
надежности газоснабжения.
Экономический принцип кратчай-
кратчайшего пути газа к потребителям при
построении системы выдержать удает-
удается только частично, так как требова-
требования взаимозаменяемости участков из
условий надежности часто приводят к
необходимости удлинять путь движе-
движения газа;
4) в итоге решения задачи потоко-
потокораспределения определяют расчетные
108
расходы газа для всех участков сети;
5) исходя из определенных выше
расчетных расходов газа и заданного
расчетного перепада давления в сети,
подбирают диаметры для всех участ-
участков. При подборе используют прин-
принцип приоритетности направлений и
колец, т. е. сперва подбирают диамет-
диаметры для главных направлений (прохо-
(проходящих через всю сеть) и для основ-
основных колец. При подборе диаметров
второстепенных направлений исполь-
используют оставшиеся перепады давления;
6) производят гидравлическую
увязку сети, в результате чего полу-
получают окончательное распределение по-
потоков. При этом для замкнутых кон-
контуров сети алгебраическая сумма по-
потерь давления будет равна нулю;
7) проверяют полноту использова-
использования расчетного перепада давления от
точки питания до концевых точек. При
необходимости расчет уточняют.
Второй этап расчета. У сетей низко-
низкого давления транспортный резерв не
рассчитывают, как это делают для
кольцевых газопроводов высокого и
среднего давлений. Вместе с тем, пред-
предварительно определенные диаметры
участков кольцевой части сети могут
по размерам сильно отличаться друг
от друга. Если же кольцо состоит из
сильно отличающихся диаметров, то
оно перестает быть резервированным
элементом системы, так как участки с
малыми диаметрами не смогут пропус-
пропустить необходимые потоки при аварий-
аварийных ситуациях. Поэтому возникает
задача модернизации разработанной
ранее сети для повышения ее надеж-
надежности с минимальными дополнитель-
дополнительными затратами. При разработке сети
на первом этапе были выделены глав-
главные кольца. Это кольца, объединя-
объединяющие источники питания (ГРП), они
несут основную нагрузку; кольца,
непосредственно примыкающие к
ГРП; возможны и другие контуры,
объединяющие участки с большими
расходами газа. Выделенные кольца
следует расположить по их рангу в
ряд. Для оценки значимости кольца
целесообразно использовать его ма-
материальную характеристику: M=
=? ddi. B результате получим ранжи-
K
рованный ряд колец: Mi, Мг ... Mn.
Основной принцип взаимного ре-
резервирования участков кольца сос-
состоит в проектировании кольца с посто-
постоянным диаметром. Если это не удает-
удается, тогда кольцо проектируют из двух
ближних диаметров по ГОСТу. С уче-
учетом изложенного, модернизация сети
заключается в конструировании глав-
главных колец с постоянным диаметром.
Предлагается следующая методика:
постоянный диаметр кольца выбирают
путем осреднения его материальной
характеристики, принимаемой с неко-
некоторым увеличением, так как методика
подбора диаметров сети по среднему
удельному падению давления характе-
характеризуется меньшим расходом металла.
Таким образом, осредненный диаметр
кольца dcp определяется следующим
соотношением:
где dt, и I4 — диаметр и длина участка //; а —
коэффициент, учитывающий увеличение мате-
материальной характеристики кольца с постоян-
постоянным диаметром (обычно ос до 1,1).
Первоначально определяют диа-
диаметр кольца первого ранга. Полу-
Полученный осредненный диаметр коль-
кольца будет заключаться между двумя
ближними диаметрами по ГОСТ, т. е.:
где de и аы — больший и меньший диаметры
по ГОСТу Выбор осуществляем по методике,
изложенной в ? 6.4.
При осреднении диаметра кольца
второго ранга в сумму включают уча-
участки, принадлежащие кольцу первого
ранга, но при осреднении диаметра
кольца диаметры участков, принадле-
принадлежащие кольцам более высокого ранга,
не изменяют. Таким образом, конст-
конструируют кольцевую часть сети. После
этого производят гидравлическую
увязку и проверяют полноту исполь-
использования расчетного перепада давле-
давления в сети.
Пример 6.4. Рассчитать кольцевой газо-
газопровод низкого давления, показанный на
рис. 6 17 Плотность населения 550 чел/га.
Граница снабжаемой газом
у\\\\Ч\\\\Ч\\\\\\\\\\\\
Рис. 6.17. Схема газо-
газоподачи кольцевой сети
Рис. 6.18. Расчетная
схема сети низкого
давления
Удельный расход газа ?? = 0,09 м3/(ч-чел).
Сосредоточенных нагрузок нет. Длины сторон
колец и площади застройки жилых кварталов
приведены на рис. 6.17. Для газоснабжения
используют природный газ. Расчетный пере-
перепад давления в сети ??< = 1000 Па
Первый этап расчета. 1. Расчет начинаем с
определения удельных путевых расходов для
всех участков сети, для чего: а) разбиваем всю
газоснабжаемую территорию на зоны, которые
питаются от определенных контуров; б) рассчи-
рассчитываем максимальные часовые расходы для
каждой такой зоны, перемножая площадь
зоны, плотность населения и удельный расход
газа на одного человека; в) подсчитываем
суммарную длину питающего контура; г) опре-
определяем удельные расходы для всех контуров,
разделив максимальные часовые расходы газа
в зонах на суммарную длину питающих кон-
контуров. Все расчеты сводим в табл. 6.4.
109
Таблица 6.4. Удельные путевые расходы для всех питающих контуров сети
тура
I
II
III
IV
А
В
с
Итого
Газоснабжаемые эоны
размер, га
9,8
5,7
11
6,5
1,5
2,3
3,5
40,3
численность насе-
населения, чел
5390
3135
6050
3575
825
1265
1925
22165
расход газа,
м3/ч
485
282
544
322
74
114
173
1994
Длина питаю-
питающего контура, м
1445
1145
1525
1225
400
500
605
—
Удельный путевой
расход, м3/ч-м
0,336
0,246
0,357
0,263
0,186
0,228
0,288
—
2. Задаем начальное распределение пото-
потоков газа в сети. Схема газопроводов пока-
показана на рис. 6.18. Первоначально назначаем
направления движения газа от точки питания
12 по газопроводам к переферии кратчайшим
путем. В результате получаются четыре кон-
концевых точки схода потоков: 3, 7, 14, 16 и пять
концевых точек тупиковых ответвлений: 1, 5,
9, 17, 18. Для повышения надежности сети
в частности для взаимного резервирования
участков выделяем из нее два основных кон-
контура.
Контур III A2-13-8-7-6-10-11-12) и контур /
A2-11-15-16-13-12). Третий контур присоединен
к точке питания и несет основную нагрузку,
так как питает контур IV и тупиковые ответ-
ответвления. Контур / также присоединен к точке
питания сети, но несет меньшую нагрузку о
чем можно судить по путевым расходам. В своих
регионах эти контуры будут представлять ре-
резервированную часть кольцевой сети, обла-
обладающую дополнительной пропускной способ-
способностью для обеспечения подачи газа в ава-
аварийные зоны.
Соответственно выбранному основному
кольцу принимаем следующие главные нап-
направления: 12-11-10-6-2-3 и 12-13-8-4-3. Жела-
Желательно, чтобы они несли примерно одинаковые
нагрузки. Для этого точки встречи потоков 3
и 7 смещены в сторону направления 12-11-...-3.
Выбором расположения точек 3 и 7 решается
вопрос распределения транзитных расходов в
кольцах /// и IV. При принятом направлении
потоков колец / и // точки встречи будут 14
Таблица 6.5. Определение расчетных расходов газа для участков сети
Номер
участка
2—1
2—3
6—2
6—5
6—7
10—6
10—9
11—10
12—11
4-3
8—4
8—7
13—8
12—13
13—16
16—18*
11-15
15—14
15—17
15—16
10—14
Длина
участка, м
100
100
200
100
150
300
100
200
50
300
205
270
305
250
450
150
390
205
150
305
350
Удельный путевой
расход газа,
м3/(ч-м)
0,186
0,263
0,186+0,263=0,449
0,186+0,228=0,414
0,357+0,263=0,62
0,357+0,228=0,585
0,228
0,357+0,246=0,603
0,336+0,357=0,693
0,263
0,263
0,62
0,357
0,693
0,336
0,288
0,336+0,246=0,582
0,246
0,288
0,336+0,288=0,624
0,246
Расход газа, м3/ч
Qn
19
26,3
90
41
93
176
22,8
121
35
78,9
54
179,8
109
173
151
43
227
50
43
190
88
О, 55Qn
10
14,5
50
23
51,2
100
13
66
19
43,4
30
99
60
95
83
24
125
28
24
105
47
QT
—
45,3
—
—-
269,3
—
496,1
1127,L
—
78,9
__
312,7
596,7
24
—
283
—
—
—
—
Qp
10
14,5
95,3
23
51,2
369,3
13
562,1
1146,1
43,4
108,9
99
372,7
691,7
107
24
408
28
24
105
47
*Транзит 43 на 13-16
ПО
и 16, и транзитные потоки кольца // распре-
распределяются однозначно. Для кольца / главные
направления: 12-11-15-16-18 и 12-13-16-18.
Транзитный поток к участку 16-18 передаем
на участок 13-16, так как он менее загружен,
чем соответствующий ему (геометрически) уча-
участок 11-15. Рассмотренный вариант выбора
направлений движения потоков газа и распре-
распределения транзитных расходов учитывает (ка-
(качественно) вопросы резервирования в кольце-
кольцевой сети.
Вычисляем путевые расходы для всех
участков сети (сосредоточенных расходов сеть
не имеет). Все расчеты сводим в табл. 6.5.
Сперва проставляем номера и длины участков,
далее удельные путевые расходы (из табл. 6.4),
а затем путевые расходы для всех участков.
Последовательность проставления нумерации
участков в табл. 6.5 принята такая: от кон-
концевых точек против движения газа в трубопро-
трубопроводе вдоль выбранных главных направлений
в таком порядке, в каком предполагается опре-
определять расчетные расходы. При этом следует
учитывать, что расходы для всех выходящих из
данного узла участков должны быть известны,
тогда можно определить расход на участке, ко-
который доставляет газ в этот узел. Если хотя бы
для одного выходящего из узла участка расход
газа неизвестен, тогда это направление следует
временно оставить и рассматривать другое нап-
направление, из которого можно определить этот
неизвестный расход.
Принятая схема и расположение точек
встречи потоков позволяет сразу рассчитать
все расходы для участков колец /Vh /// кроме
участков, которые граничат с кольцами // и /.
Для участков от 2-1 до 11-10 расходы были
определены по схеме. Для участка 11-10 расход
можно найти, зная расходы на участках коль-
кольца //. Поэтому дальнейший расчет ведем по
участкам 4-3, 8-4, 8-7, 13-8. Далее рассмат-
рассматриваем участки 10-14, 11-10, 15-14, 15-17 и
15-16 (как отмечалось выше на него транзит
не перекладываем). В результате заканчиваем
расчет потока газа, выходящего из ГРП по
участку 12-11. Для оставшихся участков расхо-
расходы известны, в итоге определяем расход для
второго головного участка 12-13. Определим
расход газа, выходящего из ГРП:
1) участок 12-11,
2) участок 12-13,
35+1127,1 = 1162,1
173 + 596,7 = 769,7
Итого 1931,8
Потребление газа составляет 1994 м3/ч, что
отличается от полученного значения на 2,6%.
Считаем такую точность приемлемой.
3. Производим подбор диаметров для всех
участков. Потери на местные сопротивления
принимаем равными 10% линейных, тогда до-
допустимые потери давления на трение составят:
Арт= 1000/1,1=910 Па.
Поскольку пути движения газа до концевых
точек и точек встречи потоков весьма различ-
различны, поэтому принимаем разные удельные
потери давления Арт/1 для разных направлений.
Рассмотрим основные направления.
1) 12-11-10-6-2-1,
50-+200+300+20O+100== 850,
2) 12-13-8-4-3, ?/=1060,
3) 12-11-15-16-18, ?/=895,
4) 12-11-10-14, ?/=600,
* 910
' ???//=^= 1,07,Па/м.
ApT/l=....=0,86 Па/м.
???//=....= 1,02 Па/м.
???//=....= 1,52 Па/м.
Сравнение удельных потерь давления показы-
показывает их различие (например: 1,52/0,86=1,78).
Учитывая изложенное, производим корректи-
корректировку Арт/1. Сперва подбираем диаметры основ-
основных участков. Для оставшихся участков коррек-
корректируем ???// и подбираем диаметры. Целе-
Целесообразно, по ходу расчета, оценивать возмож-
возможные невязки в кольцах и учитывать их при наз-
назначении диаметров. Следует отметить, что чем
точнее будет осуществлен предварительный
подбор диаметров кольцевой сети, тем меньше
труда будет затрачено на увязку сети и даль-
дальнейшие расчеты.
На основании полученных расчетных расхо-
расходов и изложенных подсчетов возможных удель-
удельных потерь давления были подобраны диамет-
диаметры для всех участков кольцевой сети. Резуль-
Результаты расчетов приведены в табл. 6.6. При гид-
гидравлическом расчете использовались номограм-
номограммы, приведенные в учебнике.
В результате расчета ошибка в кольцах
не превысила 10% (т. е. максимальную по
СИиПу), поэтому дальнейшую увязку можно
не производить. Однако, имея в виду методичес-
методическую сторону, ниже будет приведена гидрав-
гидравлическая увязка колец, что значительно повы-
повысит точность расчета.
4. Производим гидравлическую увязку ко-
колец. Сначала рассчитаем первые поправочные
круговые расходы AQi для всех колец по фор-
формуле F.62).
AQn=-
?
— 77,7
1,75-10,382
37,5
1,75-42,798
1
1,75-12,749
— 40,5
1,75-36,368
???
=4,3 ; '
= -0,5
= —0,05
= 0,64 .
Рассчитаем по формуле F.62) поправки
AQ", учитывающие ошибки в соседних коль-
кольцах, и полные круговые расходы AQK.
Ill
о ? ?> ??
N LO С75 СО
— N —< N
?> <? со — ?> ? ?
2 ^So со со Mg
N _^
- О „"„'о О (N
To"cN_r— о
Ч. N^ CN^ CN^ 00^
2 ? " " *
VO
к ?>
3 О N
? CD CD — 00
Ю 4 ?« (N
-.* ??" cn со
"^ 7 N
D
0
??« (N
5 ?*-. ?? cn со
О 2 "* "^ C7> CN —
со ¦* ¦* со
СО О О СО — О О
О" о" ·**¦" ?" ??"
C0 ^ ю
2 О — О CN
?? LO
^CNCNCN
— cococo
о* о" со" о" о" о" ?"
2 CN — N СО —
S <n"lo о
О —· ¦* Tf" Tf
N Tf СО LO
N О О LO N
NOONOi-
— f, — N
LOiOcNNOOOlS.
?5 Л — со — — — ?
N LO N О PC
со оо со со со |
LO 00
Tf СО CN
Tf LO _Г„""„*
со" о"
I
CO- Tf^ CO- 4 \ ^ ^
—" о* —" со" о" о" оГ
? ? ?? ? ?> 2.
^ч со со ?? ^Z
"""..— СО CN
«? CNCrT-T
' " LO
CD CD Tf CD Tf
XXXXX
?> ?> ?? ел Tf
— — о — —
CN (N — CN —
O LO О О
оооюю
LO СО СО CN Tf
VO CD "* CD
VOCOCOTrcDCDcOTf
3XXXXXXX
О О O'lO
О LO CTj О
CN СО СО CN
CN CN — CN CN CN
О LO О О ?
lo о ?) ю ?
CN СО CN ?
>—? I !>
_- Tf Tf Tf
-XXXXXX
S оо оо 1^ оо
ю О О ю О
CVj ~ч ? CSj о;
ЛО оо ? CN
s 3
О ч
X S
112
-У-AQ
_ @,148+ 0,499) (-0,05)-0,478-0,5 _
AQ1= AQi+ AQi' = 4,3 —0,03 = 4,2;
»_ 0,32 ( — 0,05) + 0,478·4,2 _nf),
' У!'~ 42,798 —0,05;
AQ11 = —0,5 + 0,05= —0,45 .
По методу Зейделя в процессе итератив-
итеративного счета на каждом шаге можно использо-
использовать более уточненные значения переменных,
чем полученные на первом шаге, поэтому в
формулу для AQ", вместо AQJ=4,3 подставлено
значение AQ,=4,2.
III
@,499+ 0,148)·4,2 —0,32-0,45+
12,749
+ C,81+7,32)-0,64
Г"
12,749
-=0,76 ;
AQ ',? =
G,32+3,81)·0,71
36Ж8
AQ,v = 0,86.
= 0,22 ;
Ввиду хорошей точности предварительно-
предварительного расчета поправочные круговые расходы по-
получились весьма малые.
Вводим поправочные расходы во все коль-
кольца, определяем новые расчетные расходы для
всех участков и новые значения потерь давле-
давления. Все расчеты сводим в табл. 6.6. Проведен-
Проведенные расчеты показывают высокую точность
увязки колец. Ввиду малого различия в расхо-
расходах на участках при предварительном распре-
распределении и после итеративного пересчета новые
потери давления на участках рассчитывались
аналитически пропорционально изменению
отношения расхода газа в степени 1,8, т. е.
(Qhob/QctI'8, где Qhob — новый расход газа,
QCT — расход газа, полученный при предвари-
предварительном расчете.
Проверим полноту использования расчет-
расчетного перепада давления в сети. Направление
12-13-8-4-3, потери давления Ар=860 Па; 12-
11-15-16, Ар=845 Па; 12-11-10-14, Ap= 1107 Па,
По всем направлениям степень использования
расчетного перепада давления удовлетворитель-
удовлетворительная, лишь на направлении 12-11-10-14 имеется
перерасход давления. На втором этапе расчета
это будет учтено.
Второй этап расчета сети. Несмотря на то,
что при предварительном распределении пото-
потоков учитывались главные направления и были
выделены два главных кольца, взаимозаменяе-
взаимозаменяемости в кольцевой сети осуществить не удалось.
Действительно, нет ни одного кольца, диаметры
которого мало отличались бы друг от друга.
Поэтому эти кольца нельзя рассматривать как
резервированные элементы. Действительно,
если, например, отключить участок 12-13,
то вся система будет находиться в аварийном
режиме, и у многих потребителей давление газа
значительно упадет и они, практически, оста-
останутся без газа. Для повышения надежности
скорректируем диаметры выбранных основных
колец /// и /. За принцип корректировки примем
примерное сохранение материальной характери-
характеристики кольца постоянной. Это естественно, так
как речь идет лишь о изменении структуры коль-
кольца по диаметрам, без изменения ее геометрии и
нагрузки. Учитывая то, что кольцо, рассчитан-
рассчитанное по среднему гидравлическому уклону с
уменьшающимися диаметрами по мере умень-
уменьшения нагрузки, характеризуется меньшей ве-
величиной материальной характеристики M, чем
кольцо с постоянным диаметром, поэтому при
определении диаметра кольца материальную
характеристику кольца несколько увеличиваем.
Проведем осреднение диаметров /// и / ко-
колец.
Кольцо ??? Мш = 219 B50 + 50 + 200 +
+ 305+ 300)+108-290+ 75,5-150 = 284 640 ;
V / = 1545 м ;
III
dUI=M/Y / = 284 640/1545= 184,2 мм
Такого диаметра по используемому в проекти-
проектировании сортаменту нет. Поэтому кольцо конст-
конструируем из двух ближних диаметров по сорта-
сортаменту: 219X6 и 159X4. Участки 12-13, 12-11,
11-10 как основные, примыкающие к точке пи-
питания кольца 12, оставим диаметром 219X6.
Участки 13-8 и 10-6 также оставим диаметром
219X6, так как они транспортируют газ в район
потребления IV кольца. Участки 8-7 и 6-7 при-'
мем диаметром 159X4. Тогда: М„,=219Х
X B50+50 + 200+305+300) +159( 150+290)=
= 311955. Материальная характеристика пре-
превышает M, полученную в результате расчета в
первом этапе на 9,6%. Дополнительная стои-
стоимость повысит надежность газоснабжения. Со-
Соответственно средний диаметр кольца III будет
равен dcP=201,9 мм.
Кольцо ?. Mj = 219E0+390 + 250)+108-305 +
+ 114-450 = 235 350.
235 350
1445
= 162,9 мм .
Проектируем также кольцо из ближних
двух диаметров: участки 12-13 и 12-11 диамет-
диаметром 219X6, эти диаметры изменять нельзя,
так как они были приняты в кольце высшего
ранга — III; участок 11 — /5 сохраняем диамет-
диаметром 219X6, так как этот участок транспорти-
транспортирует газ в зону кольца II; участки 13-16 и
15-16 принимаем диаметром 159X4. Материаль-
Материальная характеристика равна ??=247755. Она пре-
113
K CO O CD
— CN СО 00
CN СО СО —<
СО N tO О СЛ
Ю CT) СО О СО
— Ю чО —
— СО NNO
CO OO (N (N CO CD
so -"СП ^T (N
оЧ CD CO (N —
CD LO Tf СО СО
*-¦ I !
? 30 to ?
I !
-O^.uj .
О -О (N 00 CN
?????55^
°* I
S3
j — ?> ? — in en t^
ю" (N (N IO О* tN" CN*
1 ю со со ю со со со
о 3
С ?
ев
о.
Ct
X
114
Hc?
сл ? со
— CN СО Tf
О" CN О" О* ¦
? СО О
¦ СО —
Tf СО (N СО (N
СО «? ?" — ?'
2??
СО Tf Tf CD Tf
XXXXX
?> ел (N
СО — Ю Ю
Ю СО --Г CN О
СО N t-~ СЛ СЛ LO СЛ
? СЛ CN — Tf — CN LO
* "? — СО СО —
LO ел о о ^f
N СО f
ю ел (N t>i — ел о
TfCOCN- NNtN"
W ^4^ лч LJ.J
о" со" — оо"
CD Tf Tf CN
оо со 012 о да" Ч
оо ? оо 3 to со —
CD СО СЛ ™ LO СО LO
CD CO Tf СО
XXXX
ел со ел to
???
?? СО Tf CD CD tO Tf
XXXXXXX
ел ел ел ел ел ел ел
— — ю — — — ю
(N CN — (N (N CN —
О О О LO
о to ел о
(N го СО CN
CN с*5 оо CM *¦* СЬ С©
CN «*¦ ел h-
СЛ -ч}< с© Ю —' CN
" QO СО — Ю Ю
о о — ¦*
(N <N CC
^ — г- —: — со ^
со -О оо ас !о со со
<N СЛ .'? !? СО СО
1Л CN § — ^O "Ч
00 00 СЛ СЛ
О СО LO Ю О О
00 >f L© 00 VO tN
Таблица 6.8. Гидравлический расчет тупиковых газопроводов
Номер
участка
2—1
5—6
10—9
15—17
16—18
I, м
100
100
100
150
150
Qp, М3/Ч
10
23
13
24
24
Располагаемые
Ap, Па
86
456
610
167
225
Ар/1, Па/м
0,86
4,56
6,1
1,1
1,5
57X3
57X3
57X3
70X3
70X3
Ар/1
0,55
2,5
0,85
0,8
0,8
Ap
55
250
85
120
120
61
275
94
132
132
вышает принятую ранее на 5,3% Соответст-
Соответствующий средний диаметр будет dcp= 171,5 мм.
Оставляем принятые диаметры.
Учитывая то, что в кольце II потери дав-
давления превышали допустимые значения, заме-
заменяем диаметры двух участков на большие. При-
Принимаем для участков 10-14 и 15-14 диаметр
76X3.
Для новых диаметров решаем задачу пото-
кораспределения аналогично первому этапу
расчета Все расчеты сводим в табл. 6.7, ана-
аналогичную табл. 6.6. За начальное потокорасп-
ределение принимаем полученное в конце пер-
первого этапа.
По данным табл. 6.7 рассчитываем попра-
поправочные круговые расходы: AQ1=—88; AQ11=
= — 2,7; AQ111=-32,9; AQIV=0,2. Вводим по-
поправочные расходы и производим перерасчет.
В результате одной итерации все кольца были
увязаны с ошибкой менее 8% Таким образом,
задача потокораспределения при новых диа-
диаметрах колец решена
Проверим полноту использования расчет-
расчетного перепада давления в сети Направления:
12-13-8-4-3, Ар=893 Па; 12-11-10-6-2-3, Ap=
=893 Па; 12-11-10-14, Ар=920 Па; 12-11-15-
-16, Ap= 761 Па, за этим направлением следует
тупиковое ответвление длиной в 150 м, на
котором будет использован оставшийся пере-
перепад.
В итоге второго этапа расчета можно
отметить, что, используя методику ранжировки
колец по значимости и осредняя их диаметры,
можно существенно улучшить структуру коль-
кольцевой сети и повысить надежность газоснаб-
газоснабжения. Но для повышения надежности необхо-
необходимы дополнительные металловложения В
изложенном примере материальная характе-
характеристика разработанного варианта превышает на
7,7% материальную характеристику сети, полу-
полученную в первом этапе расчета, структура
сети которого характеризовалась меньшей на-
надежностью Однако, теория и практика пока-
показывают, что расходы на повышение надежности
всегда окупаются за счет снижения ущерба от
ненадежности систем. Поэтому следует реко-
рекомендовать для использования второй, более
надежный вариант.
Расчет тупиковых ответвлений.
При расчете тупиковых ответвлений стре-
стремимся использовать весь расчетный перепад
давления. Все расчеты сводим в табл. 6.8.
Расчетные расходы берем из табл. 6.5. Распо-
Располагаемые перепады, на которые подбираем диа-
диаметры, рассчитываем по данным последней
графы табл. 6.7 Например, располагаемый
перепад для участка 2-1 определяем, исходя
из потерь давления по направлению 12-11-10-
6-2, которые равны: 173+217+154+370=914.
Располагаемый перепад для участка 2-1 равен:
1000—914=86 Па. Диаметры газопроводов при-
принимаем не менее 50 мм.
Проверяем степень использования расчет-
расчетного перепада в сети по основным направле-
направлениям. Определяем потери давления по направ-
направлениям: 12-11-10-6-2-1, Ар=975; 12-13-16-18,
Ар=907; 12-11-10-9, Ар=484. По основным
направлениям расчетный перепад давления ис-
использован примерно на 90%. По коротким нап-
направлениям например: 12-11-10-9 расчетный пе-
перепад недоиспользован, так как диаметры тру-
трубопроводов менее 50 мм не принимались.
Нерасчетные гидравлические ре-
режимы в кольцевой сети. При непосред-
непосредственном присоединении потребителей
к сети низкого давления количество
газа, поступающего к отдельным або-
абонентам, регулировать нельзя. Потреб-
Потребление газа абонентами зависит от ве-
величины гидравлического сопротивле-
сопротивления абонентского ответвления (вклю-
(включая сопротивление кранов перед
приборами и горелок) и давления газа
в точке присоединения ответвления к
кольцевой сети. Если давление в точке
присоединения ответвления умень-
уменьшается, то поступление газа потреби-
потребителю автоматически также уменьшает-
уменьшается. Следовательно, снижение подачи
газа различным абонентам при ава-
аварийном режиме будет определяться
гидравлическим сопротивлением або-
абонентского ответвления и местом его
присоединения к кольцевой сети. Та-
Таким образом, для нерасчетных гидрав-
гидравлических режимов расходы газа
потребителям, присоединенным к сети
низкого давления, неизвестны. Для их
определения необходимо ответвления
к потребителям условно закольцовы-
закольцовывать с основной сетью. Это возможно,
115
= b
Общий расход газа через парал-
параллельное соединение равен сумме рас-
расходов через все участки, отсюда
Рис. (U9. Расчетные схе-
схемы кольца низкого дав-
давления
а—расчетный режим,
б—аварийный режим
S
.. к
?
si
Hi
55
100
80
60
40
20
14 3 2 9
Точки присоединения потребителей
к кольцевому газопроводу
2
Рис. 6.20. Подача газа
потребителям при ава-
аварийном режиме
/—при расчете ответв
лений на полный пере
пад, 2—при расчете
ответвлений на посто
янный перепад
так как продукты горения из газовых
горелок выходят в атмосферу, следо-
следовательно, давление в газораспредели-
газораспределительной системе после абонентов рав-
равно атмосферному. С точки зрения гид-
гидравлического расчета, это значит, что
концы всех абонентов сходятся в од-
одной точке «к». Чтобы замкнуть сис-
систему между этой точкой и точкой пита-
питания, следует установить условный наг-
нагнетатель, который должен развивать
давление, равное избыточному давле-
давлению в начале сети. Лучи, соединяю-
соединяющие концы абонентов с точкой «к»,
имеют нулевое гидравлическое сопро-
сопротивление. Такая модификация схемы
позволяет соседние ответвления с сое-
соединяющими их участками считать па-
параллельными
Параллельные соединения газо-
газопроводов рассчитывают, используя по-
116
Следовательно, общая гидравли-
гидравлическая проводимость параллельного
соединения равна сумме гидравли-
гидравлических проводимостей отдельных уча-
участков.
На рис. 6.19 показан кольцевой
газопровод низкого давления постоян-
постоянного диаметра d0 с присоединенными
четырьмя ответвлениями к потреби-
потребителям. Здесь же показана схема сети,
у которой абонентские ответвления
закольцованы через точку »к« и нагне-
нагнетатель H с точкой питания, приспо-
приспособленная для гидравлического расче-
расчета аварийного режима при отключе-
отключении головного участка слева от точки
питания сети. Для этой схемы участки
к-10-2 и к-6-2 являются параллель-
параллельными; параллельными являются и дру-
другие абонентские ответвления Так как
однокольцевой газопровод при ава-
аварийном отключении участка превра-
превращается в тупиковый, поэтому схему
(см. рис. 6.19, б) можно рассчитывать,
используя метод гидравлических соп-
сопротивлений и проводимостей. Для это-
этого первоначально определяют гидрав-
гидравлические сопротивления и проводи-
проводимости всех соединений, начиная от
точки 10. Так, рассматривают парал-
параллельное соединение элементов сети
к-10-2 и к-6-2, находят их общие
проводимость и сопротивление Далее
определяют сопротивление и проводи-
проводимость последовательного соединения,
состоящего из разветвления (к-10-2
и к-6-2) и участка 2-3. Производя
таким образом дальнейшие расчеты,
определяют гидравлическое сопротив-
сопротивление и проводимость всей системы.
После этого рассчитывают расходы
газа для всех участков и абонентов.
Начинают расчет с точки питания и
двигаются к концевой точке, учитывая,
что поток газа распределяется по па-
параллельным линиям прямо пропор-
пропорционально их проводимостям. Расче-
Расчеты показывают, что при аварийном
режиме работы сети потребители в за-
зависимости от удаленности их от точки
питания получают различное количе-
количество газообразного топлива. Чем бли-
ближе расположен потребитель к точке
питания, тем в лучших условиях он
находится. На рис. 6.20 (кривая /)
дан график подачи газа при аварий-
аварийном режиме работы сети, показанной
на рис. 6.19, в случае расчета всех
ответвлений к потребителям на пол-
полный перепад давлений. Кольцо низ-
низкого давления с постоянным диамет-
диаметром обладает значительно большей
надежностью, чем кольцо высокого
давления. Это объясняется тем, что
при непосредственном присоединении
потребителей в случае снижения по-
подачи им газа перед ними падает дав-
давление и возрастает перепад в сети, что
повышает ее пропускную способность.
Роль гидравлических сопротивле-
сопротивлений ответвлений в распределении рас-
расходов при аварийных гидравлических
режимах невелика, так как основные
потери давления имеют место в голов-
головных, наиболее нагруженных участках
сети. Это положение иллюстрирует
кривая 2 (см. рис. 6.20), показыва-
показывающая количества газа, подаваемые
отдельным потребителям в аварийном
режиме, если все ответвления были
рассчитаны на постоянный перепад
давления. Основная масса потребите-
потребителей в обоих вариантах получает оди-
одинаковое количество газа и только кон-
концевому абоненту по второму варианту
поступает 46,6% газа вместо 40% по
первому варианту. Таким образом,
при расчете ответвлений от распреде-
распределительных сетей к зданиям необхо-
необходимо использовать весь располагае-
располагаемый перепад.
Из этого следует, что при разрыве
кольца низкого давления постоянного
диаметра количество газа, подаваемо-
подаваемого основной массе потребителей,
уменьшается не столь существенно.
Поэтому можно считать, что кольцо
низкого давления постоянного диамет-
диаметра обеспечивает надежность системы.
Это положение нашло свое отражение
в рекомендациях по предварительно-
предварительному назначению диаметров и распре-
распределению потоков при расчете сети
низкого давления, изложенных в на-
начале параграфа. При расчете аварий-
аварийных режимов многокольцевых сетей
низкого давления используют метод
контурных расходов, так как методом
гидравлических сопротивлений и про-
водимостей сложные задачи решить
нельзя.
6.7. Расчет
кольцевых газовых сетей
высокого
(среднего) давления
Газовые сети высокого (среднего)
давления являются верхним иерархи-
иерархическим уровнем городской системы
газоснабжения. Для средних и боль-
больших городов их проектируют кольце-
кольцевыми (резервированными), и только
для малых городов они могут выпол-
выполняться в виде разветвленных тупико-
тупиковых сетей.
Все городские сети рассчитывают
на заданный перепад давления. Такой
подход к расчету связан с тем, что
в город газ поступает под определен-
определенным давлением и поддерживается не
ниже заданной величины. При движе-
движении газа по сетям высокого, среднего
и низкого давления, а также при исте-
истечении из сопл газовых горелок все
избыточное давление газа теряется.
Городские системы не имеют нагнета-
нагнетателей, поэтому давление газа в систе-
системе не может увеличиваться. В связи
с этим при технико-экономическом
расчете городских сетей расход энер-
энергии на повышение давления газа не
учитывают.
Расчетный перепад давления для
сетей высокого (среднего) давления
определяют исходя из следующих со-
соображений. Начальное давление при-
принимают максимальным по СНиП. Ко-
Конечное давление принимают таким,
чтобы при максимальной нагрузке сети
117
было обеспечено минимально допус-
допустимое давление газа перед регулято-
регуляторами. Величина этого давления скла-
складывается из максимального давления
газа перед горелками, перепада давле-
давлений в абонентском ответвлении при
максимальной нагрузке и перепада в
газорегуляторном пункте. В большин-
большинстве случаев перед ГПР достаточно
иметь избыточное давление примерно
0,15...0,2 МПа.
Для разветвленных (нерезервиро-
(нерезервированных) сетей потокораспределение
однозначно определяется заданной
схемой системы, а диаметры рассчи-
рассчитывают при полном использовании
максимального перепада давления.
Для сокращения расходов на сеть
следует проводить технико-экономи-
технико-экономический расчет диаметров.
При расчете кольцевых сетей, как
уже отмечалось выше, необходимо
оставлять резерв давления для увели-
увеличения пропускной способности систе-
системы при аварийных гидравлических
режимах. Принятый резерв следует
проверять пасчетом при возникнове-
возникновении наиболее неблагоприятных ава-
аварийных ситуаций. Такие режимы
обычно возникают при выключении
головных участков сети Для много-
многокольцевой сети неблагоприятных ре-
режимов, которые необходимо прове-
проверить расчетом, может быть несколько.
Стопроцентное обеспечение потре-
потребителей газом при отказах элементов
системы связано с дополнительными
капитальными вложениями. Макси-
Максимального эффекта можно добиться
лишь при следующей постановке за-
задачи. Ввиду кратковременности ава-
аварийных ситуаций следует допускать
снижение качества системы при отка-
отказах ее элементов. Снижение качества
оценивают коэффициентом обеспечен-
обеспеченности /(об, который зависит от кате-
категории потребителей. Таким образом,
количество газа, подаваемого потреби-
потребителям при аварийном гидравлическом
режиме QaB» не должно быть меньше
предельного значения, определяемого
соотношением
QaB= КобЯ
расч·
Сети высокого (среднего) давле-
давления являются управляемыми, к ним
присоединяют ограниченное число
крупных потребителей, режимом пода-
подачи газа которым управляет диспет-
диспетчерская служба. При аварийной си-
ситуации на сети диспетчер принимает
меры для сокращения потребления
газа. Такое сокращение можно осу-
осуществить в результате временного
уменьшения подачи теплоты на отоп-
отопление зданий и горячее водоснабже-
водоснабжение, что приведет к уменьшению рас-
расходования газа котельными; можно
временно прекратить работу второсте-
второстепенных цехов; наконец, котельные и
цехи, имеющие резервное топливо-
топливоснабжение, должны быть переведены
на работу с использованием этих топ-
лив. Следует отметить, что во всех ука-
указанных случаях режим давлений в сети
должен быть таким, чтобы была обес-
обеспечена нормальная работа газогоре-
лочных устройств неотключенных
агрегатов. Сократить подачу газа
можно и коммунально-бытовым потре-
потребителям путем перенастройки регуля-
регуляторов давления в ГРП на более низкое
выходное давление
Следствием управляемости сети
является и особая постановка задачи
расчета аварийного гидравлического
режима, заключающегося в том, что не
только в расчетном режиме, но и в
аварийных ситуациях узловые расхо-
расходы газа являются заданными. Это
положение позволяет вести расчет
аварийных режимов теми же метода-
методами, какими определяют диаметры га-
газопроводов при расчетном режиме.
Отличие состоит лишь в том, что ме-
меняется геометрия сети: выключают
один или несколько элементов и умень-
уменьшают узловые нагрузки в соответст-
соответствии с примятыми коэффициентами
обеспеченности.
Рассмотрим вопрос о возможных
значениях коэффициентов обеспечен-
обеспеченности. Коммунально-бытовых потреби-
потребителей обычно питают от сети низкого
давления после ГРП. Возможное
уменьшение подачи газа ограничено
нижним пределом, который устанавли-
устанавливают из соображений минимально
118
допустимого давления газа перед
приборами. Это минимальное давле-
давление определяется минимальной на-
нагрузкой, которую принимают равной
50% расчетного значения. Такое сок-
сокращение подачи газа хотя и снизит ка-
качество газоснабжающей системы, но
не поставит потребителей в условия,
когда они будут лишены источника
теплоты и вынуждены искать другой
вид топлива или энергии
Половину нормы газообразного
топлива будут получать примерно 20...
30% потребителей, причем такое сни-
снижение подачи топлива существенно
не отразится на приготовлении пищи.
В основном это будет отражаться на
качестве горячего водоснабжения. Как
показывают исследования, при сниже-
снижении давления после ГРП можно умень-
уменьшить максимальный расход примерно
на 15.. 20% Следовательно, для ком-
коммунально-бытовых потребителей, при-
присоединенных к сети низкого давления,
коэффициент обеспеченности /C06 мож-
можно принять равным 0,8. .0,85. Учиты-
Учитывая кратковременность аварийных си-
ситуаций и теплоаккумулирующую спо-
способность зданий, можно сократить по-
подачу газа на отопительные цели. Коэф-
Коэффициент обеспеченности для отопи-
отопительных котельных можно принимать
равным: /(об=0,7...0,75.
Коэффициент обеспеченности для
промышленных предприятий опреде-
определяют из следующих соображений.
Если предприятие имеет резервную
систему снабжения топливом, то /(об—
= 0. При ее отсутствии допустимое
сокращение подачи газа зависит от
сокращения подачи теплоты на отопи-
отопительные цели. Для технологических
нужд сокращать подачу газа не сле-
следует. Таким образом, коэффициент
/Се можно определить для всех сосре-
сосредоточенных потребителей и на их осно-
основе рассчитать аварийные гидравличе-
гидравлические режимы. После обоснования
коэффициентов обеспеченности для
всех потребителей решают вторую за-
задачу, ? е. определяют необходимый
резерв пропускной способности сети.
Для однокольцевого газопровода
аварийных режимов, подлежащих
расчету, два: при выключении голов-
головных участков слева и справа от точки
питания. Так как при выключении го-
головных участков однокольцевой газо-
газопровод превращается в тупиковый, по-
поэтому диаметр кольца можно опреде-
определить из расчета аварийного гидравли-
гидравлического режима при лимитированном
газоснабжении для тупиковой линии.
Рекомендуется следующий порядок
расчета однокольцевой газовой сети
высокого (среднего) давления:
1. Производим предварительный
расчет диаметра кольца по прибли-
приближенным зависимостям:
Qp =0,59X K061Q1,
pl-pl/\,lU,
F 65)
где Qp — расчетный расход газа, Q, — расчет-
расчетные расходы газа потребителями, ???? — коэф-
коэффициенты обеспеченности, рн, рк — абсолютные
давления газа в начале и в конце сети, LK —
протяженность кольца (коэффициент 1,1 учиты-
учитывает местные сопротивления), 0,59—прибли-
0,59—приближенное значение коэффициента ? в формуле
определения расчетного расхода, когда газо-
газопровод несет путевую нагрузку Значение этого
коэффициента можно уточнить по формуле
F 39)
Целесообразно принимать постоян-
постоянный диаметр кольца. Если такой диа-
диаметр подобрать не удастся, то участки
газопроводов, расположенные диа-
диаметрально противоположно точке пи-
питания, следует прокладывать мень-
меньшего диаметра, но не менее чем 0,75
диаметра головного участка. Расчеты
показывают, что если запроектировать
однокольцевой газопровод с таким же
резервом пропускной способности, но
при постоянном падении квадрата
давления в расчетном режиме
[(р2—Рк)//=const], тогда будет
иметь место перерасход металла на
5... 10% по сравнению с кольцом посто-
постоянного диаметра.
2. Выполняем два варианта гид-
гидравлического расчета аварийных ре-
режимов при выключенных головных
участках слева и справа от точки пита-
питания. Диаметры участков корректируем
так, чтобы давление газа у послед-
последнего потребителя не понижалось ниже
минимально допустимого значения.
119
8000
23C00)
500
T 20G00)
6G00)
5E00У
3000
78(WO)
200
19A50)
-4E00)
9E00)
10F00)
24F00)
25B00)
-шбОО
11F00)
8(90Oh
15000
22D00)
*—*1?00
- 7E00)
у 21 f 700)
1000
1700
17F00)
1800
Q^ = 38800 М*/ч
5A00) 3500 28(Ш)
-2(ШIМ6ОО)
I 1500
т-?—
1A200) 29C50)
15A900)
4000
26(WO)
12(800)
' 1700
27
13G00)
14(800)
\ГРС] 38800
и удельному падению квадрата давления
Рис. 6.21. Схема одно-
кольцевого газопрово-
газопровода высокого давления
Для всех ответвлений рассчитываем
диаметры газопроводов на полное ис-
использование перепада давления с по-
подачей им KootQi газа.
3. Рассчитываем распределение
потоков при нормальном режиме и
определяем давление газа во всех
узловых точках.
4. Проверяем диаметры ответвле-
ответвлений к сосредоточенным потребителям
при расчетном гидравлическом режи-
режиме. При недостаточности диаметров
увеличиваем их до необходимых раз-
размеров.
Пример. 6.5. Рассчитать однокольцевой
газопровод (рис. 6.21). На схеме рис. 6.21 по-
показаны у всех потребителей узловые расходы
газа (м3/ч), даны номера всех участков коль-
кольца и ответвлений, около номеров участков в
скобках указаны их длины (м) Начальное
давление газа после ГРС рн~700 кПа (абс),
минимальное конечное давление рк=300 кПа
(абс). Коэффициент обеспеченности для всех
потребителей принят равным- /СОб=0,7.
Решение. I. Определим диаметр кольца по
расчетному расходу
?
Qn = 0,59 ^ K06Q,=
?= 1
= 0,59-0,7-38 800= 16 024 м3/ч
700'-300'
1,1-11 000
= 33,06 кПа/м
Здесь потери давления на местных сопротив-
сопротивлениях приняты в 10% линейных потерь.
Диаметр определяем по номограмме (см.
рис 6.2), он равен 273 X 7 мм.
2. Производим расчеты для аварийных ре-
режимов при выключении участков / и 15. Расче-
Расчеты для обоих вариантов сводим в табл. 6.9.
Узловые расходы принимаем равными: KoeQp=
= 0,7Qp.
В процессе гидравлического расчета выяс-
выяснилось, что кольцо диаметром 273 X 7 мм не
обеспечивает необходимого давления в кон-
концевых точках Особенно это проявлялось при
выключении участка /. Такое положение объяс-
объясняется тем, что нагрузка на кольцо несиммет-
несимметричная — перегружена левая ветвь. Учитывая
изложенное, для участков 1, 12, 13, 14 и 15
был принят диаметр 325X8, который и учтен в
табл. 6.9.
Определим давление в концевых точках.
При выключении .участка
15рк— V 490 000—328 730 =302_к_Па Л1ци_вык-
лючении участка /рк=У490 000—342 185 =
=384 кПа. В обоих случаях давления доста-
достаточны, чтобы присоединить соответственно
ответвления 29 и 16. Полученные диаметры
кольца оставляем.
Рассчитываем диаметры ответвлений для
аварийных режимов при подаче потребителям
Qao^KooQp м3/ч газа. Сначала определяем
давление газа в начале всех ответвлений как
при отказе участка 15, так и при отказе участ-
участка /. Из сравнения двух значений начальных
давлений для каждого ответвления р» от выби-
выбираем меньшее. Для этого давления и подби-
подбираем диаметр ответвления при условии, чтобы
давление в конце ответвления рк от было не менее
300 кПа Кроме того, диаметры менее 50 мм
не проектируем
Порядок расчета проследим на примере
ответвления 20.
а) Находим давление в начале ответвления
при отказе участка 15
рн20 = л/7002 — E8 080 + 69 300 +
+ 9350 + 38500 + 37400) = 526,7 кПа ,
здесь 700 кПа — давление в начале сети, а
сумма в скобках — потери квадрата давления
на участках 1, 2, 3, 4, 5, взятые из табл 6.9
б) Определяем давление в начале ответвле-
ответвления при отказе участка 1
pH20=V7002 — (91 960 + 39 960 +
600+~
+ 24 750+18 810 + 8800+ 10 780)"=
= 393 кПа.
120
Cncn<MCOCncDN0000NONCMCO
— СОСП — CNCnTfoooOOOOCM
CncOcMOOTfCOCM — —
CD
CO
'f — — —
<MCMtN(N<M<M — — —
1O O O
? LO СП LO N Ю LO —'
xxxxxxxxxxxxxx
LOlOLOLOCOCOCOCOOOCOcOCOCOCO
CM(MCM(MNNNNNt--- h~t^t^-t^
COOOCOCO(M(M(M(M(M(M(M(M(M(M
X
О *
• ?
со со со (M со
CD CD CD CD CD CD CD CD CD CD CD CD CD
о о о о о о о о о о о oo со
TfOLOOOOCOLOOOCONCO
fcnooNoffco
СО — IXJ LTJ — — — LTJ LIJ UJ ^ ^ .^ ^
N 5" CO — — NNLOOCDSjkSiS
CM (M CM (M (M — — — — CDOOtM-
о о о о <
CDOOCD' __ — _ —
NN- LO LO N LO СП LO CO ?
oonnnnnnnnnnoooooo
XXXXXXXXXXXXXX
locococococooococococolololo
(MNtNNNNSNSSNN(N
(MNtNNNNSNSSNN(N
00<M(N(M<M<MCM(MCM(M(MOOOOCO
— (MCOTfLOCONOOCnO —
ток
ч
тказ
О
сто
я
казал j
°
S
С
С
?
W OJ
о.
Ъ х^
X -
I
о"я
-?*
S
S
X
¦м
?
'—
S
о
СУ
О R
о <и
P га
ct «
с
X ^
Q.
I
О ??
-~ О
Xl
/100
X .
J1
о «
- ? *
Х|
¦а
S
cn en о сп см ю (M
О О СО N N СО СП
00 О N Tf О СО 00
СО CD LO LO LO Tf Tf
О О О О О О О
LO О О О О О О
СО Tf СО Tf CM СО СО
о о о о о о о
LO сп сп о см о см
О — — 00 Tf LO N
— ' CM СО
СП 00 N СО Ю Tf OO
см см см <м см см см
CM CM Tf N
N CM Tf — СО „ СО
?? о en со см 2S со
СО СО LO Ю LO СП Tf
Tf
О О О LO О О О
CQ СО CM — N N Tf
LO СО О Tf О О СО
Tf (M — — ?? ? (M
ем — ем со —
СО N 00 СП О — (M
- <м см см
121
S- X§
X *
% X
O «3
-C
X *
I^ Oi- ¦*_ ¦*_ <?>_ LO CO^
?" t-~* 00* LO* t~-T QO* LO*
(O IN Oi OO X Oi «t
CO CO (N CO O) (N CO
i L i ^
r-." со* со ??* ic*
— о Oi оо оо
"sf ¦* со со со
f"*> со ^P со со со ^P
СО t4^ ^4 CJi СО 4^- СО
¦* t-~ Ю CM CO CTJ 00
JOD СО Ю (N
СО (N 1^ СО СО СО ¦"*
XXXXXXX
<у> со со ь- ел ?> со
оо t*- со ю оо 00 со
СО О О ч*1 О «О LO
(N t-- LO —< — CN т1>
~- СО (N-(N
t^ Tf CN QO CO CJi CO
СО СО СО 00 CN Tf —
СО СО СО CN СО СО СО
ао СО со t*- Oi (О СО
о о ¦
О О '_____
О ·* (N CN тг СО СО
СО Oi Ю CJi Oi CJi ?—?
СО Ю СО t-~- LO СО со
СО СО СО СО СО СО
О Oi СО 00 Oi CJi
С
XXvXXXX
со со ,С оо Oi ел со
СО СО ,о О 00 00 t~-
OO О О О О
О О О О Oi Oi LO
СО LO (N 00 —< — О
LO СО Tf CN — — —
(N (N (N CN (N CN
X "«
? О О ¦
OOOOOOOlOlOOO
(NOOlO- OiLOt^-O-OOTf _ _
со оо lo со CN со t^ Tf со ?? (N LO LO cS оо
TfQOOCNCNLO(NCN-OOOi О — Tf —
СО С? СО — —¦ _ _ _ —
оооооооо
f***i f~^ ^^ f*~i e~i t^*> ^o f^^
COOOOOOOOOOOO
о о о
_ о о о
СО СО О LO
со LO t-- оо
O
CO- CO^ 00^ \
о* о* о" —*
(N CN СО — —
• О СО СО 00 ' -
? LO СО — СО LO h~ (N '
? О Q О
_| О О О
00 t^ OO Oi
00 t— t^N-t^-^t-^C— ^t^-t4^ 00 00 00 00
XXXX XIK XXXXXXXXX
lococococococococococo юююю
N сосососо
— <NCOTfLOCOt--00CJi©— -CNCOTfLO
122
Так как при отказе участка / давление
в начале ответвления меньше, поэтому за рас-
расчетное значение принимаем рнго^ЗЭЗ кПа
в) Определяем допустимую потерю квад-
квадрата давления на 100 м
2 2
¦'""????=*
IM2,
3932 —3002
1,1-700
•100 = 8370 кПа2
г) Подбираем диаметр ответвления по
номограмме (см. рис. 6.3)
100 = 8500 кПа
д) Определяем потерю квадрата давления
на ответвлении
1,1
2 2
PZ-PZ
I
100 Z9n/100-=
? =
? (?«-?
— 24 710-100
51
Рш-PkJ
= -30,2%.
0,5-163 890
Рассчитаем поправочный круговой расход
по формуле F.63), учитывая, что дли одного
кольца AQk=AQJ:
? (??-
AQ =-
= 1,1 -8500-7=65 450 кПа2.
е) Находим давление в конце ответвления
рк20=^393^65 450 =298,4 кПа.
Принятый диаметр оставляем.
Все расчеты для ответвлений сводим в
табл. 6.10. Из рассмотрения расчетов (см.
табл. 6.10) следует, что для ответвлений 23,
24-29 начальное давление будет меньшим при
отказе участка 15, а для ответвлений 16, 17-
22— при отказе участка /. Для этих условий
и были подобраны диаметры.
3) Производим расчет потокораспределе-
ния при нормальном гидравлическом режиме
сети. Сначала задаемся предварительным
распределением потоков (нулевое приближе-
приближение), при этом для каждого узла соблюдаем
первый закон Кирхгофа. Примем точку схода
в узле ответвления 23. Будем считать, что
по участку 8 в это ответвление поступает
3000 м3/ч газа, а по участку 9—5000 м3/ч
(Q23=8000 м3/ч). Далее, двигаясь против по-
потока газа по каждой ветви кольца, находим
расчетные расходы для всех участков кольца.
По известным диаметрам и расходам по
номограмме (см. рис. 6.3) находим потери
давления на 100 м длины для всех участков
и далее потери на участках. Все расчеты сво-
сводим в табл. 6.11.
В результате расчета кольца, исходя из
предварительного распределения потоков, полу-
получаем" невязку потерь квадрата давления в коль-
кольце, равную 24 710. Следовательно, ветвь 15, 14-
9 перегружена. Для ее разгрузки необхо-
необходимо ввести круговой расход по часовой стрел-
стрелке. Ошибка в кольце составляет величину
_--24710
??2,0??
= 1028
примем AQK=1000 м3/ч.
Полученный увязочный круговой расход
вводим в кольца и производим окончатель-
окончательный расчет. После введения кругового расхода
ошибка в кольце уменьшилась до 6,2%, что,
приемлемо Этим заканчивается расчет кольца.
4) Проверяем достаточность принятых диа-
диаметров ответвлений в процессе расчета аварий-
аварийных гидравлических режимов. Сначала опре-
определяем давление газа в узлах присоединения
ответвлений к кольцевому газопроводу, т. е.
начальное давление в ответвлении р1!Ог. Далее
находим потерю давления, исходя из расчет-
расчетной нагрузки и принятого диаметра, и затем
давление в конце ответвления рк ог. Если полу-
полученное давление не меньше 300 кПа, тогда
принятый диаметр оставляем, в противном слу-
случае диаметр увеличиваем. Все расчеты сводим
в табл. 6.12, откуда следует, что во всех слу-
случаях диаметры ответвлений, принятые при
расчете аварийных режимов, удовлетворяют
требованиям расчетного режима. Следова-
Следовательно, аварийные гидравлические режимы для
ответвлений оказались более напряженными,
чем расчетный режим, поэтому они и опреде-
определили диаметры ответвлений. На этом гидрав-4
лический расчет кольцевого газопровода высо-
высокого давления заканчивается.
Определим степень использования расчет-
расчетного перепада квадрата давления при обеспе-
обеспечении лимитированного газоснабжения в ава-
аварийных ситуациях. Абсолютные значения давле-
давлений: р„=700 кПа, рк=300 кПа Потерю квад-
квадрата давления на ответвлении примем в
60 000 кПа2. В этом случае величина расчетного
перепада давления на кольце будет равна:
(рн —Рк)
= 7002-3002-
= 340 000 кПа2.
Использованный в расчетном режиме пере-
перепад составляет
п2 —п2
у н у к исп-
:7002-620,Э2=104 483 кПа.
Следовательно, степень использования расчет-
расчетного перепада квадрата давления, определяемая
необходимостью резервирования пропускной
способности кольца для обеспечения лимитиро-
лимитированного газоснабжения в аварийных ситуациях,
составит:
104483
340000
-100 = 30,7%.
123
Таблица 6.12. Проверка диаметров ответвлений на расчетный режим
Я° ответ-
ответвления
16
17
18
19
20
21
22
23
29
28
27
26
25
24
M / Ч
3500
1800
3000
200
5000
1000
1800
8000
1500
1700
1700
4000
600
5000
t „ м
600
600
200
150
700
700
400
300
350
400
600
400
200
600
а„Хь, мм
133X4
89X3
89X3
57X3
133X4
76X3
89X3
133X4
76X3
89X3
89X3
108X4
57X3
133X4
pl-pl
- · ? nn
? ????,
кПа2
8000
20000
50000
3500
17000
16000
20000
40000
34000
18000
18000
36000
32000
18000
?100/??/1?0,
кПа2
52800
132000
110000
5750
130900
123200
88000
132000
130900
79200
118800
158400
70400
118800
р« от, кПа
675
651,8
648,9
639
629,4
625,1
622,9
620,9
669,5
658,2
649,4
641,2
633,9
627,1
рк от, кПа
634,7
541,2
557,2
635,3
515
517,3
547,7
503,5
663,3
595
550,4 /
502,7
575,7
523,9
репада квадрата
— Рк)макс. Доля
В рассмотренном выше примере
гидравлического расчета однокольце-
вого газопровода для обеспечения по-
потребителей лимитированным газо-
газоснабжением в периоды аварийных си-
ситуаций при определении диаметра
кольца использовано лишь 30,7% (г/=
= 0,307) максимально возможного пе-
давлений (рн —
используемого в рас-
расчетном режиме перепада квадрата да-
давлений у зависит от схемы сети, ее на-
нагрузки и коэффициента обеспеченно-
обеспеченности потребителей (Коб)- Определим
значения, которые может принимать
коэффициент у для однокольцевого га-
газопровода с равномерно распределен-
распределенной нагрузкой.
Рассмотрим однокольцевой газо-
газопровод с одной точкой питания, к
которому присоединено N потребите-
потребителей с расчетным расходом q=Q/N
каждый (где Q — суммарный расход
газа). Потребители присоединены к
кольцу через равные интервалы I=L/
/(/V-f-l). C некоторым приближением
как для четных, так и для нечетных
значений N расчетный расход газа для
расчетного режима кольца Qp.p можно
определить по следующему уравне-
уравнению:
*+' 4- F.66)
Это уравнение получено в предпо-
предположении, что число узловых нагрузок,
присоединенных к полукольцу, равно
N/2; нагрузки присоединены к кольцу
Таблица 6 13 Значения у и daB/dp при различных величинах Ков и N
N
5
10
50
100
У
0,164
0,144
0,129
0,127
dn/df
1,41
1,44
1,47
1,48
Коэфс
У
0,334
0,294
0,263
0,259
шциент обеспеченности Коб
0,7
1,23
1,26
1,28
1,29
у
0,656
0,576
0,516
0,508
0,5
d.m/dT
1,08
1,11
1,13
1,14
124
равномерно. Таким образом, диаметр
кольца (принимаемый постоянным)
определяется в предположении, что
полукольцо несет только путевую на-
нагрузку Q/2 и на нем срабатывается
расчетный перепад, равный:
Коэффициент ? определен из фор-
формулы F.39) при л:=1.
Считая закон гидравлического
сопротивления квадратичным, напи-
напишем уравнение для определения ди-
диаметра кольца
у
Q'
«?1
/ =
Af+ 1
'¦^J-L/2- kQ'L
5,25 24ЛГ
P
отсюда
kQ2 L 1 ?/+1
маке у 25N
F 67)
Определим диаметр кольца, исходя
из аварийного режима, когда выклю-
выключен головной участок. В таком случае
кольцо превратится в линейный газо-
провод длиной L к]\\ и нагружен-
нагруженный N одинаковыми узловыми расхо-
расходами, расположенными на одинаковых
расстояниях. В аварийном режиме
потребители получают сниженное, ли-
лимитированное количество газа qas=
J (где Коб — коэффициент
обеспеченности), а на сети срабаты-
срабатывается максимальный перепад давле-
давления, соответствующий (р2н—/?2к)макс
Диаметр кольца будет равен:"
2L 2Л/+1
5725
к:
F 68)
Из полученных соотношений мож-
можно решить две задачи:
1) определить долю максимального
перепада у, используемого в расчет-
расчетном режиме в зависимости от коэффи-
коэффициента обеспеченности Ков [приравни-
[приравниваем выражения F.67) и F.68), так
как dp=daB и определяем у];
2) определить необходимое увели-
увеличение диаметра кольца для возмож-
возможности пропуска лимитированного ко-
количества газа в аварийных ситуациях
(берем отношение daB/dp при у=\).
Результаты решения сведены в табл.
6.13.
Для однокольцевого газопровода
сети высокого давления число узловых
потребителей обычно не бывает менее
10, поэтому в расчетах можно прини-
принимать следующие примерные значения
коэффициента у: при /(об=1; у=0,15;
при /Соб=0,7; г/=0,3 и при /Соб=0,5;
г/=0,6. Справедливость принятого ре-
резерва давления следует проверять рас-
расчетом.
Дополнительные металловложения
в резервирование однокольцевого га-
газопровода примерно составляют: при
/Соб=1-/40-45/%, при K06=OJ-/
/25-30/%, /Соб=0,5-/8-15/%. С
увеличением числа колец резерв дав-
давления уменьшается и значение у уве-
увеличивается. Существенное увеличение
коэффициента у будет при последо-
последовательном расположении по направле-
направлению основного потока газа нескольких
колец. Эти кольца следует проектиро-
проектировать одинакового или близких по зна-
значению диаметров и на всех кольцах
срабатывать примерно одинаковые
перепады квадрата давления.
Проведенный анализ и расчеты для
однокольцевого газопровода дают воз-
возможность ориентироваться при назна-
назначении диаметров и резервов давления
в процессе предварительного расчета
многокольцевой сети высокого давле-
давления.
6.8. Особенности расчета
многокольцевых
газовых сетей высокого
(среднего) давления
Исходной информацией является
заданная кольцевая сеть с узловыми
нагрузками и точками питания сети.
Задача состоит в определении диамет-
125
ров участков сети из условий ее надеж-
надежного функционирования. Для решения
этой задачи предлагается метод рас-
расчета, состоящий из трех этапов: 1)
предварительное определение диамет-
диаметров и осреднение их по рангам ко-
колец; 2) корректировка диаметров в ре-
результате расчетов потокораспределе-
ния для всего набора аварийных
ситуаций; 3) расчет потокораспределе-
ния для расчетной нагрузки газовой
сети.
Для предварительного определе-
определения диаметров следует задаться пред-
предварительным потокораспределением в
сети с увязкой балансов потоков в
узлах. Для этого сначала выбирают
направления движения потоков, на-
назначают узлы — точки схода потоков
на периферии кольцевой сети и, дви-
двигаясь от этих точек к точке питания
сети, выбирают направление движения
газа для каждого участка. В схеме
проставляют направления движения
газа по участкам После выбора на-
направлений движения потоков назна-
назначают расходы для участков, также
двигаясь от точек схода против дви-
движения потоков к точке питания. В точ-
точках схода потоков транзитные рас-
расходы распределяют так, чтобы расхо-
расходы на соседних участках были пример-
примерно одинаковыми, тогда участки будут
близкими к взаимозаменяемым.
После предварительного распреде-
распределения потоков по сети определяют
удельные потери давления для подбо-
подбора диаметров. Для этого расчетную
потерю давления для всей сети умень-
уменьшают умножая на коэффициент ?,
который определяет необходимый за-
запас давления для транспортного ре-
резерва. Следует напомнить, что газо-
газопроводы высокого и среднего давле-
давлений рассчитывают по удельным поте-
потерям квадрата давления, т. е по выра-
выражению:
где р, и P1 — абсолютное давление в начале
(?) и конце (/) участка, / — длина участка
Для сети удельную потерю для под-
подбора диаметров определяют так
?(?2?-?2?)/1,1-L,
где ря и рк — абсолютные давления в точке
питания и точке схода потоков (концевой точке)
в сети, L — длина направления от точки питания
до точки схода, 1,1 — коэффициент, учитываю-
учитывающий потери давления на местных сопротивле-
сопротивлениях, ? — коэффициент транспортного резерва
Коэффициент ? зависит в основном
от числа взаимно-резервирующих друг
друга колец, характера узловой
нагрузки и коэффициента обеспечен-
обеспеченности потребителей /СОб- Чем больше
колец, чем равномернее нагрузка и чем
меньше Коб, тем больше величина
?. Коэффициент ? обычно колеблется в
пределах: ср=0,2...0,4.
После подбора диаметров участков
производят увязку сети. Далее ранжи-
ранжируют кольца. Для этого необходимо
выбрать критерий. Но, первоначально
устанавливают критерий для ранжи-
ранжировки участков. Так как задача любо-
любого участка сети — перетранспортиро-
перетранспортировать в единицу времени определенное
количество газа, а на транспорт газа
затрачивается мощность, поэтому
ранжировать участки целесообразно
по затрачиваемой на транспортирова-
транспортирование газа мощности. Чем больше
затрачиваемая мощность, тем выше
ранг участка.
Выведем выражение для определе-
определения мощности, затрачиваемой на тран-
транспортирование газа. Потери квадрата
давления определим по формуле
Потерю мощности определим по
следующему выражению
?? = \Ар \.\Q I=- -У—I
" " " Р + Р d^25 "
Для ранжировки колец используем
суммарную величину потерянной мощ-
мощности, Вт:
? ?
D 4-0
IQ17I
Г 5 25 //
Порядок ранжирования колец сети
принимают следующий: первое по ран-
рангу кольцо — это кольцо, примыкающее
к точке питания городской сети (к
126
ГРС), его всегда проектируют наибо-
наиболее нагруженным; следующие по рангу
обычно бывают кольца, имеющие об-
общие участки с первым кольцом. Ран-
Ранжированию подлежат только кольца,
которые являются основными резерви-
резервирующими элементами сети. Итоговой
оценкой при ранжировании является
энергетическая загруженность кольца
при транспортировании газа, опреде-
определяемая приведенной выше формулой.
После ранжировки имеется ряд ко-
колец, для которых определяют их
средние диаметры. Осреднения ведут
из условия сохранения материальной
характеристики кольца, полученной
при предварительном определении
диаметров газовой сети. Для первого
по рангу кольца войдут все участки,
и средний диаметр определится по
формуле
dcpl =2. Ci4I4 12. Lit
?? ??
При осреднении диаметра второго
кольца диаметры участков, общих с
первым, сохраняют такими, какие они
были получены при осреднении перво-
первого кольца.
Второй этап рассматриваемого ме-
метода состоит в корректировке приня-
принятых в предварительном расчете диа-
диаметров с тем, чтобы обеспечить не-
необходимый транспортный резерв коль-
кольцевой сети. Для этого прежде всего
устанавливают набор аварийных ситу-
ситуаций, для которых производят расчет
потокораспределения сети. Расчет по-
токораспределения ведут из условий
обеспечения потребителей лимитиро-
лимитированным газоснабжением. Аварийные
ситуации, подлежащие гидравличес-
гидравлическому расчету, подбирают следующие.
Первые две аварийные ситуации —
это отказы с одной и другой сто-
стороны от точки питания. Следующие
аварийные ситуации связаны с отказа-
отказами участков, которые отходят от пер-
первого кольца. Их ранжируют по крите-
критерию:
P1+P1
Далее аналогично рассматривают
третье и последующие кольца.
Для принятого набора аварийных
ситуаций производят расчет потоко-
потокораспределения и корректируют диа-
диаметры, исходя из двух условий:
1) диаметры сети должны обеспе-
обеспечить необходимый транспортный ре-
резерв; 2) скорректированные диаметры
должны обеспечивать полное исполь-
использование расчетного перепада давления
в сети. Порядок корректировки диа-
диаметров принимают следующий. Для
каждой аварийной ситуации произво-
производят определенный цикл расчетов. Сле-
Следует отметить, что геометрическая
схема любой аварийной ситуации мо-
может представить одну из следующих
схем. Первая схема соответствует от-
отказам головных участков первого
кольца, она выглядит так: тупиковый
газопровод, питающий оставшуюся
кольцевую сеть и выходящий из ис-
источника питания, и тупиковое ответв-
ответвление, представляющее собой часть
участков первого кольца, которые по-
попали в аварийную зону. Вторая схе-
схема, которая соответствует любой дру-
другой аварийной ситуации, будет пред-
представлять собой следующее: две части
кольцевой сети, соединенные участка-
участками кольца, на котором произошла
аварийная ситуация, но эти участки
не попали в аварийную зону. Участки,
попавшие в аварийную зон>, будут
представлять собой тупиковые ответ-
ответвления Сеть будет питаться от источ-
источника.
Таким образом, каждая аварийная
ситуация прежде всего будет иметь
свою схему. Для этой схемы назнача-
назначают предварительное распределение
потоков с соблюдением первого закона
Кирхгофа. Узловые нагрузки прини-
принимают для лимитированного газоснаб-
газоснабжения. После предварительного рас-
распределения потоков решают задачу
истинного распределения потоков по
сети. После этого корректируют диа-
диаметры. Здесь следует еще раз подчерк-
подчеркнуть, что в основу рассматриваемого
метода заложен принцип постоянного
диаметра элементарного контура, как
только это можно осуществить ?? ???-
???? 27
жированному ряду колец. Но, учиты-
учитывая ГОСТовскую дискретность диа-
диаметров, строго решить задачу по этому
принципу не удается, поэтому прихо-
приходится проектировать кольца из состав-
составных диаметров. При этом выпол-
выполняют правило, чтобы диаметры одного
кольца были соседними по ГОСТу. Это
не относится к участкам, входящим в
кольцо более высокого ранга.
После окончания корректировки
диаметров, произведенной последо-
последовательно для всего набора аварийных
ситуаций, весь расчет для всех аварий-
аварийных ситуаций повторяют вновь, но при
этом за исходное распределение пото-
потоков принимают потокораспределе-
ние, полученное в предыдущем рас-
расчете, кольца — состоящие из скоррек-
скорректированных диаметров. Второй повтор
расчета — это вторая итерация. Ите-
Итерационный процесс проводят до дости-
достижения требуемой точности. На этом
заканчивают второй этап.
Третий этап включает расчет
потокорасиределения для сети с ус-
установленными диаметрами и расчет-
расчетными нагрузками в узлах. После
расчета потокораспределения опреде-'
ляют давления во всех узлах.
6.9. Гидравлические
режимы газовых сетей
Определение расчетных перепадов
давления газа в сети при непосредст-
непосредственном присоединении потребителей.
К городским сетям низкого давления
потребителей присоединяют, как пра-
правило, непосредственно. Колебания
давления газа у потребителей зависят
от: 1) величины расчетного перепада
давления и степени его использования
на пути движения газа от точки пита-
питания до газоиспользующей установки;
2) режима работы газоиспользующих
установок; 3) метода регулирования
давления газа в точке питания сети.
Нормальная работа газоиспользую-
газоиспользующих установок может быть обеспечена
только при условии стабильного дав-
давления газа перед ними, чего достигают
правильным выбором исходных дан-
128
ных для гидравлического расчета сети
и способа регулирования начального
давления.
На рис. 6.22 показан график дав-
давлений, соответствующий расчетному
режиму работы газовой сети при непо-
непосредственном присоединении к ней
потребителей. При сравнении кривых
давления плоскости, в которых распо-
расположены ответвления и их пьезометры,
совмещены с плоскостью основного
газопровода АВК\\ его пьезометра. Та-
Таким образом, на графике давлений
ответвление /—/ будет сливаться с
основным газопроводом АВЛ а точка /
условно смещается вправо на величи-
величину отрезка /—/. Проекцию условного
расположения точки / на плане можно
получить поворотом ответвления /—/
до совмещения с линией AB. Пьезо-
Пьезометр ,ответвления /—/ на графи-
графике давлений показан прямой Г—/'.
Давление газа перед газоисполь-
зующими установками, присоединя-
присоединяемыми непосредственно к сети, раз-
различно и зависит от полноты исполь-
использования расчетного перепада.
При разработке городской системы
газоснабжения на стадии техническо-
технического проекта рассчитывают распредели-
распределительную сеть, а на стадии рабочих
чертежей — абонентские ответвления.
Распределительную сеть проектируют
на перепад давлений ??0, а абонентс-
абонентские ответвления, включая внутридомо-
вые газопроводы,— на Арот. В таком
случае расчетный перепад давлений
(???=??0+?/???) будет использо-
использован полностью только у абонентов,
присоединенных к концевым точкам 4
и 5. Тогда давление у них будет равно
конечному (рл = рмин)· Перед ответвле-
ответвлениями, присоединенным» к газопрово-
газопроводам до концевых точек, 1—/ и 3—//,
давление будет больше, чем рк, а в са-
самих ответвлениях сохранится расчет-
расчетный перепад ????· Отсюда давление
перед абонентами окажется больше
МИНИМаЛЬНОГО (р'л> Рмин, рЛ>Рмин).
В отдельных случаях, когда небольшие
здания расположены вблизи ГРП, рас-
расчетный перепад может быть использо-
использован лишь незначительно, поэтому дав-
давление перед ними можно считать рав-
—I
I
Cl
I
A
???
A"
f ,
1
\
-?
1
I '
I
?"
J" JT" i
L ? ?
>?' ?
Il I I
..
9" Ш"
1 1
????—^^*^
1 ? XT4S.
\ -'"Tt. —^ I -i»te^__
2
\
к
тлг'
I
/ /
5" Ш"
5J_
а
§
T 7Г5
/
1 I [
с?
, *^
? ?
г
Рис. 6.22. График дав-
давлений расчетного режи-
режима сети при непосредст-
непосредственном присоединении
к ней потребителей
Р„ач, Рконц, PO, РА, ??? ,
Аре, ?/??— соответст-
соответственно начальное давле
ние в распределитель
ной сети, конечное дав
ление, номинальное
давление, давление пе-
перед абонентами, рас
четный перепад давле-
давлений в распределитель-
распределительной сети, перепад дав-
давлений в абонентских
ответвлениях, А, В—
начальная и конечная
точки распределитель-
распределительной сети, ./—/У —або-
—абоненты, 1—? 3—//,
4—III, 5—IV—абонент-
5—IV—абонентские ответвления, /—
5— точки присоедине
ния абонентских ответ
влений к распредели-
распределительной сети, 4, 5—
концевые точки распре
делительной сети, соот-
соответствующие точки на
пьезометре даны со
штрихами
ным максимальному значению (рмакс=
=рНач). В зависимости от степени
использования расчетного перепада
давление газа перед приборами и
установками может принимать значе-
значения, находящиеся в зоне А'—IV—А"
(см. рис. 6.22), которая является
зоной давления перед установками при
расчетной (максимальной) нагрузке
сети.
Давление при максимальной на-
нагрузке соответствует графику, пока-
показанному на рис. 6.22. При нулевом
потреблении и поддержании рнач по-
постоянным пьезометры газопроводов
сольются в одну линию А"—IV", От-
Отсюда возможная зона колебаний дав-
5 Зак 1052
ления газа перед горелками потреби-
потребителей будет представлять собой контур
Aff—IV-IV-Аг, а диапазон коле-
колебаний у отдельных приборов будет
зависеть от степени использования
расчетного перепада. Так, для уста-
установки 1 диапазон колебаний будет
равен Г—I", а для установки II он
составит величину И'—И". Макси-
Максимальный диапазон колебаний давле-
давления будет равен расчетному перепаду
давлений. Если изменять начальное
давление в соответствии с режимом
потребления газа, то можно значи-
значительно повысить стабильность работы
установок. Действительно, если с па-
падением нагрузки снижать давление в
129
точке питания сети, тогда перед при-
приборами и газоиспользующими уста-
установками давление увеличиваться не
будет. При нулевой нагрузке началь-
начальное давление снизится до конечного
(минимального), а пьезометры основ-
основной линии и ответвлений сольются в
одну прямую А'—IV (см. рис. 6.22).
Таким образом, при непосредственном
присоединении газоиспользующих ус-
установок к сети максимально возмож-
возможные колебания давления газа перед
ними будут равны расчетному пере-
перепаду давления для всей сети.
Обозначим допустимую степень
перегрузки и недогрузки установок,
использующих газ, по отношению к
номинальной так
где k\ и &2 — соответственно коэффициенты
перегрузки и недогрузки, р0 — номинальное дав-
давление газа, на которое рассчитана установка
Допустимая степень перегрузки и
недогрузки приборов определяется те-
техническими показателями газогоре-
лочных устройств и требованиями тех-
технологии Исходя из максимальных ко-
колебаний давления газа перед установ-
установками расчетный перепад давления для
сети будет равен:
В этой формуле расчетный перепад
давления определен как доля номи-
номинального давления газа перед уста-
установками, а зона колебания давления
газа в долях ро определяется ко-
коэффициентами k\ и &2· Из анализа
написанного выше уравнения следует,
что увеличить расчетный перепад при
сохранении размеров зоны допусти-
допустимых колебаний давления газа перед
установками (&i=const и &2=const)
можно только путем увеличения но-
номинального давления газа, т. е. дав-
давления, на которое запроектированы го-
горелки приборов. Но чем выше но-
номинальное давление газа, тем большие
требования предъявляются к конст-
конструкции, изготовлению и качеству
монтажа оборудования и тем выше
стоимость эксплуатации сети. При вы-
выборе номинального давления следует
учитывать изложенные обстоятельст-
обстоятельства.
Производительность установки за-
зависит от давления газа перед ней.
Считая закон гидравлического сопро-
сопротивления газоиспользующей установ-
установки квадратичным, можно записать сле-
следующие зависимости:
P=aQ\
4 V7
= ь
где ? — давление газа перед установкой (или
прибором), a — сопротивление установки, Q —
производительность установки, b — проводи-
проводимость установки
Максимальному давлению газа пе-
перед установкой будет соответствовать
максимальная ее производительность,
а минимальному давлению — мини-
минимальная производительность. Считая,
что максимальное давление перед ус-
установками равно начальному, а мини-
минимальное — конечному, можно запи-
записать уравнения:
Ph := Pмакс == О, ? макс '>
мин
Но максимальное давление газа у
потребителей будет при минимальной
нагрузке сети. Следовательно, макси-
максимальная перегрузка отдельных прибо-
приборов возможна только в периоды про-
провалов потреблений, т. е. когда боль-
большинство потребителей не работает.
С увеличением числа работающих або-
абонентов давление перед приборами бу-
будет падать и их возможная пере-
перегрузка сократится. При максимуме
потребления перед приборами абонен-
абонентов установится минимальное дав-
давление.
За расчетный режим принимают
режим максимального потребления
газа. Пропускную способность сети
рассчитывают на максимальную на-
нагрузку, при которой перед газоисполь-
газоиспользующими агрегатами должно устано-
установиться номинальное давление /?о· Та-
Такое условие обеспечивает соответствие
пропускной способности сети возмож-
возможности использования подаваемого ко-
количества газа приборами в период
130
пика потребления. Если исходить из
этих расчетных условий, то коэффи-
коэффициент недогрузки следует принять
&2=1. Исследуем, какова будет на-
нагрузка сети и абонентов в период пика
потребления, если для расчетного ре-
режима принять &2<1, т. е. допустить
возможность работы абонентов в часы
пик потребления с величиной давле-
давления меньше номинального. Здесь воз-
возможны следующие два крайних слу-
случая:
1) нагрузка приборов находится в
полном соответствии с давлением. Га-
Газовые краны перед всеми приборами
полностью открыты. В этом случае
расчетная схема не обеспечивает мак-
максимального потребления. В период пи-
пика абоненты потребляют газа меньше
максимальной величины, а сеть не ра-
работает с максимальной нагрузкой, на
которую она рассчитана;
2) в пик потребления по техноло-
технологическим соображениям горелки рабо-
работают с давлениями меньше номиналь-
номинального, т. е. приборы работают с недо-
недогрузкой. Газовые краны перед прибо-
приборами прикрыты. В этом случае макси-
максимум потребления обеспечивается чис-
числом работающих абонентов и потреб-
потребление газа не находится в соответ-
соответствии с давлением перед горелками,
т. е. максимум потребления обеспечен.
При расчетном режиме сеть работает с
максимальной нагрузкой.
Рассмотрим работу сети в период
пика потребления для первого случая
при различных значениях /гг. Закон
сопротивления сети выразим следую-
следующей формулой:
Сеть рассчитывают на максималь-
максимальную нагрузку, т. е.
1 75
где ?? — эквивалентное сопротивление сети;
Qp — расчетная (максимальная) нагрузка сети.
Приборы абонентов рассчитаны
на номинальное давление, при котором
работают с расчетной нагрузкой:
где п2 — эквивалентное сопротивление приборов
абонентов; Q9 — расчетная (номинальная) на-
нагрузка абонентов.
Если &2<1, то пик потребления не
обеспечен. Обозначим фактическую
нагрузку сети и абонентов в период
пика потребления как долю ? от рас-
расчетной нагрузки, тогда
Q=xQP.
Теперь для пика потребления мож-
можно записать уравнение
рн=рк+Ар
или
/jipo=a2(xQpJ+a,(x QpI'75.
С учетом предыдущих уравнений
получим
—^2) рО,
отсюда
В приведенных формулах значение
? является степенью удовлетворения
максимума. Если х=[, то максимум
(пик) удовлетворен. Рассчитаем зна-
значение ? для различных величин
&2, считая значение k\=\,5. Результа-
Результаты расчета приведены ниже:
при х=1; 0,98; 0,96; 0,94; 0,9; 0,85;
0,8; 0,759 соответственно k2=\: 0,941;
0,879; 0,813; 0,671; 0,467; 0,228; 0.
Откуда видно, что, чем меньше ве-
величина &2, тем меньше х. Однако
если &2=0, т. е. сеть рассчитана на
все избыточное давление (АрР=
=рМакс), то и в этом случае степень
удовлетворения максимума окажется
значительно больше нуля (х=0,759).
Это объясняется тем, что с уменьше-
уменьшением значения ? увеличивается недо-
недогрузка сети, в результате чего час-
частично освобождается избыточное дав-
давление, которое используется у при-
приборов абонентов. Каждому значе-
значению &2 отвечает определенное зна-
значение х, при котором потери давле-
давления в сети плюс потери давления в
приборах абонентов становятся рав-
равными начальному давлению газа в се-
сети.
131
Фактические условия работы сис-
системы не будут соответствовать ни
одному из рассмотренных случаев.
Действительно, при пике потребления
по технологическим соображениям
часть приборов должна работать с
расчетной номинальной нагрузкой
(ванные колонки, отопительные кот-
котлы и печи при расчетной наруж-
наружной температуре), а часть их — с по-
пониженной нагрузкой (горелки плит).
Если давление перед горелками мень-
меньше номинального, то вторая группа
приборов не будет испытывать недос-
недостатка в работе системы, но первая
группа должна будет работать с пони-
пониженными нагрузками, а это приведет к
сокращению потребления газа (т. е. к'
неудовлетворению максимума).
Допустимую степень недогрузки
приборов k<i следует назначать исходя
из технологических соображений, а
также из условий удовлетворения мак-
максимума Учитывая технические пока-
показатели газовых горелок и технологи-
технологические требования, предъявляемые к
коммунально-бытовым установкам,
коэффициент &2 можно принять рав-
равным 0,60...0,8. Как следует из предыду-
предыдущих расчетов, при таких значениях &2
пик потребления будет удовлетворен
примерно на 0,88...0,94.
Действительные значения ? будут
несколько больше. Соответственно
0,91...0,97. Это связано со следующи-
следующими причинами: 1) в период пика по-
потребления одна часть приборов долж-
должна работать с недогрузкой, а другая
часть с номинальной нагрузкой;
2) время работы приборов, у которых
краны открыты полностью, но нагруз-
нагрузка вследствие пониженного давления
газа меньше номинальной, несколько
увеличивается. Вследствие этого воз-
возрастает число приборов, работающих
в период пика, что приводит к увели-
увеличению х; 3) у определенной части або-
абонентов расчетный перепад давления
недоиспользован, поэтому давление
перед их горелками в пик потребления
будет больше расчетного и приборы
смогут работать с номинальной на-
нагрузкой.
Считая степень удовлетворения
максимума в 0,97 достаточной, за рас-
расчетное значение коэффициента недо-
недогрузки целесообразно принять k2=0,8.
Коэффициент перегрузки принимают
U1= 1,5, так как перегрузку приборов
допускают примерно в 20%, следова-
следовательно, 1,22=1,44, или округленно 1,5.
Таким образом, расчетный перепад
давления для сети низкого давления
(включая абонентское ответвление,
ввод, внутридомовую разводку и по-
потери давления в приборе до горелки)
составит
??? = A,5-?,8)/?? = ?,7/??.
По действующим нормам при ис-
использовании природного газа непо-
непосредственное присоединение потреби-
потребителей к сети разрешается, если давле-
давление в ней не превышает 3000 Па.
Отсюда максимальные значения номи-
номинального давления и расчетного пере-
перепада будут равны:
ро=Рмакс/1,5=3000/1,5=2000 Па;
APp=OJ-2000= 1400 Па.
Гидравлический режим сети низко-
низкого давления. Рассмотрим режим дав-
давления газа у потребителей при непо-
непосредственном их присоединении к сети
низкого давления в зависимости от
метода регулирования начального
давления газа. Применяют два спосо-
способа регулирования режима: 1) поддер-
поддерживают начальное давление в сети
постоянным в течение определенного
периода времени (месяц, сезон); 2) ав-
автоматически изменяют начальное дав-
давление в сети в зависимости от ее
нагрузки. Если в начале сети поддер-
поддерживают постоянное давление, то с
уменьшением нагрузки перепады
уменьшаются, давление перед уста-
установками возрастает и при нулевом
потреблении оно становится макси-
максимальным.
Запишем уравнение, связывающее
значение рн в сети, давление у по-
потребителей и перепад давлений при
расчетном режиме:
где р„ — давление газа перед горелками при-
приборов, ? — степень использования расчетного
перепада давления
132
При любом режиме потребления
газа это уравнение примет вид рн=
где Ap—фактический перепад давления в сети
Зависимость перепада давления от
нагрузки сети можно принять следу-
следующую:
Ap/ APp =
1 75
Л 75
Коэффициент ? характеризует сеть с
точки зрения ее нагрузки по отно-
отношению к максимальной.
Из приведенных уравнений полу-
получаем
Л 75
1APp-
F.69)
Уравнение F.69) является основ-
основным уравнением давления газа в сети,
т. е. его характеристикой. Оно может
быть использовано для построения
кривой давления у любого потреби-
потребителя, так как это уравнение учиты-
учитывает степень использования расчетно-
расчетного перепада Считая начальное дав-
давление в сети постоянным и равным
рн=1,5ро и принимая расчетный пере-
перепад давления АрР=О,7ро, уравнение
F.69) можно преобразовать следу-
следующим образом:
/??/??=1,5-?,7??
1,75
F.70)
Это уравнение определяет давле-
давление перед любым потребителем в зави-
зависимости от режима работы сети.
Построим кривую давления газа у
потребителей по уравнению F.70),
считая коэффициент ?=1 (рис. 6.23).
Точка пересечения этой кривой с орди-
ординатой, равной единице (рп=Ро), дает
величину максимальной (предельной)
нагрузки, при которой давление у по-
потребителей будет не меньше номиналь-
номинального. Вычислим эту предельную на-
нагрузку хпр, для чего приравняем
правую часть уравнения F.70) к еди-
единице:
1 = 1,5-0,7х„р175;
хпр=0,825.
Следовательно, при нагрузках сети
от 0 до 0,825Qm3KC давление перед
потребителями будет больше номи-
номинального, а при нагрузках от 0,825
до lQMaKc—меньше номинального.
0,2 Ofi 0,6 0,8 X
Рис. 6.23. Изменение
давлений р„ и р, в за-
зависимости от нагруз-
нагрузки сети
/— кривая начального
давления, 2— Область
Колебания давления га
за у горелок потреби
телей, 3— кривая дав
ления у потребителей
при ?= 1, 4— номи
нальное давление газа
Кривая давления газа перед прибо-
приборами потребителей, у которых расчет-
расчетный перепад был использован не
полностью (?<1), строится анало-
аналогично. На графике (см рис. 6.23) по-
построена кривая для величины ? = 0,5.
Зависимости для других величин ?
находятся в заштрихованной области,
которая является зоной максимально
возможных колебаний величины ра.
Коэффициент использования рас-
расчетного перепада давлений для подав-
подавляющего большинства абонентов бу-
будет иметь пределы 0,5<?<:1 (область
с двойной штриховкой на рис. 6.23).
Следовательно, зона колебаний дав-
давления газа у приборов для основной
массы потребителей будет значительно
меньше зоны максимально возможных
колебаний рп. Вместе с тем из рас-
рассмотрения графика (см. рис. 6.23)
можно сделать вывод, что при под-
поддержании постоянного давления газа
в начале сети приборы у потребите-
потребителей значительную часть времени ра-
работают с перегрузкой Чтобы сокра-
сократить время работы приборов с пере-
перегрузкой, целесообразно в весенние,
летние и осенние месяцы снижать
начальное давление газа в сети. Вели-
Величина давления, на которое следует
133
Таблица 6.14. Значения коэффициентов /гм г
Месяц
kur
I
1,26
II
1,26
III
1,2
IV
1,12
V
0,99
Vl
0,82
VII
0,67
VIII
0,68
IX
0,83
?
0,94
XI
1,08
XII
1,14
Таблица 6.15. Значения ежемесячных перепадов давления
Параметр
Хмес
/ „макс\ 1,75
Ap, Па
I
1
1
950
и
1
1
950
III
0,953
0,917
870
IV
0,89
0,816
780
V
0,785
0,654
620
VI
0,651
0,469
450
VII
0,532
0,331
310
VIII
0,54
0,34
320
IX
0,658
0,47
450
X
0,745
0,496
470
Xl
0,858
0,765
730
XII
0,905
0,84
800
настраивать регуляторы в данный
месяц, должна определяться из усло-
условия поддержания номинального дав-
давления у потребителей при макси-
максимальной нагрузке в этот месяц. Мак-
Максимальную нагрузку для каждого ме-
месяца определяют из уравнения
где ku г — коэффициент месячной неравномер-
неравномерности; /гсмакс &чТс — максимальные коэффи-
коэффициенты суточной неравномерности за неделю
и часовой неравномерности за сутки; Q?aMKC—
максимальная часовая нагрузка в течение ме-
месяца; Qr — годовое потребление газа. '
Порядок определения начального
давления в сети рн для различных
месяцев года можно принять следу-
следующий.
1. По заданным значениям коэф-
коэффициентов месячной неравномерности
&м г вычисляют относительные макси-
максимальные нагрузки для всех месяцев
*максМее, используя выражение
„макс /-чмакс/ /~)Mai<c_ у /!,макс
-*мес —Учм / Учг—?·??/???·
2. Для полученных значений ????
вычисляют перепады давления в сети
Л п д п /умакс\1,75
3. Определяют давления настройки
регуляторов для каждого месяца
Применение рекомендуемой методики рас-
рассмотрим на примере.
Пример 6.6. Определить давления еже-
ежемесячной настройки регуляторов для значений
коэффициентов месячной неравномерности, ука-
134
занных в табл. 6.14, цринимая номинальное
давление равным ро=135О Па.
2. Построить зону колебания давления газа
у потребителей в летние месяцы.
Решение. Расчетный перепад давлений ра-
равен:
Арр=OJpO=0,7-1350=950 Па.
Определим максимальные перепады давле-
давления газа в сети для каждого месяца.
Др=950(^аскс)'·75.
Расчеты сводим в табл. 6.15.
Определим давление настройки регуляторов
по формуле
р„=1350+Лр,
учитывая одновременно, что рн не может быть
больше, чем
р„макс=1,5рв = 1,5· 1350 = 2000 Па.
Рассчитанные значения давлений (Па) для
каждого месяца следующие: для I; II; III; IV; V;
VI, VII; VIII, IX; X; XI; XII соответственно рр
равны 2000; 2000; 2000; 2000; 1970; 1800; 1660;
1670; 1800; 1820; 2000; 2000.
Сравним зоны колебания давления газа
у потребителей в зимние и летние месяцы.
Построим эти зоны для начальных давлений:
рн= 2000 Па и р„=1670 Па, принимая урав-
уравнение F.70) при ?=1. В результате получим
следующие значения р„; для зимних месяцев
рп= 2000—95Ox1 ·75, для летних рп=1670—
-95Ox1'75.
Зоны изменения давления газа перед горел-
горелками потребителей приведены на рис. 6.24,
откуда следует, что область колебания давле-
давления газа перед горелками потребителей можно
значительно сократить путем сезонной настрой-
настройки регуляторов давления. Малые нагрузки (х,
равные 0...0.3) наблюдаются в ночное время, по-
поэтому днем давление у потребителей при ?= 1
(кривые 3 и 4, на рис. 6.24) будет изме-
няться в меньшем диапазоне. Например, если
рп=2000 Па, то отклонения рп от р0 будут
составлять +40, —22%; если рп=1670 Па, то
отклонения будут равны +15%. У потреби-
потребителей с неполностью использованным расчетным
перепадом давления колебание давления значи-
значительно возрастет (заштрихованная зона).
Рассмотрим работу газоиспользу-
ющих установок у потребителей при
регулировании выходного давления из
ГРП в соответствии с нагрузкой
сети. В этом случае начальное давле-
давление в сети следует поддерживать та-
таким, чтобы давление у потребителей
при всех режимах работы было равно
номинальному или мало от него отли-
отличалось. Для нагрузок, близких к мак-
максимальной, при которых давление у
потребителей поддерживается меньше
номинального, начальное давление в
сети следует поддерживать постоян-
постоянным, равным наибольшему значению,
т. е. для значений ? от 0,825 до
1 начальное давление должно состав-
составлять /?н=1,5ро· Для величин нагрузок
меньше 0,825 величину /?н следует
снижать так, чтобы давление у потре-
потребителей было равно номинальному.
Закономерность изменения величи-
величины рн выражают следующей форму-
формулой:
0,8
«^
ТТТГТ
Щ
--H--
I
I
g|
ш
5
////
Щ
0,2 0,4 0,6 0,8 X
Рис. 6.24. Кривые дав-
давлений при сезонном ре-
регулировании начально-
начального давления
1— область колебаний
рп при рн=2 кПа;
2— область колебания
р„ при рн= 1,67 кПа;
3, 4— кривые давления
у потребителей при ?=
= 1; 5—номинальное
давление газа 1,35 кПа
рн/р0=1+0,7х175 при 0<х<0,825.
На основании изложенного может
быть построена оптимальная кривая
регулирования начального давления в
сети и кривая давления газа у потре-
потребителей при ?=1. Если в ответвле-
ответвлениях к абонентам расчетный перепад
давления используется неполностью,
то кривая давления перед горелками
будет лежать выше кривой давления
рп при ?=1.
Глава 7
Регулирование давления газа
в городских сетях
7.1. Регулирование
давления газа.
Классификация
регуляторов давления
Управление гидравлическим режи-
режимом работы системы газоснабжения
осуществляют с помощью регуляторов
давления, которые автоматически под-
поддерживают постоянное давление в
точке отбора импульса независимо от
интенсивности потребления газа. При
регулировании давления происходит
снижение начального, более высокого
давления, на конечное (более низ-
низкое).
Автоматический регулятор давле-
давления состоит из регулирующего и реа-
реагирующего устройства. Основной
частью реагирующего устройства яв-
является чувствительный элемент (мем-
(мембрана), а основной частью регу-
регулирующего устройства — регулирую-
регулирующий орган (у регуляторов давления
дроссельный орган). Чувствитель-
Чувствительный элемент и регулирующий орган
135
Рис. 7.1. Схема регу-
регулятора давления
/— регулирующий
(дроссельный) орган,
2 — мембранно-грузо-
вой привод, 3— им
пульсная трубка, 4—
объект регулирова-
регулирования — газовая сеть
Приток
соединяются между собой испол-
исполнительной связью. На рис. 7.1.
показаны схема регулятора давления
и условно газовая сеть, которая явля-
является объектом регулирования. Давле-
Давление до регулятора обозначено р\,
давление после регулятора — рг. Ав-
Автоматический регулятор — типа «пос-
«после себя», поэтому давление р2
является регулируемым параметром.
При установившейся работе системы
количество газа в газовой сети M
остается постоянным, а приток газа
Mn равен количеству отбираемого га-
газа, т. е. его стоку Мс. Следовательно,
условием равновесия системы являет-
является равенство Ain=Ai0, при этом регу-
регулируемый параметр сохраняет по-
постоянное значение /?2 = const. Если
равновесие притока и стока будет
нарушено, например вследствие изме-
изменения режима потребления (т. е.
Ain=T^AIc), тогда будет изменяться и
регулируемое давление р%.
Регулятор давления будет нахо-
находиться в равновесии, если алгебра-
алгебраическая сумма сил, действующих на
клапан, равна нулю (т. е. силы,
действующие на клапан, сбалансиро-
сбалансированы, ZN1=O). В этом случае регу-
регулятор будет пропускать в объект
постоянное количество газа Ain=
= const. Если баланс сил нарушается
(?????), то клапан начнет переме-
перемещаться в сторону действия больших
сил, изменяя приток газа Ain. Таким
образом, равновесие объекта обеспе-
обеспечивается условием Aln=M0, а равно-
136
?5
Рис. 7.2. График аста-
астатического регулирова-
регулирования при отсутствии са-
самовыравнивания
весие регулятора — условием 2А/,=0.
Рассмотрим силы, действующие на
клапан регулятора давления
(см. рис. 7.1). Эти силы можно разде-
разделить на три группы: активную, величи-
величина которой связана со значением регу-
регулируемого параметра, противодейст-
противодействующую, которая уравновешивает ак-
активную силу, и дополнительные силы:
сила веса подвижных частей, одно-
односторонняя нагрузка на клапан, силы
трения, которые возникают при дви-
движении, а также инерционные силы.
Регулятор, показанный на рис. 7.1,
имеет мембранно-грузовой привод 2.
Активная сила привода — это усилие,
которое воспринимает мембрана от
давления газа р2, передаваемое по им-
импульсной трубке 3, и передает на шток
клапана. Эту силу называют переста-
перестановочной А/пер, она равна:
/V пер11" г if акт»
где FaKT — активная поверхность мембраны
Активную силу уравновешивает
груз 2 (Nr9), На клапан также дей-
действует вес подвижных частей
Nn ч и односторонняя нагрузка NKJl,
которую, пренебрегая поперечным се-
сечением штока, определяют по формуле
NKJI=fc(p\— P2),
где /с—площадь седла клапана; р\ и рг —
давления газа до и после клапана.
Таким образом, баланс сил, дейст-
действующих на клапан, можно предста-
представить так (принимая за положитель-
положительное направление действие активной
силы):
От величины регулируемого давле-
давления зависит перестановочная сила.
Если величина рч станет больше или
меньше величины, на которую на-
настроен регулятор, тогда баланс сил
нарушится и регулятор придет в дейст-
действие. Рассмотрев условия равновесия
объекта и регулятора, проследим про-
процесс регулирования во времени.
Предположим, что объект и регу-
регулятор находятся в равновесии, следо-
следовательно:
1 В момент T0 (рис. 7.2) резко
увеличилось потребление газа (вклю-
(включился крупный потребитель, величина
Мс стала больше Mn). Равновесие
объекта нарушилось, отбор газа стал
больше его поступления в сеть, дав-
давление /?2 в сети снизилось. С умень-
уменьшением давления рг уменьшилась ак-
активная сила iVnep, нарушился баланс
сил, действующих на клапан, и под
действием груза клапан стал опускать-
опускаться, увеличивая приток газа в сеть
[см. на рис. 7.2 кривые изменения
притока и давления газа рч за чет-
четверть периода (??—??)]. К моменту
?? приток стал равным стоку и объект
снова пришел в равновесие. Но за вре-
время Ti—то сток газа был больше его
притока и количество газа в сети все
время уменьшалось, а давление рч
падало.
Количество газа, отобранного из
трубопровода за время х\—то, равно
площади / (см. рис. 7 2). В момент
?? давление газа рч перестает падать,
но остается ниже давления рог,
на которое настроен регулятор и при
котором он находится в равновесии.
Поэтому, несмотря на то, что объект
пришел в равновесие, регулятор
продолжает работать: его клапан от-
открывается, приток газа увеличивается
и становится больше стока. В резуль-
результате регулятор выводит объект из
равновесия. За вторую четверть пе-
периода Т2 — Ti приток все время превос-
превосходит сток, количеств'о газа в газопро-
газопроводе увеличивается и его давление
растет. Наконец, в момент тг убыль
газа за первую четверть периода пол-
полностью компенсируется его допол-
дополнительной подачей, и давление газа
рч делается равным давлению, на кото-
которое настроен регулятор. Регулятор
приходит в равновесие, но в этот мо-
момент приток газа больше стока (Мп>
>МС), объект не находится в равнове-
равновесии, давление газа рч становится
больше давления настройки регуля-
регулятора, и объект выводит его из равно-
равновесия. Клапан регулятора изменяет
направление движения на обратное и
он начинает закрываться.
С момента тч процесс регулирова-
регулирования повторяется, но в противополож-
противоположном направлении. Таким образом, про-
процесс регулирования представляет со-
собой периодический незатухающий про-
процесс. Регуляторы, работающие по рас-
рассмотренному принципу, называются
астатическими. Эти регуляторы после
возмущения приводят регулируемое
давление к заданному значению неза-
независимо от величины нагрузки и поло-
положения регулирующего органа. Таким
образом, равновесие системы при
астатическом регулировании может
наступить только при заданном значе-
значении регулируемого параметра, причем
регулирующий орган может занимать
любое положение. Если объект обла-
обладает свойством самовыравнивания,
то процесс регулирования будет за-
затухающим, а регулирование устой-
устойчивым.
Под самовыравниванием понимают
такое свойство объекта, при котором
после нарушения равновесия объект
способен сам восстановить равнове-
равновесие между притоком и стоком, но
137
?
Рис. 7.3. Статический
регулятор давления
/ — регулирующий
(дроссельный) орган,
2 — мембранно-пру-
жинный привод, 3—
импульсная трубка, 4—
объект регулирова-
регулирования — газовая сеть
M1
Po
Q.
О)
?
?
?
1
1
\
? Сто
?/M2/
Приток
?)
?
§
?, T
\
M0 ?*
S
I ?
U щ мт*с\
Рис. 7.4. График стати-
статического регулирования
при отсутствии самовы-
самовыравнивания
а — график регулиро-
регулирования, б — статическая
характеристика регуля-
регулятора
при другом значении регулируемого
параметра. В качестве объекта, обла-
обладающего самовыравниванием, можно
привести газовые сети низкого давле-
давления. Действительно, если увеличить
отбор газа из этих сетей (включить
новых потребителей), то давление газа
уменьшится, вследствие чего сток со-
сократится, а равновесие установится
только при другом, более низком
давлении газа. Зона нечувствитель-
нечувствительности, люфты, трение в сочлене-
сочленениях и другие конструктивные не-
недостатки регуляторов могут при-
привести к тому, что колебательный
процесс регулирования станет расхо-
расходящимся, а регулирование — неустой-
138
чивым. Для стабилизации процесса
(т. е. превращения его в затухающий)
в регулятор вводят стабилизирующие
устройства, в частности жесткую об-
обратную связь. Такое регулирование
называют статическим. Регуляторы
этого типа характеризуются тем, что
значение регулируемого давления при
равновесии системы зависит не только
от задания (настройки регулятора),
но и от нагрузки или от положения
регулирующего органа. Каждому зна-
значению регулируемого параметра соот-
соответствует одно определенное положе-
положение регулирующего органа. При ста-
статическом регулировании равновесное
значение регулируемого давления
всегда отличается от заданной вели-
величины, и только при номинальной
нагрузке фактическое давление ста-
становится равным номинальному значе-
значению. Таким образом, статические ре-
регуляторы характеризуются неравно-
неравномерностью, под которой понимают
величину изменения регулируемого па-
параметра, необходимую для переста-
перестановки регулирующего органа из одно-
одного крайнего положения в другое.
Если груз у регулятора заменить
пружиной, как это показано на рис.
7.3, то регулятор станет статическим,
а пружина будет стабилизирующим
устройством. Усилие, развиваемое
пружиной, пропорционально ее дефор-
деформации. Когда клапан находится в
крайнем верхнем положении (закрыт,
Ain=O), пружина приобретает наи-
наибольшую степень сжатия и значение
Pi становится максимальным. При
полностью открытом клапане (Mn=
=Л4макс) значение рг уменьшается до
минимального (рис. 7.4,6).
Рассмотрим процесс регулирова-
регулирования, протекающий во времени. Пред-
Предположим, что до времени т/о система
(объект — регулятор) находилась в
равновесии. В момент то резко возрос
сток газа. Давление в объекте
стало падать (см. рис. 7.4,а),
но с увеличением расхода понизилось
также и давление, на которое настроен
регулятор (см. рис. 7.4,6), и в момент
?? объект и регулятор снова вошли
в равновесие. Таким образом, переход-
ной процесс превратился из колеба-
колебательного в апериодический. Статичес-
Статическая характеристика, показанная на
рис. 7.4,6 является очень крутой,
а ее неравномерность Ap составляет
большую величину.
Обычно регуляторы конструируют
с небольшой неравномерностью. В та-
таком случае процесс регулирования бу-
будет не апериодическим, а колеба-
колебательным (затухающим). Затухающим
процессом регулирования характери-
характеризуются и изодромные регуляторы.
Они имеют упругую обратную связь,
которая дает возможность совместить
в регуляторе свойства статических и
астатических регуляторов. В началь-
начальный момент после возмущения изо-
изодромные регуляторы работают как
статические с некоторой неравномер-
неравномерностью. При дальнейшей работе регу-
регулятора неравномерность снимается, и
регулятор приводит регулируемое дав-
давление к заданному значению независи-
независимо от величины нагрузки и положения
регулирующего органа.
Регуляторы давления бывают пря-
прямого и непрямого действия. У регуля-
регуляторов прямого действия регулирую-
регулирующий орган (клапан) перемещается
усилием, возникающим в его чувстви-
чувствительном элементе (мембране) без ис-
использования энергии от постороннего
источника. У таких регуляторов сило-
силовой элемент привода является одно-
одновременно и чувствительным элемен-
элементом. Регуляторы прямого действия
не имеют усилителей. Они просты по
конструкции, надежны в работе и
нашли широкое применение в системах
газоснабжения.
У регуляторов непрямого действия
усилие, возникающее в чувствитель-
чувствительном элементе, приводит в действие
управляющий элемент, который от-
открывает доступ энергии сжатого воз-
воздуха, газа и др. в сервомотор,
а последний развивает усилие, необхо-
необходимое для перемещения регулирую-
регулирующего органа. Регуляторы этого типа
всегда содержат один или несколько
усилителей. Если давление газа регу-
регулируется после регулятора, то регу-
регулятор называется «после себя»; если
регулируется давление до регулятора,
то регулятор называется «до себя».
Для регулирования давления газа в
городских системах газоснабжения
применяют регуляторы «после себя».
7.2. Дроссельные органы
регуляторов давления.
Приводы
дроссельных органов
Дроссельными органами у регуля-
регуляторов давления служат клапаны раз-
различных конструкций и реже дроссель-
дроссельные заслонки, которые применяют в
регуляторах-стабилизаторах при не-
небольших перепадах давления на
регулирующем органе. Клапаны бы-
бывают односедельные и двухседельные
(рис. 7.5). Односедельные клапаны
неразгруженные, так как на них дей-
действует одностороннее усилие, равное
произведению площади отверстия сед-
седла на разность давлений с двух
сторон клапана. Наличие односторон-
одностороннего усиления затрудняет процесс
регулирования и увеличивает влияние
изменения давления до регулятора на
регулируемое давление (после регуля-
регулятора). Однако для газорегуляторных
пунктов (ГРП) они нашли наиболь-
наибольшее распространение, так как обеспе-
обеспечивают надежное отключение газа при
отсутствии его отбора. Односедельные
клапаны бывают жесткими и мягкими,
у которых прокладка выполнена из
кожи или газостойкой резины.
Максимальный подъем затвора
выбирают таким, чтобы проход для га-
газа был не меньше, чем проход в седле
клапана. Величина полного подъема
зависит от профиля клапана. Чтобы
тарельчатый клапан был полностью
открыт, его подъем должен быть ра-
равен 0,25 диаметра седла клапана
(см. рис. 7.5,а). Для постепенного
увеличения площади прохода по мере
подъема затвора применяют затворы
специальных конструкций, имеющие
кроме уплотнительной дроссельную
поверхность. Эта поверхность обра-
образует с цилиндрической поверхностью
прохода в седле щель, сечение
которой плавно изменяется при подъе-
139
Рис. 7.5. Схемы дрос-
дроссельных клапанов
а — односедельный
мягкий клапан, б —
лклапан с дроссельной
поверхностью окнооб-
разной формы, в —
двухседельный пробко
образный клапан, г —
двухседельный тарель
чатый клапан
ме или опускании затвора. Вслед-
Вследствие этого расход газа постепен-
постепенно увеличивается по всей высоте
подъема затвора. Максимальный
подъем затвора у таких клапанов 0,5. .
...0,6 диаметра седла.
Двухседельные клапаны выпуска-
выпускают не полностью разгруженными,
так как для возможности установки
неразрезного клапана одно седло де-
делают большего диаметра, чем другое
Разгруженные клапаны требуют
меньшей перестановочной силы. Если
по технологическим условиям требует-
требуется постепенное увеличение расхода га-
газа по всей высоте подъема затвора,
то применяют дроссельные поверхнос-
поверхности пробкообразной и окнообразной
формы. С эксплуатационной точки
зрения пробкообразные затворы
более совершенны. У них отсутствуют
острые выступающие края, поверхнос-
поверхности соединяются плавными переходами,
поэтому они в меньшей степени под-
подвержены коррозии и эрозии. Двух-
Двухседельные клапаны не обеспечивают
герметичного закрытия прохода. Это
связано с неодинаковым изменением
размеров затвора и седла при изме-
изменении температуры, с неравномер-
неравномерностью износа обоих седел и слож-
сложностью притирки затвора одновремен-
одновременно к двум седлам. В полностью
закрытом клапане утечка газа состав-
составляет до 4% максимального расхода,
поэтому такие клапаны устанавли-
140
вают в тех местах газопровода,
в которых постоянно расходуется газ.
Регулировочной характеристикой
дроссельного органа называют зави-
зависимость относительного расхода газа
(по отношению к максимальному рас-
расходу) от относительного перемещения
затвора (по отношению к полному
перемещению). Характеристику, по-
построенную при постоянном перепаде
давления на дроссельном органе,
называют внутренней. Эта характерис-
характеристика указана в паспорте заводом-
изготовителем. Регулирующие клапа-
клапаны выпускают с линейными, логариф-
логарифмическими и параболическими харак-
характеристиками. На рис. 7.6 показаны
внутренние характеристики регулиру-
регулирующих клапанов. Кривизна характе-
характеристики зависит от конструкции
клапана.
Рабочая характеристика показы-
показывает зависимость относительного рас-
расхода от относительного перемещения
затвора при фактическом (перемен-
(переменном) перепаде давления на дроссель-
дроссельном органе. Если перепад давления
сохраняется постоянным (регулирует-
(регулируется) на клапане и последовательно
установленном каком-либо элементе
системы, тогда при переменных ре-
режимах перепад давления на клапане
будет изменяться и его внутренняя
характеристика соответственно будет
искажаться Степень искажения зави-
зависит от соотношения гидравлического
сопротивления открытого дроссельно-
дроссельного органа и этого элемента. Чем мень-
меньше доля гидравлического сопротивле-
сопротивления элемента в общем сопротивлении,
тем меньше искажается внутренняя
характеристика. При большой доле
100
ss 80
i 60
/
J
У/
/
/
20 40 60 80 100
Относительный ход клапана, %
Рис. 7.6. Внутренние
характеристики регули-
регулирующих клапанов
/— линейная; 2— па-
параболическая; 3— ло-
логарифмическая
внутренняя линейная характеристика
искажается, приобретая примерно
обратную логарифмическую зависи-
зависимость, а внутренняя логарифмическая
характеристика все больше выпрямля-
выпрямляется, приближаясь к линейной. В
большинстве случаев в качестве
оптимальной рабочей характеристики
принимают линейную зависимость
между относительным расходом и
относительным перемещением дрос-
дроссельного клапана в пределах его хода.
На газовых сетях в зоне пере-
перепада давления до точки отбора
импульса не устанавливают значи-
значительных гидравлических сопротивле-
сопротивлений последовательно с регулирующим
клапаном, поэтому его рабочая харак-
характеристика мало отличается от внутрен-
внутренней.
Перестановку клапана осущест-
осуществляют при помощи привода, в ре-
результате чего происходит изменение
проходного сечения для потока, что
необходимо в процессе регулирования.
У регуляторов давления газа исполь-
используют пневматические мембранные
приводы с противодействием прогибу
мембраны пружиной или грузом. В
качестве рабочего вещества применя-
применяют сжатый воздух или газ. Силовым
элементом привода служит эластичная
макс
\
\
I
Рис. 7.7. Схема работы
мембранного привода
? — прогиб мембраны
равен нулю, б — прогиб
мембраны равен поло-
половине максимального;
О 1/2 1
Относительный
?? прогиб мембраны
в — максимальный
прогиб мембраны; г—
зависимость коэффи-
коэффициента Сот относитель-
относительного прогиба мембраны
мембрана. Мембрану изготовляют из
кожи, резины, прорезиненной ткани
или пластмассы. Материал мембраны
должен быть газонепроницаемым, га-
газостойким, прочным и эластичным.
Под действием избыточного давления
воздуха или газа мембрана прогиба-
прогибается и перемещает связанный с нею
шток и золотник.
Перестановочную силу, развивае-
развиваемую пневматическим мембранным
приводом, определяют по формуле
N „ер= CFp0,
где Л'пер — перестановочная сила привода
(действующая на стержень золотника); С —
коэффициент активности мембраны; F — проек-
проекция поверхности мембраны на плоскость ее
заделки; /?о — избыточное давление рабочего
вещества (газа или воздуха).
Таким образом, активная поверх-
поверхность мембраны будет равна произве-
произведению CF. Коэффициент активности
мембраны С не является величиной
постоянной, а зависит от прогиба мем-
мембраны. Прогиб отсчитывают по на-
направлению действия перестановочной
силы, развиваемой мембраной (рис.
7.7). Коэффициент активности мем-
мембраны C=I, если прогиб мембраны
равен нулю. В этом случае плоскость
Hl
О 1/2 1
Относительный
прогиб мембраны
Рис. 7.8. Схема мем- б — зависимость коэф
бранного привода с об- фициента С от относи
жимными дисками тельного прогиба мем
а—схема мембраны, браны
заделки мембраны не воспринимает
нагрузку от давления рабочего газа —
нагрузка передается в центр мембра-
мембраны. Когда прогиб мембраны равен
половине максимального (т. е. центр
мембраны находится в одной плоско-
плоскости с ее фланцами), на фланцы будет
передаваться 2/,я нагрузки мембраны,
а в центр — 1/з нагрузки. Следо-
Следовательно, перестановочная сила будет
равна '/з максимальной величины
и коэффициент активности будет так-
также равен '/з- При крайнем нижнем
положении (прогиб мембраны ра-
равен 1) вся нагрузка от давления рабо-
рабочего газа передается на фланцы.
В этом случае перестановочная сила
и коэффициент активности будут рав-
равны нулю. Зависимость коэффициента
активности мембраны от ее прогиба
показана на рис. 7.7.
Характеристику мембраны можно
улучшить, применив жесткие диски,
обжимающие ее центральную часть.
Диски увеличивают перестановочную
силу и уменьшают неравномерность
регулирования. В этом случае актив-
активная поверхность мембраны равна
сумме активной поверхности элас-
эластичной части мембраны и площа-
площади жесткого диска, коэффициент ак-
активности которого равен 1. Примене-
Применение жесткого диска позволяет повы-
повысить коэффициент активности мембра-
142
ны для среднего ее положения (про-
(прогиб равен '/г) до 2/з вместо /з,
который имеют мембраны без обжим-
обжимных дисков. На рис. 7.8 приведена
схема мембранного привода с обжим-
обжимными дисками. Однако наряду с
улучшением характеристики мембра-
мембраны обжимные диски уменьшают вели-
величину ее свободного хода. Исходя из
этого ширину эластичного края сле-
следует принимать не менее 0,1 диаметра
мембраны. Чтобы уменьшить нерав-
неравномерность регулирования, вызыва-
вызываемую изменением коэффициента ак-
активности мембраны, привод дроссель-
дроссельных органов конструируют так, чтобы
рабочий ход мембраны находился в
той части ее характеристики, в которой
не происходит значительного измене-
изменения коэффициента активности. Поэто-
Поэтому рабочий ход мембраны выбирают
в пределах изменения относительного
прогиба от 0 до 0,5 с применением
обжимных дисков.
7.3. Регуляторы давления
Регулятор давления прямого дей-
действия с рычажной передачей малой
пропускной способности РДК показан
на рис. 7.9. Регуляторы типа РДК
предназначены для редуцирования па-
паров сжиженных углеводородных газов
при баллонном газоснабжении и для
регулирования давления газа, пода-
подаваемого потребителям от сети среднего
или высокого давления. Конечное дав-
давление после регуляторов низкое. Ре-
Регулятор имеет односедельный мягкий
клапан, соединенный с мембраной
рычажной передачей. Она служит для
увеличения перестановочного усилия,
развиваемого мембраной и передавае-
передаваемого на клапан. Регулятор статичес-
статический с пневматическим мембранно-
пружинным приводом.
Газ высокого давления входит че-
через штуцер под клапан. При прохож-
прохождении через клапан давление газа
снижается до требуемого. Газ попада-
попадает в подмембранное пространство
и через выходной штуцер поступает
к газовым приборам. Чтобы давление
0 718
гйп"
Выход газа
Вход газа
газа после регулятора не превышало
допускаемой нормы, в мембрану
вмонтирован предохранительный кла-
клапан, выпускающий газ через надмем-
бранное пространство в атмосферу.
Регуляторы рассчитаны на макси-
максимальное давление 1,6 МПа. При конеч-
конечном давлении 1...1,5 кПа и перепаде
давления 0,1 МПа они имеют следую-
следующую пропускную способность; при
Рис. 7.9. Регуляторы
давления РДК
/— клапан с мягким уп-
уплотнением из газо-, бен-
зо- и морозостойкой ре-
резины, 2— эластичная
газо-, бензо- и моро-
морозостойкая мембрана,
3— пружина, 4— винт
для натяжения пружи-
пружины, 5—пружина пре-
предохранительного кла-
клапана
плотности газа р=2 кг/м3 (сжижен-
(сжиженный газ) — 1 м3/ч при плотности газа
? =-0,7 кг/м3 (природный газ)—2 мл/ч.
143
Рис. 7.10. Регулятор
давления РД-32М
/ — регулировочная
гайка, 2— регулиро
вочная пружина, 3—
крышка мембраны, 4—
мембрана, 5— вентиль
ный корпус, 6—седло,
7— ниппель с накидной
гайкой, 8— пробка, 9—
клапан, 10 импульс
ная трубка, 11— колен
чатый рычаг, 12— кор
пус, 13— предохрани
тельно сбросной кла
пан
Регуляторы давления типа РД
(рис. 7.10), разработанные институтом
Мосгазпроект, применяют для снаб-
снабжения жилых домов и кварталов га-
газом из сети среднего или высокого
давления. Их применяют также для от-
отдельных промышленных предприятий.
В зависимости от местных условий эти
регуляторы монтируют непосредствен-
непосредственно у агрегатов, в стальных шкафах,
устанавливаемых на стенах зданий
или в отдельно стоящих регуляторных
пунктах. Регуляторы имеют односе-
дельный клапан с мягким уплотнением
из газо-, бензо- и морозостойкой
резины. Регулятор монтируют на вер-
вертикальных участках газопровода.
Привод регулятора мембранно-пру-
144
жинный. Для увеличения усилия,
передаваемого от мембраны к клапа-
клапану, регулятор снабжен рычажной
передачей. Импульс давления переда-
передается по трубке в подмембранную
полость. При повышении давления га-
газа после регулятора мембрана подни-
поднимается, а рычаг поворачивается по
часовой стрелке и придвигает клапан
к седлу, в результате чего давление
газа после регулятора снижается.
Когда давление газа снизу мембраны
уравновесится усилием пружины,
перемещение мембраны прекратится.
Настройку регулятора производят при
помощи регулировочной гайки. При
нарушении работы регулятора (негер-
(негерметично закрытые клапаны) и повы-
повышении давления в подмембранной зо-
зоне сверх допустимого предела мем-
мембрана предохранительного клапана
отжимается, клапан открывается и газ
выходит в сбросную линию. Предохра-
Предохранитель настраивается на заданное
давление с помощью пружины.
Регуляторы РД рассчитаны на
максимальное давление до 1,6 МПа.
Давление после регулятора 1...3 кПа.
Производительность регуляторов при
конечном давлении 800...2500 Па и
плотность газа р=0,7 кг/м3 в зависи-
зависимости от величины начального давле-
давления и диаметра регулятора составляет
25...600 м3/ч. Неравномерность регу-
регулятора равна ?... 14%.
Регуляторы давления РДУК-2,
разработанные институтом Мосгазо-
проект, состоят из следующих основ-
основных элементов (рис. 7.11): регулирую-
регулирующего клапана с мембранным приво-
приводом, представляющим собой испол-
исполнительный механизм, регулятора уп-
управления, дросселей и соединительных
трубок. Регулятор работает следую-
следующим образом. Газ высокого или сред-
среднего давления из надклапанной каме-
камеры исполнительного механизма 1
попадает в регулятор управления 2.
Пройдя клапан 5 регулятора управ-
управления, газ движется по трубке
12, проходит через дроссель 11 и по-
поступает в газопровод после регулирую-
регулирующего клапана. Клапан 5 регулятора
управления 2, дроссель 11 и трубки
9, 12 и 10 представляют собой
усилительное устройство дроссельного
типа. Газ поступает в усилитель с
давлением р\\ после дросселя пере-
переменного сечения (клапан 5) газ приоб-
приобретает давление рх, а после дросселя
постоянного сечения 11— давление рг.
Давлением рх регулируется работа
исполнительного механизма и в зави-
зависимости от положения клапана 5
давление рх может изменяться от
/?2 (клапан 5 закрыт) до максималь-
максимальной величины (клапан 5 полностью от-
открыт), зависящей от отношения пло-
площади открытого клапана 5 к сечению
дросселя 11. Таким образом, импульс
конечного давления, воспринимаемый
командным прибором, усиливается
дроссельным устройством, трансфор-
трансформируется в командное давление рх
и передается по трубке 13 в подмем-
боанную зону исполнительного меха-
механизма,-перемещая соответствующим
образом регулирующий клапан. В
результате этого перестановочная си-
сила, развиваемая мембраной, изменя-
Рис. 7.11. Схема регу-
регулятора давления
РДУК-2
/ — исполнительный
механизм, 2— регуля
тор управления (ко
мандный прибор), 3 и
4 - клапан и мембрана
исполнительного меха-
механизма, 5 и 6— клапан
и мембрана регулятора
управления, 7— винт
для настройки регуля-
регулятора, 8 импульсная
трубка, 9— трубка для
подачи газа начального
давления, 10— трубка
для сброса газа после
регулятора управле-
управления, //— дроссель,
12— трубка, соединяю-
соединяющая командный прибор
с дросселем, 13 — труб-
трубка, передающая ко-
командное давление рх
исполнительному меха-
механизму, 14— трубка,
соединяющая надмем-
бранную зону испол-
исполнительного механизма
с газопроводом после
регулятора
ется и клапан 3 перемещается в
соответствии с изменившимся расхо-
расходом газа. Например, если расход газа
уменьшился, давление газа за регу-
регулятором увеличилось, то клапан ре-
регулятора управления, соединенный с
газопроводом импульсной трубкой 8,
прикроется, давление рх в подмем-
бранной зоне исполнительного меха-
механизма уменьшится, регулирующий
клапан 3 опустится и давление после
регулятора снизится. Надмембранная
зона исполнительного механизма сое-
соединена трубкой 14 с газопроводом
после регулятора, поэтому в ней всег-
всегда поддерживается конечное давле-
давление.
На рис. 7.12 показана конструкция
регулятора давления РДУК-2. Газ вы-
высокого давления до поступления в ре-
регулятор управления при движении из
камеры А в камеру E проходит через
фильтр, что улучшает условия работы
регулятора управления. После регуля-
регулятора управления газ по трубке 4 посту-
поступает в подмембранную зону Г испол-
145
Рис 7 12. Регулятор
давления РДУК-2
?-регулятор давления
с регулятором управле
ния, б — разрез ре гуля
тора давления
РДУК-2, в— регу-
регулятор управления KH 2,
/ — исполнительный ме
ханизм регуляторов
2— регулятор управле
ния, 3— ктапан регуля
тора управления, 4, 5
8 — соединительные
трубки, 6, И— дроссе
ли, 7— импульсная
трубка, 9— газопровод
после регулятора, 10—
регулировочная пружи
на
нительного механизма и далее по труб-
трубке 5 сбрасывается в камеру Б
после регулирующего клапана, пред-
предварительно пройдя через дроссель уси-
усилительного устройства 6. На пути дви-
движения газа перед исполнительным ме-
механизмом установлен дроссель //,
который устанавливает верхний пре-
146
дел давления в камере Г. Мембрана
исполнительного механизма по пери-
периферии зажата между корпусом и
крышкой мембранной коробки, а в
центре — между плоским и чашеоб-
чашеобразным дисками. Чашеобразный диск
опирается в проточку, имеющуюся
в крышке. Это обеспечивает центри-
центрирование мембраны перед ее зажимом.
Настройка регулятора на заданное
давление производится пружиной 10.
Регуляторы РДУК рассчитаны на
входное давление до 1,2 МПа. Дав-
Давление газа на выходе из регулятора
зависит от применяемого регулятора
управления. Если используется регу-
лятор управления КН-2, то конечное
давление может изменяться от 0,0005
до 0,06 M Да. Если регулирующий кла-
клапан комплектуется с командным при-
прибором КВ-2, то конечное давление мо-
может быть от 0,05 до 0,6 МП а.
Пропускная способность регуляторов
РДУК при плотности газа р=0,73 кг/
м3, перепаде давления на клапане
??=0,1 МПа и конечном давлении
/?2= 1 кПа в зависимости от диа-
диаметра колеблется от 900 до 12 500
м3/ч.
Регулятор прямого действия типа
PJX конструкции ВНИИГаза (рис.
7.13) выпускают пяти типоразмеров
от 50 до 200 мм, рассчитанные на
давление /?у=6,4 МПа. Привод регу-
регулятора мембранный пневматический с
двухсторонней газовой нагрузкой.
Давление в надмембранной зоне за-
задают в зависимости от требуемого
значения регулируемого давления рч.
В качестве задатчика используют
двухступенчатый редуктор, в который
поступает газ высокого давления, от-
отбираемый из газопровода до регулято-
регулятора. Клапан регулятора тарельчатый,
виброустойчивый, разгруженный с
мягким уплотнением. Нижнее седло
выполняет роль направляющей втул-
втулки, в которой перемещается клапан.
Через шток 6 клапан жестко скреплен
с двумя металлическими дисками,
между которыми плотно зажата ре-
резиновая мембрана 3. Клапанная си-
система регулятора уравновешена, так
как входное давление на клапан дей-
действует сверху и снизу. Система имеет
две направляющие, в результате чего
исключаются вибрации и сильный
шум. Затвор 1 имеет эластичное уп-
уплотнение, которым садится на седло 7.
Газ высокого давления поступает
к дроссельному органу через отверстия
в цилиндрической втулке. Это улуч-
улучшает условия обтекания затвора по-
потоком газа. В своей центральной части
затвор имеет конический участок, ко-
который улучшает гидравлические ха-
характеристики клапана. В результате
существенно повышается виброустой-
виброустойчивость подвижной системы регулято-
регулятора и снижается шум. В клапане
Рис. 7.13. Регулятор
давления прямого дей-
действия РД-64
/— затвор, 2— корпус,
3— мембранный при-
привод, 4— манометр, 5—
двухступенчатый ре
дуктор, 6— шток, 7—
седло
имеется сверление, с помощью кото-
которого под клапан передается давление
Pi и клапан разгружается. Корпус
регулятора 2— стальной литой. Не-
Неравномерность мембранного привода,
порождающая зону пропорционально-
пропорциональности регулятора, не превышает 1,25%.
Регулятор астатический, зона нечув-
ствительности^2,5%. Регулятор типа
РД служит для установки на ГРС, ко-
конечное давление от 0,15 до 2 МПа.
Для регулирования давления газа
на ГРС используют также регуляторы
непрямого действия (типа РДУ).
Рассмотрим схему и работу регу-
регулятора давления непрямого действия
прямоточного типа (РДУ), разрабо-
разработанного ВНИПИгаздобыча. Принци-
Принципиальная схема регулятора показана
на рис. 7.14. Регулятор состоит
147
?
20
Рис 7 14 Принципи-
Принципиальная схема прямо-
точого регулятора дав-
давления непрямого дейст-
действия
/ - прямоточное испол
нительное устройство
2— стабилизатор пере
пада давления 3 4—
плоский затвор и под
вижное седло стабили
затора давления 5—
пружина 6— управ
ляющее устройство 7—
мембрана 8— соедини
тельная трубка 9— уп
лотняющая пружина
10— сбросной клапан
//—мембрана 12—
регулировочное устрой
ство 13— задающая
пружина 14— седло,
/5— клапан, 16— двух
мембранный блок 17—
отверстие, 18— непод
вижный клапан с мяг-
мягким уплотнением ис-
исполнительного меха
низма, 19— трубчатое
подвижное седло 20-^-
мембрана 21—диск
крепления мембраны
22— пружина исполни
тельного механизма
из трех элементов прямоточного ис-
исполнительного устройства /, стабили-
стабилизатора перепада давления 2 и управ-
управляющего устройства 6 Применение
прямоточного дроссельного устрой-
устройства исключает двойной поворот по-
потока под углами в 90°, который имеет
место у обычных затворов, и тем са-
148
мым улучшает условия обтекания за-
затвора и снижает вибрацию подвижных
элементов Исполнительное устройство
состоит из мембранно-пружинного
привода B0, 22), трубчатого подвиж-
подвижного седла 19, уплотненного в корпусе,
в жестком центре которого заделана
мембрана 20. Клапан 18 укреплен не-
подвижно во второй половине корпуса
с помощью ребер. В камеру К
исполнительного механизма подается
регулируемое давление ?<?, а в камеру
И управляющее давление рупр. Ввиду
малого хода трубчатого седла стати-
статическая ошибка регулятора весьма
незначительна.
Стабилизатор перепада давления
по существу, является редуктором, ко-
который снижает начальное давление
Pi до р'\ и перепад давлений р'\—р2
поддерживает постоянным. Стабили-
Стабилизатор имеет подвижное седло 4
и плоский затвор 3. Подвижное
седло уплотнено в кожухе стабилиза-
стабилизатора и его равновесие определяется
балансом сил пружины 5, усилием
от давления р2, действующего слева,
и усилием р'\, действующего справа.
Усилие пружины определяет разность
давлений р'\—pi. При разбалансе сил
седло 4 соответственно перемещается
и баланс восстанавливается. Давление
?'\ из стабилизатора по соединитель-
соединительной трубке 8 поступает в управля-
управляющее устройство. Оно состоит из бло-
блока 16 с двумя мембранами 7 и //.
Мембраны изолируют блок от внешней
среды и позволяют ему перемещаться
вдоль своей оси. Внутри блока 16
размещен клапан двойного действия.
Сверху его расположен клапан 15,
который садится на входное седло 14.
Снизу имеется сбросной клапан 10,
который с помощью пружины 9 плот-
плотно сидит на седле.
Управляющее давление рупр форми-
формируется следующим образом. Газ из
стабилизатора перепада давления 2
через линию 8 поступает к седлу 14
управляющего устройства, проходит
через него и далее через отверстие
17 в камеру Д и управляющую
камеру И исполнительного устройства
/. При проходе через седло 4
стабилизатора давление снижается до
р'\, а при проходе через седло
14 управляющего устройства—до рупр.
Давление р2 задает пружина 13.
Когда давление /?2 соответствует за-
заданному значению, тогда блок управ-
управляющего устройства занимает верх-
верхнее положение и клапан 15 садится
на седло 14. Давление рг при этом
сохраняется неизменным, так как ко-
количество газа (при давлении р2)
заполняет замкнутый объем, состоя-
состоящий из камер: Г, Д, И. Седло 4
под действием давления pi ,закрывает-
,закрывается, что предотвращает поступление
газа с давлением р\ в управляющее
устройство. При изменении нагрузки
степень открытия клапана исполни-
исполнительного устройства соответственно
изменяется и стабилизируется в новом
положении. Если потребление газа
сократится; тогда давление р2 будет
расти. Нарушится баланс сил, дей-
действующих на блок регулирующего
устройства (усилие пружины 13
уравновешивается усилием от давле-
давления газа в камере E). Блок пере-
переместится вверх, откроется дроссель-
дроссельный сбросной клапан 10 и избыток
газа будет сброшен в трубопровод
после регулятора. Клапан исполни-
исполнительного механизма прикроется соот-
соответственно новому расходу и равнове-
равновесие восстановится. При падении дав-
давления /?2 блок опустится, клапан 5
приоткроется, вырастет давление рупр
и увеличится поток газа. После пере-
переходного" периода равновесие восстано-
восстановится.
Регуляторы РДУ выпускают трех
типоразмеров: Dy=50; 80 и 100 мм.
Максимальное давление 6,4 МПа. Вы-
Выходное давление 0,25...1,6 МПа. Зона
нечувствительности регулирования от
верхнего предела настройки 2,5%. При
входном давлении 5,5 МПа в зависи-
зависимости от диаметра регулятора про-
пропускная способность изменяется от
50 000 до 200 000 м3/ч.
На действующих ГРС установлены
и другие регуляторы непрямого дей-
действия. Например, типа РД в комплек-
комплекте с регулирующим клапаном или
регуляторы с изодромным устройст-
устройством. У последних регуляторов имеется
упругая обратная связь, которая в на-
начале переходного процесса создает
неравномерность и обеспечивает ус-
устойчивый переходный процесс, но к
концу этого процесса неравномерность
снимается. Этот регулятор поддержи-
поддерживает постоянное давление.
149
7.4. Расчет
пропускной способности
регуляторов давления
Поток газа при движении через
дроссельный орган преодолевает гид-
гидравлические сопротивления, в резуль-
результате чего уменьшается его статичес-
статическое давление. Потери давления воз-
возникают в результате трения, неодно-
неоднократного изменения направления дви-
движения и вследствие сужения потока
при проходе через седло клапана. При
небольшом перепаде давления на кла-
клапане изменением плотности газа мож-
можно пренебречь и рассматривать его как
несжимаемую жидкость. В этом случае
перепад давлений полностью опреде-
определяется гидравлическим сопротивле-
сопротивлением дроссельного органа, а коэффи-
коэффициент гидравлического сопротивления
открытого клапана данной конструк-
конструкции при турбулентном режиме явля-
является величиной постоянной. Если пере-
перепад давления значительный, то следу-.
ет учитывать изменение плотности га-
газа. С уменьшением давления объем
газа будет увеличиваться и на его
проталкивание необходимо затрачи-
затрачивать дополнительную энергию. С из-
изменением давления изменится также
температура газа, что приведет к теп-
теплообмену между потоком газа и огра-
ограничивающими его стенками. Таким
образом, движение газа через дрос-
дроссельный орган представляет весьма
сложный физический процесс, и при
расчете пропускной способности кла-
клапанов приходится исходить из упро-
упрощенной физической модели.
Обычно при расчете пропускной
способности регулирующего клапана
проводят аналогию между движением
газа через него и истечением из
отверстия. Эта аналогия весьма приб-
приближенная по следующим причинам.
Во-первых, многие клапаны выпус-
выпускают с площадью прохода в седле,
пяиной площади присоединительного
патрубка. Во-вторых, при истечении
из отверстия газ попадает в неогра-
неограниченный объем, а при движении через
регулирующий дроссельный орган —
в трубопровод. В связи с этим в ре-
150
зультате стабилизации потока давле-
давление в трубопроводе возрастет. На-
Наконец, несмотря на то, что основной
перепад давления, а следовательно,
и основное гидравлическое сопротив-
сопротивление регулятора приходится на регу-
регулирующий орган, определенная часть
давления теряется в корпусе и при
полностью открытом клапане может
составлять значительную долю общего
перепада давления.
Указанные отклонения действи-
действительного движения газа через дрос-
дроссельный орган от истечения из от-
отверстия компенсируются эксперимен-
экспериментальным коэффициентом, вводимым в
расчетную зависимость. В этом случае
точность расчета будет зависеть от
того, насколько удачно выбран метод
корректировки расчета, основанный на
эксперименте. Вместе с тем расчет
регулирующего клапана по формуле
истечения позволяет исходя из теоре-
теоретических соображений приближенно
определить коэффициент, учитыва-
учитывающий расширение газа.
При малых перепадах давления на
регуляторах пренебрегают сжимае-
сжимаемостью газа. Если ??/??^0,08, то
ошибка не будет превышать 2,5%. При
??/??>0,08, следует учитывать сжи-
сжимаемость газа (где Ap — перепад
давления на регуляторе, а р\ — давле-
давление газа до регулятора). Определим
пропускную способность регулятора с
помощью коэффициента гидравличес-
гидравлического сопротивления по известной фор-
формуле
W2
?? = ?=—2~-р,
где W—скорость движения газа в присое-
присоединительном патрубке, ? — плотность газа.
Выражая скорость через расход
и решая относительно него уравнение,
получим
?/?
2??
G.1)
где Fy — площадь сечения присоединительных
патрубков регулирующего органа (или площадь
условного прохода), к которой отнесены все
потери как в клапане, так и в корпусе,
? — коэффициент гидравлического сопро-
тивления регулирующего органа, отнесенный к
площади условного прохода.
Если принять размерности вели-
величин, обычно используемые при расчете
пропускной способности регулято-
регуляторов (т. е. Q, м3/ч, Fy см2, Ap, МПа, р,
кг/м ), получим следующую рабочую
формулу [формула G.1) записана в
единицах измерения систем СИ]:
P
G.2)
При расчете регулирующих кла-
клапанов часто используют понятие коэф-
коэффициента пропускной способности
Kv, понимая под ним количество
воды в м3, при ?= 1000 кг/м3, которое
проходит за 1 ч через клапан при
перепаде давления на нем 0,0981 МПа.
Если в формулу G.2) подставить эти
значения, то получим соотношение
Q = Kv = 5,04Fy/^. G.3)
Коэффициент пропускной способ-
способности регулирующего дроссельного
органа учитывает его проходное сече-
сечение и коэффициент местного сопро-
сопротивления. Таким образом, зная для
регулятора давления или регулирую-
регулирующего клапана величину K0, можно по
формуле G.3) определить значение ?,
и, наоборот, зная коэффициент мест-
местного сопротивления, можно рассчи-
рассчитать значение ??·
Коэффициет местного сопротивле-
сопротивления зависит от отношения площади
прохода в седле клапана к площади
присоединительного патрубка, от кон-
конструкции регулирующего клапана и
корпуса, а при малых расходах —
и от числа Re. Для регуляторов с
односедельными клапанами отноше-
отношение площадей принимают
//Fy=(d/DyJ=0,02...0,5,
где / и d — площадь и диаметр проходного
сечения седла клапана; Fy и Dy — площадь
и диаметр условного прохода.
Для регулятора с двухседельными
клапанами отношение f/Fy примерно
0,7...2 (где / — сумма площадей
проходных сечений обоих седел клапа-
клапана). Часто коэффициент сопротивле-
сопротивления ?0 относят к проходному сечению
седла клапана /. Он связан с коэффи-
коэффициентом ? соотношением, полученным
из уравнения G.1);
или ?/?€ =
=(Fl/fJ=(Dy/dL.
G 4)
Для большинства распространен-
распространенных конструкций регуляторов, приме-
применяемых на ГРП, коэффициент сопро-
сопротивления открытых клапанов ?0 ко-
колеблется в пределах ?? = 2...7.
Если все потери в регуляторе учи-
учитывать коэффициентом расхода, отне-
отнесенным к проходному сечению седла,
тогда будет иметь место следующее
соотношение;
отсюда
2Ap
?=1
2??
G.5)
Если на клапане срабатывается
большой перепад давления (Ap/pt>
>0,08) и входное давление высокое,
то при расчете пропускной способнос-
способности дроссельных органов необходимо
учитывать изменение плотности газа
и отклонения от законов идеального
газа. В этом случае используют
приближенную модель дросселирова-
дросселирования, рассматривая движение газа
через клапан как истечение из отверс-
отверстия, и расход определяют из выраже-
выражения
Qo=W7(P2/po),
G.6)
где Qo — объемный расход газа при нормаль-
нормальных условиях, W— скорость истечения; р2
и ро — соответственно плотности газа при
условиях истечения газа после отверстия и
при нормальных условиях.
Скорость истечения определяют по
известному уравнению
G.7)
где индексы / соответствуют условиям до
истечения, т. е до регулятора
Подставим формулу G.7) в G.6), и произ-
произведем преобразования с учетом формул G.4)
и G 5):
151
ния, преобразуем уравнение расхода
0,7
О 0,1 0,2 ?? Ofi 0,5ApZp1
Рис. 7.15. Значения
коэффициента ? в зави-
зависимости от рг/р\ и
??/??
k—показатель адиа-
адиабаты
Считая движение газа адиабатным
(еще одно допущение), заменим отно-
отношение плотностей отношением давле-
давлений
Кроме того, используем уравнение
состояния
=г RT — — — —-L
P~ZQ ' Po ~ Po ' ?? ~\"
где 20= I
Учитывая приведенные соотноше-
152
???|2?
X
*+?
/Pi) -(Рг/??)
1 -(P2/Pi)
Если в приведенное уравнение под-
подставить значения ро= 101 300 Па,
Го=273 К, а также применить форму-
формулу G.3), где Fy (см2), то получим
расчетную зависимость
P1Ap
Po7V '
где ? определено соотношением
G.8)
? k-
k+l
G 9)
Коэффициент ? учитывает измене-
изменение плотности газа при движении
через дроссельный орган. Если при-
принять размерности Q в м3/ч, а р\ и
??, в МПа, то получим следующую
формулу для расчета пропускной спо/·
собности регулятора:
?? ?
Po7Vi
G.10)
При расчете пропускной способ-
способности регулятора по уравнению G.10),
считая величину K0 постоянной, не-
неточность исходной модели должна
быть компенсирована коэффициентом
?. Поэтому в расчетах целесообразно
использовать не теоретическую зави-
зависимость G.9), а экспериментальную,
т. е.
'AJ ?=1-0,46(??/?,). G.11)
Уравнение G.11) получено при ис-
испытаниях регулирующих клапанов на
сжатом воздухе, поэтому при ис-
использовании этого уравнения для
других газов его следует корректи-
корректировать. Это с некоторым приближе-
приближением можно сделать, пересчитав зна-
значение ?, определяемого по формуле
G.11), на другой показатель адиабаты
путем умножения на поправочный
коэффициент
? = ??33/???3. G.12)
Значения егаз и ??03 определяют
по формуле G.9) при показателях
адиабаты для воздуха (k—1,4) и для
газа. На рис. 7.15 приведены пересчи-
пересчитанные значения коэффициента ?
для газов с различными значениями
k. Величиной ?, определенной по
рис. 7.15, следует пользоваться при
расчете пропускной способности ре-
регулятора давления или регулирующего
клапана.
При критическом или большем
перепаде давлений (т. е. когда со-
соблюдается неравенство)
??)?? G.13)
пропускную способность регулятора
определяют по формуле G.10) при
подстановке в нее критического отно-
отношения давления. Это объясняется тем,
что сверхзвуковая скорость при дви-
движении газа через дроссельный орган
получена быть не может. Коэффициент
? определяют также при (рг/рОкр
по рис. 7.15. Расчетная зависимость
будет иметь следующий вид:
0=526O *
(??/??)??
G 14)
где
• (??/?,)??=1-(?2/??)??.
Как показали эксперименты, для
клапанов, работающих на воздухе,
критическое отношение давления
(p2/pi)Kp=0,48. Теоретическое зна-
значение (p2/pi) кр=0,528. Рассматривая
отношение 0,48/0,528=0,91 как по-
поправку к формуле для расчета
(рг/рОкр, получаем следующее урав-
уравнение, по* которому можно рассчи-
рассчитать критическое отношение давлений
для газа любого состава:
G 15)
Для природного газа (&=1,3)
критическое отношение давлений рав-
равно: (p2/pi)Kp=0,5.
Дроссельные органы регуляторов
давления рассчитывают, исходя из
максимальной производительности и
минимально возможного перепада
давлений. Такое сочетание производи-
производительности и давления возможно, но
оно в то же время самое невыгодное.
Проходное сечение затвора регулято-
регулятора рекомендуется выбирать так, чтобы
максимальная производительность
была обеспечена при перемещении за-
затвора не более чем на 0,9 полного хода.
Для этого дроссельный орган регуля-
регулятора нужно рассчитывать на произво-
производительность, которая превышает мак-
максимальную на 15...20%. Таким обра-
образом, регулятор следует подбирать на
расчетную пропускную способность
Qp=(l, 15-l,2)QMaKC,
где QMaKC — максимальная пропускная способ-
способность
При определении расчетного пере-
перепада давлений следует учитывать
потери энергии на трение в трубо-
трубопроводах газорегуляторного пункта на
запорной и предохранительной арма-
арматуре, в фильтре и устройствах,
измеряющих расход газа. Расчетный
перепад определяют по выражению
Ap =рГн — р2 — ?????,
где рРн — минимальное давление газа перед
регуляторной станцией; р2 — регулируемое дав-
давление газа после регулятора, ????? — суммар-
суммарные потери давления в газорегуляторной
станции, исключая потери в регуляторе давле-
давления
В табл. 7.1 приведены значения
коэффициента Kv для расчета пропуск-
пропускной способности основных типов ре-
регуляторов.
Если известна пропускная способ-
способность регулятора при работе на газе
определенного состава и при извест-
известных начальном и конечном давле-
давлениях (табличные данные), то можно
определить его производительность
при использовании другого газа и
работе на другом режиме.
Преобразовав предыдущее уравне-
уравнение, можно получить следующую фор-
формулу пересчета:
153
Таблица 7.1 Коэффициент пропускной
способности регуляторов
Тип регулятора
РД-20-5
РД-25-5
РД-25-6,5
РД-32-5
РД-32-6,5
РД-32-9,5
РД-50-13
РД-50-19
РД-50-25
РД-32М-10
РД-32М-6
РД-32М-4
РД-50М-25
Коэф
фици
ент,
K0
0,52
0,52
0,9
0,52
0,9
1,9
3,7
7,9
13,7
1,4
0,8
0,52
Тип регулятора
РД-50М-20
РД-50М-15
РД-50М-11
РД 50М-8
РДУК-2-50/35
РДУК 2-100/50
РДУК-2-100/70
РДУК 2-200/105
РДУК-2-200/140
РД-50-64
РД-80-64
РД 100-64
РД-150-64
РД-200-64
РДУ-50
РДУ-80
РДУ-100
Ко
эф
фици
ент,
Kv
9
5,8
3,3
IJ
27
38
108
200
300
22
66
ПО
314
424
50
100
200
Ap ?,
Po
Po
G 16)
Коэффициент Л изменяется мало
и приближенно его можно считать
постоянным, тогда формула пересчета
примет вид
G.17)
Здесь параметры с индексом T
относятся к табличным данным.
Если при новых условиях работы
перепад давления на регуляторе бу-
будет равен или больше критического,
т. е. p2/pi<(p2/pi)KP, то в формуле
G.17) отношения Ap/pi нр2/р\ нужно
заменить критическими отношениями.
Если принять (?2/??)??=0,5, то
формула пересчета будет иметь вид
Q = 0,5Qp
G 18)
Глава 8
Газорегуляторные станции
8.1. Размещение
газорегуляторных пунктов
и установок
Газорегуляторные пункты (ГРП)
сооружают на территории городов, на-
населенных пунктов, промышленных и
коммунальных предприятий, а газоре-
газорегуляторные установки (ГРУ) разме-
размещают внутри газифицируемых зданий.
Комбинированные регуляторы давле-
давления, имеющие встроенные предохрани-
предохранительные устройства, размещают на
вводе в газифицируемые здания или на
несгораемых опорах. В зависимости
от величины давления газа на вводе
в ГРП и ГРУ последние разделяют
на ГРП и ГРУ среднего давления
154
с давлением газа до 0,3 МПа и
ГРП и ГРУ высокого давления с
давлением газа более 0,3 до 1,2 МПа
избыточных. ГРП могут быть сете-
сетевыми, питающими городскую распре-
распределительную сеть низкого и среднего
давлений, и объектовыми, подающи-
подающими газ необходимого давления про-
промышленным и коммунально-бытовым
потребителям. ГРП следует разме-
размещать в отдельно стоящих зданиях
или в шкафах. Газорегуляторные
пункты коммунальных предприятий и
отдельно стоящих отопительных ко-
котельных с давлением до 0,6 МПа
разрешается размещать в пристрой-
пристройках к зданиям, в которых располо-
расположены газовые установки. На промыш-
промышленных предприятиях допускают раз-
Таблица 8 1. Минимальные расстояния от отдельно стоящих ГРП до зданий и сооружений
Объект
Расстояние по горизонтали в
:вету при разном давлении газ,
на вводе в ГРП, м
до 0,6 МПа 0,6 1,2 МПа
Объект
Расстояние по горизонтали
в свету при разном давлении
газа на вводе в I РП, м
до 0,6 МПа
0,6 1,2 МПа
До зданий и сооружений
До железнодорожных и
трамвайных путей (до
ближайшего рельса)
10
10
15
15
мещение ГРП с давлением до 0,6 МПа
в пристройках к огнестойким зда-
зданиям. ГРП с давлением более 0,6 до
1,2 МПа можно размещать в при-
пристройках к цехам, в которых исполь-
используют газ с давлением более 0,6 МПа.
Отдельно стоящие ГРП располагают
в садах, скверах, внутри жилых квар-
кварталов, во дворах, на территории про-
промышленных и коммунальных пред-
предприятий на расстояниях от зданий и
сооружений, не менее указанных в
табл. 8.1.
На территории промышленного
предприятия ГРП можно располагать
на открытых площадках под навесом,
если климатические условия допус-
допускают нормальную работу оборудова-
оборудования. Можно также выносить из зда-
здания на площадку только часть обору-
оборудования ГРП (задвижки, фильтры
и др.). Оборудование, располагаемое
открыто, должно иметь ограждения.
Минимальные расстояния от ГРП
открытого типа до зданий и соору-
сооружений приведены в табл. 8.1. Можно
располагать ГРП на несгораемых по-
покрытиях промышленных зданий, в
которых находятся газоиспользую-'
щие агрегаты. Не разрешается уста-
устанавливать ГРП и ГРУ в подвальных
и полуподвальных помещениях и в
колодцах.
ГРП, располагаемые в шкафах,
устанавливают на отдельных несго-
несгораемых опорах с разрывами, указан-
указанными в табл. 8.1. Шкафные ГРП
промышленных и коммунальных пред-
предприятий с давлением газа до 0,6 МПа
можно крепить к огнестойким стенам
газифицируемых зданий, а шкаф-
шкафные ГРП коммунально-бытовых пред-
Цо автодороги
(до обочины)
Цо воздушной ли-
линии электропере-
электропередачи
Не менее
1,5 высоты
опоры
приятии и жилых зданий можно кре-
крепить к огнестойким стенам только при
давлении газа до 0,3 МПа. Шкафы
следует располагать на высоте, удоб-
удобной для обслуживания и ремонта.
Расстояние от шкафа до окна или две-
двери должно быть не менее 3 м при
условии, что давление газа не более
0,3 МПа. Расстояние по вертикали
от шкафа до оконных проемов долж-
должно быть не менее 5 м.
ГРУ промышленных и коммуналь-
коммунальных предприятий и отопительных
котельных располагают непосредст-
непосредственно в помещениях цеха и котель-
котельных, в которых находятся газоис-
пользующие агрегаты, или в смежных
помещениях, соединенных с ними от-
открытыми дверными проемами, ? по-
последнем случае смежные помещения
должны быть обеспечены не менее
чем трехкратным воздухообменом. От
этих ГРУ не разрешается подавать
газ потребителям, расположенным
в других зданиях. Максимальное
давление газа на входе в ГРУ должно
быть не более 0,6 МПа. Запрещается
размещать ГРУ в жилых и обществен-
общественных зданиях.
ГРП следует располагать в свет-
светлых и несгораемых одноэтажных
помещениях с покрытиями, легко
сбрасываемыми при действии взрыв-
взрывной волны с массой на 1 м2 не более
120 кг. В случае применения трудно-
сбрасываемых покрытий общая пло-
площадь оконных, дверных проемов и све-
световых фонарей принимается не менее
500 см на 1 м3 внутреннего объема
помещения. Двери помещений должны
открываться наружу. Если ГРП рас-
располагают в пристройке, то ее отде-
155
ляют от здания глухой стеной. При-
Пристройка должна иметь самостоятель-
самостоятельный вход.
Вопрос об отоплении ГРП решают
в зависимости от климатических ус-
условий, влажности газа и конструкции
применяемого оборудования. В отап-
отапливаемых помещениях ГРП темпера-
температуру воздуха следует поддерживать
не менее 5 0C. Отопление может быть
водяным, паровым или от индивиду-
индивидуальной отопительной установки, кото-
которую отделяют от рабочего по-
помещения ГРП глухой стеной. В от-
отдельных случаях для отопления можно
применять печи, заключенные в герме-
герметичный металлических кожух. Печи
следует топить снаружи или из части
здания, не сообщающейся с рабочим
помещением ГРП. Здание ГРП обо-
оборудуют естественной вентиляцией,
обеспечивающей трехкратный возду-
воздухообмен. Вытяжку осуществляют с по-
помощью дефлектора, а приточный воз-
воздух поступает через жалюзийную ре-
решетку. Помещение ГРП должно
иметь естественное освещение. Элек-
Электрическое освещение ГРП может
быть внутренним во взрывобезопасном
исполнении или наружным в обычном
исполнении (кососвет). Если расстоя-
расстояние от ГРП до ближайшего здания
больше высоты этого здания, то
ГРП оборудуют молниеотводами.
Газорегуляторные установки раз-
размещают на вводе газопровода в по-
помещение на несгораемой стене, в мес-
местах с хорошим освещением. Оборудо-
Оборудование ГРУ должно быть защищено от
механических повреждений и воздей-
воздействия сотрясений и вибраций. При
установке оборудования на высоте
более 2 м следует устраивать площад-
площадки с лестницами, огражденными пери-
перилами. Помещение, в котором распо-
расположена ГРУ, должно быть оборудова-
оборудовано постоянно действующей приточно-
вытяжной вентиляцией. При разме-
размещении ГРП в шкафу его следует
изготовлять из несгораемых материа-
материалов, а в нижней и верхней частях
устраивать отверстия для вентиляции.
На вводе газопровода в ГРП и на
выводах из него должны быть уста-
установлены отключающие устройства на
расстоянии не менее 5 и не более 100 м.
При газоснабжении предприятий от
индивидуальных ГРП отключающие
устройства на выходных газопроводах
можно не устанавливать
Комбинированные регуляторы,
предназначенные для жилых домов и
общественных зданий, устанавливают
на несгораемых опорах или на стенах
газифицируемых зданий. Входное дав-
давление в регуляторах, устанавливае-
устанавливаемых на стенах зданий, должно быть
не более 0,3 МПа. Входное давление в
комбинированных регуляторах, уста-
устанавливаемых на стенах промышлен-
промышленных зданий, допускается до 0,6 МПа.
Комбинированные регуляторы давле-
давления устанавливают на горизонталь-
горизонтальных газопроводах на высоте не более
2,2 м. При установке на стенах зда-
зданий СНиП регламентирует расстоя-
расстояния до оконных, дверных и других
проемов.
8. 2. Газорегуляторные
пункты
Оборудование сетевых газорегуля-
торных пунктов состоит из следующих
основных узлов и элементов: узла
регулирования давления газа с предо-
предохранительно-запорным клапаном и об-
обводным газопроводом (байпасом),
предохранительного сбросного клапа-
клапана, комплекта контрольно-измеритель-
контрольно-измерительных приборов, продувочных линий.
Схема ГРП с регулятором давления
РДУК-2, разработанная Мосгазпроек-
том, показана на рис. 8.1 (РДУК-2^
100).
Газ высокого или среднего давле-
давления входит в ГРП и поступает в узел*
регулирования, в котором оборудова-
оборудование по ходу движения газа распола-
располагают в такой последовательности; от-
отключающее устройство; фильтр для
очистки газа от механических приме-
примесей и пыли; предохранительный запор-
запорный клапан для отключения подачи га-
газа потребителям при недопустимом по-
повышении или понижении давления по-
после регулятора; регулятор давления
156
#1ЛЛ
..'.•fry Ti I U 1
г/У/ Выход газа
/X Рбш = 2 *па -овмпа
W ч>4
для снижения давления газа и поддер-
поддержания его постоянным после себя; от-
отключающее устройство. В качестве от-
отключающих устройств при диаметрах
до 100 мм используют пробковые
краны со смазкой (KCP), при боль-
больших диаметрах — клиновые стальные
задвижки (ЗКЛ2).
Для очистки газа на ГРП уста-
устанавливают волосяные или сетчатые
фильтры. На рис. 8.2 показан воло-
волосяной фильтр, разработанный Мос-
газпроектом, для установки перед
регуляторами РДУК-2 (?>у=50, 100 и
200 мм). Корпус 4 фильтра стальной
сварной. Твердые частицы, вносимые
потоком газа в фильтр, ударяются об
отбойный лист / и накапливаются
в нижней части фильтра, из которой
их периодически удаляют через люк 5.
Оставшиеся в газе мелкие частицы и
пыль задерживаются в кассете 2.
Фильтрующий материал (конский во-
Рис. 8.1. Схема сетево-
сетевого газорегуляторного
пункта
/— регулятор давления
РДУК 2 100, 2 — пре
дохранительный клапан
ПКН 100 (ПК.В-100),
3— фильтр сварной во
лосяной Dy=IQQ, Pp=
= 1,2 МПа, 4- сброс
ноеустройство, 5—бай-
5—байпас, 6— труба для от
бора импульса давле-
давления
лос или капроновая нить) находится
между двумя металлическими сетка-
сетками. Для очистки и промывки кассеты
ее вынимают из корпуса сверху, пред-
предварительно сняв крышку 3. Фильтры
выпускают двух модификаций с макси-
максимальным давлением до 0,6 и до
1,2 МПа. Перепад давления на кассете
фильтра не должен превышать
10 000 Па. В условиях эксплуатации
этот перепад обычно не превосхо-
превосходит 3000...5000 Па. При большем
перепаде давления фильтр вынимают
и очищают. Перепад давления контро-
контролируют дифманометром. На схеме
(см, рис. 8.1) предусмотрена установ-
157
Рис. 8.2. Волосяной щим материалом, 3—
фильтр крышка, 4 — корпус,
1— отбойный лист, 2— 5—люк
кассета с фильтрую
ка сильфонного показывающего диф-
манометра ДСП-780Н.
При перепаде давления на фильт-
фильтре 5000 Па, избыточном давлении
перед ним 0,6 МПа и плотности
газа 0,73 кг/м3 пропускная способ-
способность фильтров соответственно состав-
составляет, при нормальных условиях, м3/ч:
для D=50—6000, D=IOO-14750, для
Z)=200—38600. Если фильтр исполь-
используют в условиях, отличных от указан-
указанных, тогда его пропускную способ-
способность определяют по формуле пере-
пересчета G.17).
Выходное давление из ГРП конт-
контролируют предохранительным запор-
запорным клапаном (ПЗК) и предохрани-
предохранительным сбросным клапаном (ПСК).
ПЗК контролирует верхний и ниж-
нижний предел, ПСК — только верхний.
ПСК настраивают на меньшее давле-
давление, чем ПЗК, поэтому он срабаты-
срабатывает первым. Сброс газа в атмосферу
158
следует осуществлять в том случае,
если регулятор давления работает
нормально, но при закрытии клапан
не обеспечивает герметичности отклю-
отключения (вследствие засорения клапа-
клапана, износа и пр.). Если протечка
через неплотно закрытый клапан будет
превосходить потребление газа, то
выходное давление будет расти. Для
предотвращения роста давления избы-
избыток газа необходимо сбросить в ат-
атмосферу. Такие ситуации обычно бы-
бывают кратковременными (в ночное
время), а количество сбрасываемого
газа незначительным. Срабатывание
клапана ПСК при указанных обстоя-
обстоятельствах предотвращает закрытие
предохранительного клапана и нару-
нарушение нормального газоснабжения по-
потребителей.
Если же отказал регулятор дав-
давления, клапан ПСК сработал, а дав-
давление в сетях продолжает расти,
то такая ситуация является аварий-
аварийной. В этом случае срабатывает кла-
клапан ПЗК, который перекроет газо-
газопровод перед регулятором и пре-
прекратит подачу газа потребителям.
Клапан ПЗК сработает также при
недопустимом снижении давления га-
газа, которое может произойти при
аварии на газопроводе. По устране-
устранении причин отключения газа его по-
подача потребителям автоматически не
возобновляется. Вновь пустить газ мо-
может только обслуживающий персо-
персонал, что предотвращает аварии и не-
несчастные случаи при пуске газа.
Клапан ПСК настраивают на дав-
давление, превышающее регулируемое на
10%. При низком выходном давлении
разность между давлениями настрой-
настройки клапана и регулируемым давлением
должна быть не менее 500 Па.
Расчетную величину сброса газа через
клапан ПСК при наличии в ГРП
клапана ПЗК или при установке
после ГРП у потребителей дополни-
дополнительных регулирующих устройств при-
принимают в 10% пропускной способ-
способности наибольшего из клапанов регу-
регуляторов системы регулирования в
ГРП. В иных случаях величину
сброса газа принимают не менее
пропускной способности наибольше-
наибольшего из клапанов регуляторов ГРП
за вычетом минимального потребле-
потребления газа.
Пропускную способность системы
сброса газа следует проверять рас-
расчетом, считая, что давление сраба-
срабатывания рСр клапана ПСК полностью
расходуется на гидравлические поте-
потери в сбросных трубопроводах ????
и на клапане ПСК ????, ?. е.
Потери давления на клапане ПСК
рассчитывают по формулам потерь
давления на клапанах регуляторов
давлений. Верхний предел настройки
клапана ПЗК принимают на 20%
выше регулируемого давления после
ГРП. За нижний предел принимают
минимально допустимое давление газа
в сетях.
Импульсы для клапанов ПЗК, ПСК
и регулятора давления следует от-
отбирать из газопровода после ГРП в
месте, где поток газа стабилизиро-
стабилизировался. На схеме (рис. 8.1) предусмот-
предусмотрен специальный трубопровод, кото-
который с одной стороны присоединен
к газопроводу после ГРП в конце
прямого участка длиной в пять
диаметров, а с другой стороны к нему
подведены импульсные трубки. К это-
этому газопроводу присоединен и
клапан ПСК.
На рис. 8.3 показаны предохра-
предохранительно-запорные клапаны типа
ПКН и ПКВ (для низкого и высокого
давлений), разработанные Мосгазпро-
ектом. Клапаны выпускают диаметра-
диаметрами, соответственно равными 50, 100 и
200 мм. Максимальное давление
1,2 МПа. Пределы давления, на кото-
которые могут быть настроены клапаны,
приведены в табл 8.2.
Принцип работы клапана ПК сле-
следующий. В открытом состоянии
клапан 6 поддерживает внутренняя
вилка 3, которая установлена на
общей оси 18 с подъемным рычагом
8. Подъемный рычаг в верхнем поло-
положении удерживает курок коленчатого
рычажного предохранителя 4, ось ко-
которого закреплена в корпусе прибора.
Ударник // поддерживается в верти-
вертикальном положении в результате за-
зацепления выступа ударника с защел-
защелкой 16 коромысла. Противоположный
конец коромысла сопряжен с пазом
мембранного штока W. Импульс
контролируемого давления подводят
в подмембранную зону. При выходе
контролируемого давления за нижний
предел усилие от грузов 13, передава-
передаваемое на шток мембраны, окажется
больше усилия, развиваемого мембра-
мембраной, в результате чего шток опусти г-
ся, защелка 16 коромысла отклонится
вверх и ударник // упадет на ры-
рычажный предохранитель 4. Это вызо-
вызовет расцепление предохранительного
и подъемного рычагов и клапан за-
закроется. Нижний предел настройки
клапана ПК устанавливают путем
подбора веса дисковых грузов.
Верхний предел настройки уста-
устанавливают путем сжатия пружины 15
регулировочной гайкой 14. При откры-
открытом клапане пружина упирается через
опорную шайбу 12 в выступ крышки
мембранной коробки. До тех пор,
пока усилие, развиваемое мембраной,
159
Ш". О
Рис. 8.3. Предохрани-
Предохранительно-запорные кла-
клапаны ПКН и ПКВ
/— направляющая, 2—
фиксатор, 3— вилка
4— предохранитель, 5—
седло, 6 ~ клапан, 7—
шток, 8— подъемный
рычаг, 9— мембрана,
10— шток, //— удар
ник, 12 — опорная шай-
шайба, 13- груз, 14— гай
ка, 15— пружина, 16—
защелка, 17— сальник,
18— ось рычага
не превзойдет усилия пружины, мемб-
мембрана будет оставаться неподвижной.
Когда в результате выхода контро-
контролируемого давления за верхний предел
мембрана разовьет усилие, пружина
будет сжата, защелка коромысла
опустится вниз и падение ударника
приведет к срабатыванию клапана.
Закрытый клапан 6 прижимается к
седлу под действием собственного веса
и веса груза, сосредоточенного на
конце подъемного рычага 8. Кроме
160
того, давление газа дополнительно
прижимает его к седлу. При высоком
давлении это существенно затрудняет
открывание клапана. Для выравнива-
выравнивания давления газа с двух сторон
клапана при его открывании в конст-
конструкции запорного клапана предусмот-
предусмотрен специальный перепускной клапан.
При закрытом клапане отверстие пере-
перепускного клапана закрывает нижний
конец штока 7. При открывании ос-
Таблица 82 Предельные давления
настройки клапанов ПКН и ПКВ
Контролируемый
предел
Нижний
Верхний
Для ПКН Па
300 3000
1000 60000
Для ПКВ МПа
0,003 0,03
0,03 0,72
новного клапана шток откроет пере-
перепускной клапан, в результате чего
давление в полостях корпуса быстро
выравнится, обеспечив легкий подъем
клапана.
Предохранительный сбросной кла-
клапан ПСК мембранно-пружинного ти-1
па показан на рис. 8.4. Такие клапа-
клапаны выпускают диаметрами 25 и 50 мм
Их можно настраивать на избыточное
давление 0,001...0,125 МПа Диапазон
настройки контролируемого давления
изменяют подбором пружины требуе-
требуемой жесткости и изменением актив-
активной поверхности мембраны (изменяя
размеры Л и В, см рис. 8.4). В преде-
пределах каждого диапазона A000...
...5000 Па, 0,02...0,05 и 0,05...
...0,125 МПа) величину контролируе-
контролируемого давления устанавливают путем
изменения степени сжатия пружины 2.
На мембрану 3 действует контроли-
контролируемое давление Когда это давление
превзойдет давление настройки клапа-
клапана ПСК, то усилие мембраны станет
больше усилия пружины и сожмет
ее, клапан откроется и избыток газа
будет сброшен в атмосферу.
Для контроля конечного, среднего
и высокого давления применяют пре-
предохранительные пружинные клапаны
ППК-4-50-16. Контролируемое давле-
давление в них подают непосредственно
под золотник, который к седлу клапа-
клапана прижимается пружиной Если сила
давления на золотник окажется боль-
больше усилия пружины, то клапан от-
откроется и сбросит газ. Клапаны ППК-
4-50-16 настраивают на давление от
0,05 до 2,2 МПа (изб.)
Для бесперебойного снабжения
потребителей газом при выходе из
строя регулятора давления, замене,
ремонте или осмотре оборудования
узла регулирования предусматривают
обводной газопровод (байпас). В
указанных случаях регулирующую
линию отключают, а газ подают по
байпасу с ручным регулированием
давления. Диаметр обводной линии
должен обеспечить максимальный
пропуск газа при минимальном вход-
входном давлении и нормальном выходном.
У ГРП (показанного на рис. 8.1) диа-
Рис 8.4. Предохрани-
Предохранительно-сбросной кла-
клапан типа ПКС
/— регулировочный
винт, 2— пр\жина, 3—
мембрана, 4— уплотне-
уплотнение, 5— золотник, 6—
седло
метр обводного газопровода принят
равным большему стандартному диа-
диаметру, следующему после диаметра
седла клапана. Для надежности и
удобства ручного регулирования на
байпасе устанавливают последова-
последовательно два отключающих устройства:
кран и задвижку. При ручном регули-
регулировании на кране срабатывает основ-
основной перепад давления, а задвижкой
регулируют давление в соответствии
с изменяющейся нагрузкой.
Для продувки газопровода до ГРП,
газопроводов и оборудования ГРП,
а также сброса газа при ремонтах
и замене оборудований ГРП предус-
предусматривают специальные продувочные
газопроводы, которые выводят наружу
в безопасные места для окру-
окружающих зданий и сооружений, но не
менее чем на 1 м выше карниза зда-
здания ГРП. Таким же требованиям
подчиняются и сбросные газопроводы
(свечи) от ПСК. Продувочные газо-
б Зак 1052
161
проводы одного давления можно объе-
объединить в общую свечу. Диаметр све-
свечи должен быть не менее 19 мм.
Сетевые ГРП обычно подают газ
в закольцованную распределитель-
распределительную сеть, поэтому точные границы
зоны действия каждого ГРП практи-
практически установить невозможно. Кроме
того, они изменяются в зависимости
от режима потребления газа, поэтому
потребители, расположенные на
границах зон, могут получать газ
в зависимости от режима то от одного,
то от другого ГРП. В связи с этим
каждый газорегуляторный пункт не
имеет точно определенных потре-
потребителей, и, следовательно, нет смысла
учитывать расход газа в каждом ГРП.
Их не оборудуют узлами измерения
расхода газа.
Однако на сетевых ГРП, пода-
подающих газ в отдельный изолированный
район, может оказаться целесообраз-
целесообразной установка приборов для измере-
измерения расхода газа. Регулярный учет
расхода газа позволит вести дальней-
дальнейшее изучение режимов потребления,
режимов газовых сетей, а также уточ-
уточнять нормы потребления и коэффи-
коэффициенты неравномерности потребле-
потребления газа
Компоновка оборудования ГРП и
ГРУ должна быть удобна для монта-
монтажа, ремонта и осмотра оборудования.
Расстояние в свету между параллель-
параллельными рядами оборудования следует
принимать не менее 400 мм, а ширину
основного прохода в помещение не
менее 0,8 м. Прокладывать газопро-
газопроводы в каналах пола не рекомен-
рекомендуется. Компоновка сетевого газо-
регуляторного пункта с регуляторами
давления РДУК-2-100 (см. рис. 8.1),
предназначенного для редуцирования
давления газа с высокого до 1,2 МПа
или среднего до среднего или низ-
низкого давления, показана на рис. 8.5,
а, б. Оборудование располагают в
отдельно стоящем здании, выполнен-
выполненном из кирпича размером 6X6 м.
Освещение здания естественное (через
окна) и искусственное (электрическое
во взрывобезопасном исполнении)
Здание отапливают от близрасполо-
162
женных тепловых сетей или от местной
отопительной установки. Температуру
в помещении поддерживают не ниже
5 0C и контролируют комнатным тер-
термометром. Вентиляция естественная,
обеспечивает трехкратный обмен воз-
воздуха.
ГРП оборудован регулятором дав-
давления РДУК-2-100 с седлом диа-
диаметром 50 или 70 мм и регулятором
управления КН-2 или КВ-2. Про-
Пропускная способность ГРП с регулято-
регуляторами давления, имеющими седло диа-
диаметром 50 мм, при работе на природ-
природном газе плотностью р=0,73 кг/м3
и давлении на выходе 1000...120 000
Па (изб.) составляет: при давлении
на входе 0,3 МПа—2300 м3/ч, а при
0,6 МПа—4400 м3/ч.
Для поглощения шума, возникаю-
возникающего при редуцировании давления га-
газа, газопроводы покрывают специаль-
специальной шумовиброизолирующей пастой
или изолируют антикоррозионной би-
тумно-резиновой изоляцией толщиной
20 мм. Участки газопровода, под
которые устанавливают опоры, долж-
должны иметь прокладки из войлока,
пропитанного битумом. Технологичес-
Технологическую нитку редуцирования распола-
располагают на высоте 0,7 м от пола на опо-
опорах, которые устанавливают под газо-
газопроводом. Фильтр смонтирован на
собственных опорах Импульсные тру-
трубопроводы прокладывают на высоте
не более 2 м под окнами и крепят
к стенам при помощи крючков. При
прохождении через стены трубы раз-
размещают в футлярах, а отверстия
между футляром и стеной тщательно
заделывают цементным раствором
На импульсных и сбросных газо-
газопроводах располагают краны и венти-
вентили. Краны, установленные на им-
импульсных линиях к предохранитель-
предохранительным устройствам, должны быть за-
запломбированы в открытом положении.
Приборы для измерения и записи
входного и выходного давления рас-
располагают на специальном щите, кото-
который устанавливают на опорах в поме-
помещении ГРП. Входное давление изме-
измеряют показывающим манометром
ОБМ класса точности 1,5 и записыва-
?
.1' ? ¦
Сбросная свеча
Рис. 8.5. Компоновка
газорегуляторного пун-
пункта
а — разрез; б — план,
1— регулятор давления
РДУК-2-100; 2— пре-
предохранительный клапан
ПКН-100 (ПКВ-100);
3— фильтр сварной во-
волосяной Uy=IOO, рр =
= 1,2 МПа, 4— сброс-
сбросное устройство, 5—
байпас; 6— труба для
отбора импульса давле-
давления
163
?? ? 0,3 МП? 7
Рис. 8.6. Схема ГРП с
регулятором давления
типа РД
/— кран, 2— газовый
фильтр, 3 — предохра-
предохранительный запорный
клапан, 4 - регулятор
давления, 5— гидрав-
гидравлический предохрани
тель, 6—отводной га
зопровод, 7— фильтр
ревизия, 8— газовый
ротационный счетчик,
9— обводной газопро
вод, 10— штуцер с
пробкой, // -регист-
-регистрирующий манометр,
12— показывающий ма-
манометр, 13— импульс-
импульсный трубопровод ко
нечного давления, 14—
импульсный трубопро
вод начального давле
ния, 15— продувочный
трубопровод, 16—шту
цер с пробкой, 17-
сбросная трубка от ре
гулятора, 18— техни-
технический термометр, 19—
выхлопной трубопро-
трубопровод, 20, 21 — перемычки
с кранами, 22- кран на
приемном штуцере гид
равлического предох-
предохранителя, 23— штуцер
с краном и пробкой
для взятия пробы, 24—
вентиль, 25- задвиж
ют самопишущим манометром MTC-
710 ч. Выходное давление (низкое)
измеряют напоромером НМП и запи-
записывают с помощью самопишущего
дифференциального манометра
ДСС-710 ч, у которого один вен-
вентиль соединен с атмосферой, а сред-
средний заглушён.
Объектовые газорегуляторные
пункты и установки. Схема объекто-
объектового ГРП с регулятором давления
типа РД и измерением расхода газа
ротационным счетчиком показана
на рис. 8.6. После ГРП поддержи-
поддерживают низкое давление, равное рк^
^5 кПа. Перед ГРП установлен
отключающий кран 1. Кран распола-
располагают также до фильтра и после
регулятора для отключения узла регу-
регулирования.
На обводном газопроводе находит-
находится кран / и вентиль 24 для плавного
регулирования давления газ^а вруч-
вручную. Для обеспечения наибольшей
стабильности давления газа перед го-
горелками импульс конечного давления
к регулятору давления отбирается из
газопровода после счетчика. Наилуч-
Наилучшим местом для отбора импульса слу-
служит обводной газопровод 9 после за-
задвижки 25, так как здесь меньше на-
164
блюдается неравномерность газового
потока Для возможности настройки
регулятора и предохранительного за-
запорного клапана без заполнения газом
всего участка газопровода предусмот-
предусмотрена перемычка с краном 20, который
при работе ГРП закрыт На импульс-
импульсной линии предохранительного клапа-
клапана 3 имеются кран и штуцер 16 для
присоединения переносного манометра
при настройке запорного клапана.
Давление газа до и после ГРП
значительно отличается друг от друга.
Поэтому для продувки газопровода,
расположенного до ГРП, предусмот-
предусмотрен отдельный продувочный трубо-
трубопровод 15. Выхлопной клапан при-
присоединен к газопроводу после счет-
счетчика. Для ремонта и замены жидкости
в нем служит кран 22, который при
работе ГРП должен быть открыт.
Газопровод конечного давления про-
продувают через кран 21 и выхлопной
трубопровод 19. Через эту же линию
обеспечивают расход газа, необходи-
необходимого для настройки ГРП. Объедине-
Объединение трубопроводов 15 и 19 недопус-
недопустимо. Перед ротационным газовым
счетчиком установлен фильтр для до-
дополнительной очистки газа, а после
него — штуцер с пробкой 10 для вы-
/ Щ = 15
Импульс контролируемого
давления газа
Вход газа
Рис. 8.7. Регулятор-
ная установка шкафно-
шкафного типа с регуляторами
РДУК-2-50
1— сетчатый фильтр
2— пружинный сброс
ной клапан, 3— предо
хранительный клапан
отсекатель ПКК 40м,
4— регулятор давле
ния РДУК 2 50, 5—
кран трехходовой для
манометра, б—мано
метр технический, 7—
вентиль запорный
фланцевый (Dj,= 40),
8— кран сальниковый
фланцевый (Dj,= 40)
9— кран сальниковый
муфтовый (D^=IS),
10 - кран сальнико-
сальниковый муфтовый (Dy=
= 50), // - вентиль
запорный цапковыи
(Dy-= 10), /2—кран
лабораторный ЛК Ia
165
Рис. 8.8. Принципиаль-
Принципиальная схема расходомера
РГ
пуска раствора при промывке счетчи-
счетчика. Для подачи газа, минуя счет-
счетчик, предусмотрен обводной газопро-
газопровод 9. Отключающие устройства до и
после счетчика расположены так, что-
чтобы промывку счетчика можно было
производить без его демонтажа. Тер-
Термометр установлен перед счетчиком в
месте, где его хорошо омывает газо-
газовый поток. Для контроля давления
до и после ГРП служат манометры
(показывающие 12 и регистрирующий
U).
Шкафной газорегуляторный пункт,
разработанный институтом Мосгаз-
проект, показан на рис. 8.7. Для
регулирования давления газа служит
регулятор РДУК-2-50 с командным
прибором КН-2. Шкафная установка
предназначена для регулирования
давления газа с высокого и среднего
до низкого или среднего. Максималь-
Максимальное давление газа на входе 1,2 МПа,
конечное регулируемое давление от 0,5
до 50 кПа. При давлении на выходе
из регуляторного пункта 0,5... 10 кПа,
давлении на входе в 100 кПа и
плотности газа р=0,73 кг/м3 его
производительность равна 450 м3/ч.
В зависимости от климатических ус-
условий и влажности газа решают во-
вопрос о применении шкафов с отопле-
отоплением или без него. ГРП оборудуют
предохранительными клапанами, сет-
сетчатым фильтром и обводной линией.
Входное давление измеряют маномет-
манометром. Для измерения выходного давле-
давления предусмотрен трехходовой кран с
пробкой, к которому присоединяют
манометр.
166
На объектовых ГРП устанавлива-
устанавливают расходомеры или счетчики. Основ-
Основной тип счетчиков, выпускаемый про-
промышленностью для ГРП,— это рота-
ротационные счетчики РГ, принцип дейст-
действия которых основан на вращающихся
поршнях, имеющих форму восьмерки
(рис. 8.8). По принципу действия —
это объемные расходомеры. Поршни
вращаются в противоположных на-
направлениях и отмеряют объем пропус-
пропускаемого газа. Выпускаемые счетчики
рассчитаны на давление в 0,1 МПа.
Минимальный расход составляет 10%
номинального, а максимально допус-
допустимая перегрузка составляет 120%.
Счетчики выпускают следующей про-
пропускной способностью, м3/ч (цифры в
обозначении счетчика обозначают
пропускную способность): РГ-40, РГ-
100, РГ-250, РГ-400, РГ-600, РГ-1000.
Расход газа также измеряют с по-
помощью диафрагмы, установленной на
газопроводе, и расходомера, представ-
представляющего собой дифманометр показы-
показывающий или записывающий. Принцип
измерения основан на связи перепада
давления на местном сопротивлении,
в качестве которого используют нор-
нормализованные диафрагмы или сопла,
с расходом. Эти элементы имеют квад-
квадратичный закон гидравлического со-
сопротивления, что позволяет использо-
использование простейшей математической
аппроксимации зависимости расхода
от перепада давления. Конструкции
измерительных диафрагм или сопел
стандартизированы и позволяют без
дополнительных экспериментов рас-
рассчитывать все размеры измерительных
устройств и определять параметры для
подбора расходомера газа. Существу-
Существуют специальные Правила для расчета
нормальных диафрагм или сопел и
подбора стандартных расходомеров.
Пример 8.1. Подобрать оборудование и
контрольно-измерительные приборы для сете-
сетевого газорегуляторного пункта пропускной
способностью в Q=IlOO м /ч (при нормаль-
нормальных условиях) и избыточном давлении газа
на входе 80 кПа. Давление на выходе низкое —
3 кПа. Газ природный.
Решение. Потери в газопроводе, пробко-
пробковых кранах, предохранительном запорном кла-
клапане и фильтре предварительно оценим в
7 кПа. В этом случае перепад давления на
клапане будет равен: 80—7—3=70 кПа, тогда
1 = 70/180=0,39<0,5.
Следовательно, условия течения газа через
клапан регулятора давления докритические.
Подбираем регулятор типа РДУК-2 по формуле
G.10)
k = =
5260 г
Tz
1100
5260-0,8
0,18-0,07
0,73-273-1
=33
Коэффициент ? определим по рис. 7.15 для
/г= 1,3 и ??/?? = 0,39, ?=0,8. Коэффициент ?=
= 1, так как входное давление газа невысокое
(pi< 1,2 МПа). ?? =273 К. Из табл. 7.1 сле-
следует, что для регулятора РДУК-2-100/50
/(„=38. Этот регулятор и принимаем. Опре-
Определяем запас его пропускной способности.
Q0=5260Kvi
= 5260-38-0,8
,8^ ^
=1270 м/ч
т. е. пропускная способность регулятора
больше необходимой расчетной величины на
15%, что удовлетворяет требованиям СНиП.
2. Установим волосяной фильтр, разрабо-
разработанный Мосгорпроектом, с D=IOO мм. Рассчи-
Рассчитаем потерю давления в нем. При р\ =
=0,7 МПаабе, ??=5 кПа, р=0,73 кг/м3;
его пропускная способность составляет
14 750 м3/ч. Используем формулу пересчета
G.17)
Ap = ApT(Q/QTf ро/р1
1100
•750 )
¦\2·.
0,695
0,18
= 0,108 кПа .
Определяем скорость движения газа в
линии редуцирования:
а) до регулятора давления (D=IOO)
QoPo 104 1100 0,1 О1 _ .
218 М/С ;
б) после регулятора давления (D=IOO)
1 1100 0,1
0,36 79 0,103
= 37,7 м/с;
в) в газопроводе после регулятора дав-
давления (D=200)
1 1100 0,1
о,зб 314 олоТ
9'4м/с·
Полученные скорости допустимы.
Определяем потери давления в кранах,
местных сопротивлениях и в клапане ПЗК
линии регулирования. Принимаем следующие
значения коэффициентов местных сопротивле-
сопротивлений:
До регулятора После регулятора
Кран (? = 2) 2 2
Клапан ПЗК
(? = 5) · · 5 -
Переход на
диаметр 200 мм
(? = 0,55) . — 0,55
Итого 7 2,55
Гидравлические потери составят:
а) до регулятора
= 7
0,73 -%lf =
Па;
б) после регулятора
дРмс = 2,55 ^f
0,73^^-= 1360 Па.
Суммарные потери давления в линии ре-
редуцирования будут равны:
???=0,108+2,15 +1,36= 3,618 кПа.
Эта величина меньше предварительно при-
принятой G кПа) величины, что приводит к
увеличению запаса пропускной способности ре-
регулятора на 3%.
8.3. Газораспределительные
станции
Газ из магистральных газопрово-
газопроводов поступает в городские, поселковые
и промышленные системы газоснабже-
газоснабжения через газораспределительные
станции (ГРС). На ГРС давление
газа снижают до величины, необ-
необходимой для этих систем, и под-
поддерживают постоянным. Основное от-
отличие газораспределительных станций
от городских и промышленных газо-
газораспределительных пунктов состоит в
том, что они получают газ из
магистральных газопроводов, и поэто-
поэтому их оборудование рассчитывают
на рабочее давление в 5,5; 7,5 МПа,
т. е. на максимально возможное дав-
давление в магистральном газопроводе.
Кроме того, ГРС характеризуются
большими пропускными способностя-
167
ми A00...200 тыс. м3/ч и более), в
связи с этим дросселирование газа
на них осуществляют в несколько ни-
ниток и на каждой из них устанавливают
соответственно регулятор давления
большой пропускной способности.
ГРС отличаются от ГРП также
дополнительной обработкой газа.
Кроме очистки газа в фильтрах на
них предусматривают его одоризацию,
а у некоторых типов станций — еще
и подогрев газа. На всех ГРС уста-
устанавливают расходомеры для измере-
измерения количества протекающего газа.
Так как перерыв в газоснабжении
городов, поселков и крупных промыш-
промышленных потребителей допускать нель-
нельзя, то защитную автоматику ГРС со-
создают по принципу резервирования,
а не отключения потока газа при
отказах регулирующего оборудова-
оборудования.
Автоматизацию ГРС осуществля-
осуществляют в настоящее время таким образом,
чтобы было возможно их безвахтен-
безвахтенное обслуживание. Для этого ГРС ос-
оснащают контрольно-измерительными
приборами, защитной автоматикой,
дистанционным управлением отклю-
отключающих устройств и аварийной сиг-
сигнализацией. Такие ГРС обслуживают
два оператора на дому. При возник-
возникновении неисправностей на ГРС в
обе квартиры операторов передаются
световые и звуковые нерасшифро-
нерасшифрованные сигналы, при получении кото-
которых дежурный оператор является на
ГРС для устранения неисправностей.
Дежурство одного оператора длится
в течение суток, при этом в ГРС он
находится около 4 ч. Дом оператора
располагают на расстоянии 300...500 м
от ГРС.
ГРС производительностью более
200 тыс.м /ч эксплуатируют с вах-
вахтенным обслуживанием. ГРС оснаще-
оснащено следующим технологическим обо-
оборудованием, располагаемым по ходу
движения газа: входной кран узла
отключения, блок очистки газа, нитки
дросселирования и регулирования
давления газа, расходомерная нитка,
выходной отключающий кран. Схемы
ГРС позволяют в аварийных случаях
168
или при производстве ремонтных ра-
работ снабжать газом потребителей по
обводной линии (байпасу) с ручным
регулированием давления газа. Чтобы
предотвратить образование гидратов в
некоторых схемах ГРС, предусматри-
предусматривают подогрев газа в теплообменни-
теплообменниках, которые в этом случае рас-
располагают перед дросселирующими
нитками.
На ГРС устанавливают как регуля-
регуляторы непрямого, так и прямого дейст-
действия. В качестве регуляторов непря-
непрямого действия в настоящее время при-
применяют регуляторы РДУ, разработан-
разработанные ВНИПИгаздобыча. Из регулято-
регуляторов прямого действия на ГРС при-
применяют регуляторы РД, разработан-
разработанные ВНИИгазом. Эти регуляторы по-
показали высокую надежность работы
при одноступенчатом дросселировании
потока. Для автоматического предот-
предотвращения выхода регулируемого дав-
давления газа за допустимые пределы
(т. е. для предотвращения недопусти-
недопустимого повышения и понижения дав-
давления в сетях потребителей) на ГРС
предусматривают автоматические
системы защиты. Большинство таких
систем построено с использованием
следующих двух принципов.
1. Системы с перестройкой режи-
режимов работы регуляторов давления.
Эти системы предусматривают нали-
наличие рабочих и резервной ниток регу-
регулирования. На каждой нитке уста-
устанавливают регулирующий и контроль-
контрольный клапаны. При нормальном режи-
режиме на рабочих нитках контроль-
контрольные клапаны открыты, так как настрое-
настроены на давление, несколько превышаю-
превышающее номинальное. Клапаны резервной
нитки настроены на давление, не-
несколько меньшее номинального, поэ-
поэтому они закрыты. Следовательно,
система работает по методу облег-
облегченного (теплого) резерва (когда
резерв находится в неполном рабочем
режиме). При аварийном открытии
рабочего регулирующего клапана и
росте выходного давления в работу
включается контрольный клапан, кото-
который предотвращает недопустимое по-
повышение давления и поддерживает
его постоянным. При аварийном за-
закрытии регулирующего клапана и по-
понижении давления в работу включает-
включается резервная нитка и снижение дав-
давления газа прекращается.
Защиту с контрольными клапана-
клапанами целесообразно применять при дрос-
дросселировании осушенного газа, а также
в тех случаях, когда входное давле-
давление на ГРС меньше 2 МПа. При
влажном газе возможно закупорива-
закупоривание гидратами не только проходных
сечений на рабочих линиях дроссе-
дросселирования, но и «примерзание» плун-
плунжеров к седлам закрытых клапанов
на резервных линиях из-за недоста-
недостаточной герметичности их закрытия.
В этом случае резервные линии вы-
выходят из строя и система защиты
отказывает.
2. Следующий принцип защиты со-
состоит в установке на каждой нитке
редуцирования крана с пневмоприво-
пневмоприводом и программным управлением. При
повышении регулируемого давления
кран выключает нитку с отказавшим
регулирующим клапаном, снижение
давления предотвращает резервная
нитка. Программа может осуществ-
осуществлять избирательное отключение по-
поврежденных редуцирующих ниток и
включение резервных. В этом случае
при трех редуцирующих нитках одна
из которых резервная, при нормальном
режиме работают все нитки и все
пневмокраны открыты. Таким об-
образом, система работает по методу
нагруженного (горячего) резерва, т. е.
когда резерв находится в рабочем
режиме. При аварийном открывании
одного из регуляторов и повышении
выходного давления система защиты
подает команду на закрывание первой
нитки. Если после ее перекрытия дав-
давление продолжает расти (следователь-
(следовательно, регулятор исправный), то закры-
закрывается кран на второй нитке, а на
первой открывается. Если же при
этом регулируемое давление перестает
увеличиваться, то защита прекращает
свое действие, так как при этом, оче-
очевидно, отказал регулятор второй
нитки. Если, наконец, давление будет
продолжать расти, то защита закроет
третью нитку и откроет вторую.
Такая система может работать и при
четырех нитках.
Рациональным вариантом защиты
при двух рабочих и одной резервной
нитках является система с пря-
прямым переключением. В условиях нор-
нормальной работы краны на действу-
действующих нитках открыты, а на резерв-
резервной — закрыты (облегченный резерв).
В случае аварийного повышения вы-
выходного давления защита закрывает
краны на рабочих нитках. При пони-
понижении давления кран на резервной
нитке открывается. Если давление
продолжает снижаться, то открыва-
открываются краны на рабочих нитках. По-
Повторный рост регулируемого давления
вновь приводит к закрытию кранов
на рабочих нитках.
Таким образом, при аварийном
открывании регулятора, если потреб-
потребление газа меньше его пропускной спо-
способности, начнет повышаться регули-
регулируемое давление и краны на рабочих
нитках закроются. Это приведет к по-
понижению давления и в работу будет
включена резервная нитка, так как
система защиты откроет на ней пнев-
мокран. При росте потребления газа,
когда оно превзойдет пропускную спо-
способность резервного регулятора, дав-
давление начнет снижаться и защитная
система откроет пневмокраны на рабо-
рабочих нитках. Давление увеличится до
номинального и будет поддерживать-
поддерживаться постоянным, так как в связи с
большим расходом газа отказавшая
нитка не сможет вызвать повышение
его давления. При снижении потребле-
потребления газа и росте выходного давле-
давления защита вновь перекроет рабочие
нитки. Если на одной из рабочих
ниток регулирующий клапан закроет-
закроется (в результате аварии), то при
большом потреблении газа начнет
снижаться регулируемое давление и
защита включит резервную нитку. Та-
Таким образом, эта защита обеспечи-
обеспечивает поддержание регулируемого дав-
давления на заданном уровне при любых
отказах в работе регулирующих кла-
клапанов.
Проект автоматизированной газо-
169
распределительной станции с надом-
надомным обслуживанием, разработанный
Мосгазпроектом, показан на рис. 8.9.
Производительность ГРС 28 000 м3/ч.
Давление газа на вводе в ГРС:
рМакс=5,5 МПа (изб.), рРасч=2,2 МПа
(изб.). Давление на выходе рВых=
= 1,2 МПа (изб.) На вводе в ГРС
диаметр газопровода dy=200 мм,
диаметр выходного газопровода пос-
после одоризационной установки (на
рис. 8.9 она не показана) dy=
= 300 мм. Узел отключающих уст-
устройств располагается в отдельно стоя-
стоящем кирпичном здании DX3 м) на
расстоянии 10 м от ГРС. Здесь раз-
размещается следующее оборудование
На входном газопроводе установлен
кран для продувки, который имеет
продувочную линию, включаемую в
продувочную свечу 6. На выходной
линии из ГРС установлены два пре-
предохранительных сбросных клапана,
предотвращающих недопустимое по-
повышение давления после ГРС. Сброс
газа из клапанов в атмосферу осу-
осуществляется через свечу 6. В узле
отключения предусмотрен байпас, вы-
выполненный из трубы dy=150 мм с
краном и задвижкой. Для отключе-
отключения ГРС на входном и выходном
газопроводах установлены краны с
пневмоприводом и дистанционным
управлением
Технологическое оборудование
ГРС, автоматика и КИП расположе-
расположены в здании FX20 в осях). Расход-
Расходную нитку Dy=200 мм, прокладывают
над землей на столбах. ГРС по пери-
периметру обносят ограждением. К ГРС
запроектирована подъездная автомо-
автомобильная дорога, соединяющая пло-
площадку с дорогой общего пользования.
После отключающего крана газ по
трубе поступает в помещение ГРС
и проходит через висциновые фильт-
фильтры 4 и далее направляется в подо-
подогреватель газа 5 Подогрев газа осу-
осуществляют для исключения образова-
образования кристаллогидратов при дроссе-
дросселировании газа на клапанах. После
подогрева газ направляется к ниткам
редуцирования. В проекте предусмот-
предусмотрены три нитки; две рабочих, одна
170
резервная. Все нитки имеют одинако-
одинаковое оборудование, которое установле-
установлено на каждой нитке по ходу газа
в следующем порядке: кран / с пнев-
пневматическим приводом Dy=IOO мм и
узлом управления; регулятор давле-
давления РД-80, разработанный ВНИИ-
газом, 2, кран 3 со смазкой dy= 150 мм.
Диаметр нитки редуцирования 150 мм.
Для сброса газа от каждой нитки
предусмотрены продувочные газопро-
газопроводы с вентилями, объединенные в
общую продувочную свечу. После
дросселирования газ поступает в рас-
ходомерный газопровод, на котором
установлена камерная диафрагма.
Длина расходомерной нитки приня-
принята из условий стабилизации потока
газа.
На входном и выходном газопро-
газопроводах перед ГРС предусмотрена уста-
установка изолирующих фланцев.
Принципиальная схема автомати-
автоматики и КИП для рассмотренной выше
ГРС (см. рис. 8.9) показана на рис.
8.10. Система защиты от повышения
давления на выходе из ГРС предусмот-
предусмотрена с применением кранов с пневма-
пневматическим приводом и программным
управлением. Для контроля парамет-
параметров, характеризующих работу ГРС,
предусмотрена установка контрольно-
измерительных приборов как по месту,
так и на щите.
Система защиты работает по прин-
принципу избирательного отключения по-
поврежденных редуцирующих ниток и
включения резервной нитки. Система
обеспечивает защиту потребителей от
повышения или понижения давления
на выходе ГРС на ±10% номиналь-
номинального значения путем открытия или
закрытия кранов с пневмоприводом.
Давление газа на выходе из ниток
редуцирования контролируется датчи-
датчиками ДВ, установленными на при-
приборном щите Принцип работы систе-
системы следующий. При изменении давле-
давления до величины, на которую настроен
данный датчик, он выдает команду
на перестановку крана и одновре-
одновременно включает соответствующий
указатель «Авария» (УА), располо-
расположенный на щите, сирену и электри-
Рис. 8.9. Общая ком-
компоновка автоматизиро-
автоматизированной ГРС с надом-
надомным обслуживанием
(помещения КИП и
служб не показаны)
/— кран с пневмати-
пневматическим приводом и уз-
узлом управления; 2—
регулятор давления
РД-80; 3 — кран со
смазкой; 4 — висцино-
вые фильтры; 5—подо-
5—подогреватель; 6 — проду-
продувочная свеча;
171
йв—
Рис. 8.10. Принципи-
Принципиальная схема автомати-
автоматики Г PC
/— пневматический
кран управления, 2—
пневматический усили-
усилитель, 3- отбор имп\ль
са давления на датчи-
датчики ДВ пневматической
системы защиты ГРС,
4— регулятор давления
РД-80 ВНИИГаза, 5 —
камерная диафрагма,
6— предохранительные
сбросные клапаны, 7
байпас с дв\мя отклю-
отключающими устройства
ми, 8— краны с пнев-
пневмоприводом и дистан-
дистанционным управлением
ческую сигнализацию в доме операто-
оператора. Если давление газа повышается
до 1,05 Рном, то замыкается контакт
соответствующего датчика, в резуль-
результате закрывается кран переключателя
выбора режима и закрывается пневмо-
краном нитка редуцирования. При
последующих переключениях в итоге
закрывается нитка, ,регулятор кото-
которой аварийно открылся. При сниже-
снижении давления до 0,95 ??0? открывается
резервная нитка.
172
8.4. Подогрев газа на ГРС
При определенных значениях тем-
температуры и давления в газе, насы-
насыщенном влагой, образуются кристал-
кристаллогидраты. Зоной их образования яв-
является область, расположенная левее
равновесных кривых (рис. 8.11). Если
газ не насыщен влагой и парциаль-
парциальное давление водяных паров меньше
упругости паров гидрата, то кристал-
кристаллогидраты образовываться не будут.
Для исключения гидратообразования
при дросселировании газ подогревают
в теплообменниках. Температура по-
подогрева должна быть такой, чтобы
влагосодержание насыщенного газа не
опускалось ниже влагосодержания га-
газа, поступающего на ГРС. В этом
случае при дросселировании влага не
будет выпадать из газа. Действитель-
Действительную температуру подогрева прини-
<?^ 0,9
f 10,7
S^ 0,6
? ??~
200 300 500 700 WOO ?500 200030004000
5000
I Q* —
S 2
Ii 0,2
O O
gi
< с
—^
с$ /
/?
4 ^-
z
/
/
/
у
Z-
/
/
?
/
/
/
?
/
?
/
/
/
/
/
7
/
/
/
/
/
/1\ у
-? \ A
/A V \
X \/
? ?
?/
/?
Z
/
?
, A
\ ,
?
-/-—
/
?
?
/ /
/
/
/
/
/
S /
>^
S^ /
/
¦? -
/
—7^
-/-—¦
' /
/
/
/
/
/
/
/
/ /
/
/
/ _^?
//
//
/
/
~/~—
/
/
/
/
/
?
7 /
/
/
/у
^R ¦
/
/
/
/
/
/
/
/
?
/
/ /
^ /
_/ /
^\/
Zy
4/
/ ч
ч
s \
\
T^
—/—
/
/
/
/
7 /
/
/ /
//
/ /
/ /
/
/
\
/
/
/
/
/
/ /
Z/
/ / _,
Z /7
/
\
N ?
N f =
^i =
2°
/
—/^
/ /
/ /
/ /
' /
/ /
Z
/
/ /
/
/ /-
¦ -¦/ /
/ /
/
-30
-20
- 7G 0
Температура газа,
??
0,352
0,187
0,165
20 30
мают несколько больше полученной
из расчета. Теплообменники устанав-
устанавливают на ГРС, в качестве тепло-
теплоносителя используют горячую воду.
При расчете используют зависимость
влагосодержания насыщенного при-
природного газа от давления и темпе-
температуры.
Следует напомнить, что влагосо-
держание — это количество водяных
паров, которое содержится в 1 кг
A м3) сухого газа. Так как водяной
пар занимает весь объем смеси,
влагосодержание можно определить
как отношение плотности водяного
пара к плотности сухого газа. Если
пар в смеси находится в насыщен-
насыщенном состоянии, то его влагосодержа-
влагосодержание будет иметь максимальное зна-
значение Если считать, что смесь во-
водяных паров и газа подчиняется за-
законам идеальных газов, тогда коли-
количество насыщенных водяных паров в
1 м3 смеси и их парциальное дав-
давление полностью определяются темпе-
Рис. 8.11. Определение
необходимой темпера-
температуры нагрева газа в
теплообменниках
ратурои и не зависят от давления.
В этом случае влагосодержание легко
рассчитать по таблицам насыщенного
водяного пара. Содержание водяных
паров в сжатых горючих газах боль-
больше рассчитанного, так как поведе-
поведение смесей водяного пара с природ-
природным газом отклоняется от законов
идеальных газов и тем больше, чем
выше давление смеси, ниже ее темпе-
температура и больше молекулярная масса
газа.
На графике (см. рис. 8.11) показа-
показана зависимость влагосодержания на-
насыщенного природного газа от темпе-
температуры при различных давлениях.
В данном случае влагосодержание
приведено к нормальным условиям,
т. е. O0C и 101,3 кПа. График по-
построен для природного газа. Влаго-
173
содержание, отнесенное к 1 кг сухого
газа (Wm), определяется отношением
плотности пара рп к плотности сухого
газа рс г, т. е. WM=pn/pcr. Если
влагосодержание отнести к 1 м3
сухого газа, тогда получим следую-
следующее соотношение:
Следовательно, влагосодержание Wv,
отнесенное к 1 м3, совпадает с аб-
абсолютной влажностью. Пересчет вла-
госодержания Wv на нормальные ус-
условия W7Ou с учетом приведенного
выше выражения производят следую-
следующим образом:
сг
т.
-Рп Г
U)
? PO I ? ?
ГДе Doer/Per= ¦=-', Per, Рг/пРоегРо/о COOT-
Рт 1 Q
ветственно плотность, давление и температура
газа, а также плотность, давление и тем-
температура при нормальных условиях
Эту же формулу используют для
определения действительного влаго-
содержания газа по влагосодержа-
нию, отнесенному к объему при О 0C
и 101,3 кПа, который выбирают по
графику (см. рис. 8.11) для заданных
температуры и давления смеси насы-
насыщенного водяного пара и природного
газа.
Пример 8.2. Определить влагосодержание
насыщенного природного газа при темпера-
температуре О 0C и давлении 6 МПа (абс ) по табли-
таблицам водяного пара и по графику рис. 8 11
Решение Считая, что смесь водяного пара
с природным газом подчиняется законам иде-
идеальных газов, влагосодержание насыщенного
газа зависит только от температуры По таб-
таблицам насыщенного водяного пара находим,
что при /=0 0Cp"= №„ = 0,004847 кг/м3,
рн=0,612 кПа. Следовательно, парциальное
давление природного газа будет равно:
рГЙЗ= 5999,388 кПа.
По графику (см. рис. 8.11) абсолютная
влажность при t=0 °С и р=6 МПа, Wou=
=0,12 г/м3.
По формуле (8.1) приводим табличное
значение влагосодержания к нормальным ус-
условиям:
0V = 4,847-
101,3
273
6000-0,612 273
:0Д)82 г/м3.
Приведенный расчет показывает отклоне-
отклонение парогазовой смеси от законов идеаль-
идеальных газов. Действительно, содержание насы-
насыщенных водяных паров в природном газе
больше величины, подсчитанной в предпо-
предположении, что парогазовая смесь подчиняет-
подчиняется законам идеальных газов
При дросселировании газа его
объем увеличивается (газ расширяет-
расширяется). На преодоление сил межмоле-
межмолекулярного притяжения необходимо
затратить определенную энергию, ко-
которая пойдет на увеличение потен-
потенциальной энергии взаимодействия мо-
молекул. Частично эта энергия компенси-
компенсируется за счет уменьшения кинети-
кинетической энергии теплового движения
молекул газа, в результате чего темпе-
температура газа снижается (положитель-
(положительный эффект Джоуля—Томсона). Сни-
Снижение температуры при дросселирова-
дросселировании [напомним, что этот процесс про-
протекает при постоянной энтальпии
(/=const)] характеризуют дифферен-
дифференциальным температурным эффектом
дросселирования а:
Для природного газа в области зна-
значений давлений и температур, кото-
которые имеют место при его редуциро-
редуцировании на ГРС, среднее значение
дифференциального дроссельного эф-
эффекта принимают равным: а=
=5,5 град/МПа. Таким образом, при
дросселировании газа снижаются не
только его давление, но и темпера-
температура, соответственно изменяется и
влагосодержание, насыщающее газ.
Возможность выпадения конденсата
при дросселировании можно опреде-
определить графически (см. рис. 8.11). Для
этого определяют температуру газа
для промежуточных значений давле-
давления при дросселировании от началь-
начального до конечного давления. Темпера-
Температуру отсчитывают от температуры га-
газа, поступающего на ГРС, считая,
что при снижении давления газа на
1 МПа его температура снижается
на 5,5 0C. По полученным данным
на графике зависимости влагосодер-
влагосодержания насыщенного газа от темпера-
температуры и давления (см. рис. 8.11)
174
строят кривую изменения состояния
газа. Эта кривая дает зависимость
влагосодержания насыщенного газа
от давления и температуры, изменя-
изменяющихся в процессе дросселирования.
Если влагосодержание насыщенного
газа, поступившего на ГРС, соот-
соответствующее его температуре точки
росы, ниже полученной кривой, то газ
в процессе дросселирования будет
превращаться в ненасыщенный. Если
же она будет выше минимального
значения кривой, то из газа будет
выпадать влага и образовываться
кристаллогидраты. Для исключения
гидратообразования газ необходимо
подогреть на такую величину At,
чтобы кривая влагосодержания насы-
насыщенного газа при дросселировании
лежала выше влагосодержания на-
насыщенного газа, поступающего на
ГРС. Значение ?/ определяют подбо-
подбором, строя несколько кривых дроссе-
дросселирования для различных начальных
температур.
Пример 8.3 Определить необходимый по-
подогрев газа для предотвращения гидратооб-
гидратообразования и рассчитать теплообменник при
следующих данных: Qo=2OOOO м3/ч, р„ач=
= 4 МПа (абс.), Рко„=0,5 МПа (абс.)·
Решение 1. Определим величину необхо-
необходимого подогрева газа, считая, что точка росы
газа, поступающего на ГРС, равна О 0C.
Промежуточные значения давления и темпе-
температур при начальных температурах 0; 2; 4; 6 0C
приведены в табл. 8.3. По данным приве-
приведенной таблицы на графике зависимости
WOu = f(t,p) построены кривые изменения влаго-
влагосодержания насыщенного газа при дроссели-
дросселировании для различных начальных температур,
(рис. 8.11). Из рассмотрения рисунка следует,
что при подогреве газа на 4 °С минимум кривой
совпадает с начальной абсолютной влажностью
насыщенного газа, поэтому минимальный подо-
подогрев, предотвращающий выпадение конденсата,
составляет 4 0C. Если газ подогреть на 6 0C,
то минимуму кривой будет соответствовать
относительная влажность, равная:
?=0,165/0,187 = 0,88,
а относительная влажность газа, выходящего
из ГРС, составит
?=0,165/0,325 = 0,47
Таким образом, температуру подогрева газа
можно принять Ai=6°С.
2. Рассчитаем поверхность нагрева тепло-
теплообменника. Первоначально определим коли-
количество теплоты Q, необходимой для нагрева
газа:
Таблица 8.3. Промежуточные значения
давления и температуры при дросселировании
газа от 4 до 0,5 МПа и различных начальных
температурах @; 2; 4 и 6 0C)
Давле-
Давление, МПа
(абс )
4
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
—2,75
—5,5
—8,25
— 11
— 13,75
— 16,5
— 19,25
Температура газа, 0C
2
—0,75
—3,5
—6,25
—9
— 11,75
— 14,5
— 17,25
4
— 1,25
— 1,5
—4,25
—7
—9,75
— 12,5
— 15,25
6
3,25
0,5
—2,25
—5
—7,75
-10,5
— 13,25
90 ПОЛ
0,73-2,5-103-6 =
= 61 000Вт = 61 кВт ,
где Q0 — расход газа, м3/ч; ро — плотность га-
газа при нормальных условиях, равная 0,73 кг/м3;
Cp — массовая теплоемкость газа при постоян-
постоянном давлении, кДж/(кг-град), равная 2,5.
Для установки принимаем теплообменник
ВНИИгаза. Коэффициент теплопередачи тепло-
теплообменника /г=175...23О Вт/(м2-град). Среднюю
логарифмическую разность температур рассчи-
рассчитаем при следующих температурах греющей
воды: /г=85 0C, T0x-I=SO0C. В этом случае
при противотоке большая и малая разности
температур будут соответственно равны:
Ai6=85-6=79°C; А/м=50-0=50 0C;
79—50
2,3 1?
At,
At..
= 630C.
Необходимая площадь поверхности тепло-
теплообменника равна:
F=Q/kAtcp=6l 000/230-63=4,15 м2.
Принимаем теплообменник конструкции
ВНИИгаза с площадью поверхности нагрева
5 м2.
8.5. Управление
гидравлическими режимами
и технологическими
процессами
распределения газа
Газ из магистральных газопрово-
газопроводов поступает в городские распреде-
распределительные сети и по ним доставляет-
доставляется к потребителям. Городские потре-
потребители: бытовые, коммунально-быто-
175
вые и промышленные существенно
отличаются друг от друга как по объе-
объемам потребляемого газа, так и по ре-
режимам его потребления. Для удовлет-
удовлетворения различных требований к по-
подаче газа, как по режиму во времени,
так и по его параметрам, необходима
современная гибкая система управле-
управления технологическими процессами рас-
распределения газа, согласно требовани-
требованиям потребителей. Это достигается
прежде всего иерархическим построе-
построением газовых сетей, их автоматиза-
автоматизацией и принятой системой присоеди-
присоединения потребителей к сетям различ-
различного иерархического уровня.
Газоиспользующие приборы и
установки жилых зданий, большинст-
большинство коммунально-бытовых потребите-
потребителей присоединяют к сетям низкого
давления, т. е. низшему иерархичес-
иерархическому уровню системы газоснабжения.
Необходимый гидравлический режим
в этих сетях поддерживается авто-
автоматическими газорегуляторными
пунктами, через которые поступает
газ в сети низкого давления. Гидрав-
Гидравлический режим верхнего иерархичес-
иерархического уровня — сетей высокого и сред-
среднего давления определяется совмест-
совместной работой газорегуляторных пунк-
пунктов, расположенных на выходах из
этих сетей, и газораспределительных
станций, через которые газ поступает
в сети. Таким образом, стабильный
гидравлический режим городской сис-
системы, газоснабжения обеспечивается
совместной работой автоматических
регуляторов давления, которые под-
поддерживают постоянное давление газа
в заданных точках системы, независи-
независимо от режима потребления газа. Сле-
Следовательно, с изменением спроса на
газ потребителями, связанного с их
технологическими режимами, изменя-
изменяется пропускная способность автома-
автоматических регуляторов давления, начи-
начиная от регуляторов потребителей и
кончая регуляторами давления на
ГРС, но давление в заданных точках
сети сохраняется постоянным, что
обеспечивает устойчивое газоснаб-
газоснабжение.
Устойчивый режим газоснабжения
176
будет обеспечен в том случае, если
расходы газа потребителями не будут
превосходить расчетные значения, а
подача газа будет соответствовать
спросу на газ. Но указанного выше
соответствия спроса на газ и его
подачи без специальных дополнитель-
дополнительных систем добиться в течение всего
года невозможно. Это связано с не-
неравномерностью потребления газа и
возникающей необходимостью балан-
балансирования подачи и потребления газа
как в суточном, так и в годовом
разрезах. Как это было показано вы-
выше, для балансирования газа и вырав-
выравнивания графиков его потребления ис-
используют подземные хранилища газа,
аккумулирующую емкость магист-
магистральных газопроводов и потребителей-
регуляторов.
Из проведенного рассмотрения
управление системой газоснабжения,
имеющей иерархическое построение с
помощью одних автоматических газо-
газорегуляторных станций оказывается не-
невозможным. Кроме автоматического
управления ГРП необходимо управ-
управление из центрального диспетчер-
диспетчерского пункта. Основное назначение
диспетчерского управления — это из-
изменение режима, автоматически под-
поддерживаемого регуляторами давле-
давления, при дибалансе спроса и_подачи га-
газа как локально в отдельных зонах
системы, так и для всего города в
целом. Эти дибалансы вызываются как
режимными факторами, так и возни-
возникающими аварийными ситуациями.
Для обеспечения устойчивого газо-
газоснабжения города диспетчер управля-
управляет потоками газа путем перенастройки
регуляторов на другие значения
регулируемого давления, перекрытия
потока газа на отдельных участках
с помощью задвижек, а также путем
изменения подачи газа потребителям-
регуляторам.
Такое управление в минимальном
объеме возможно осуществлять с по-
помощью службы эксплуатации, но при
этом нельзя избежать (в отдельных
случаях) ущерба, наносимого пред-
предприятиям от недоподачи газа, и
нельзя оптимизировать гидравличес-
кие режимы в сетях в целях полу-
получения экономического эффекта. Ква-
Квалифицированно решить отмеченные
выше задачи, а также обеспечить оп-
оптимальное управление технологичес-
технологическим процессом распределения газа
возможно лишь при наличии автома-
автоматизированной системы управления
технологическими процессами газо-
газоснабжения (АСУ ТП газоснабжения).
8.6. АСУ ТП газоснабжения
В комплекс программно-техничес-
программно-технических средств АСУ ТП газоснабжения
входят: телемеханический и вычисли-
вычислительный комплекс на базе ЭВМ. АСУ
ТП обеспечивает: контроль парамет-
параметров и учет расхода газа, контроль
состояния оборудования, управление
автоматическими регуляторами дав-
давления и отдельными запорными за-
задвижками, оптимизацию технологи-
технологического режима распределения га-
газа.
Централизированная станция АСУ
ТП размещается на диспетчерском
пункте. Это вычислительный комплекс,
в состав которого входят ЭВМ,
дисплей, печатающее устройство
Дисплей является пультом управления
и находится непосредственно на столе
перед диспетчером. Вычислительный
комплекс с помощью линии связи
соединен с аппаратурой, размещае-
размещаемой на контролируемом пункте (КП).
На КП установлены датчики теле-
телеизмерений, устройства дистанционно-
дистанционного управления настройкой регулято-
регуляторов давления и дистанционного уп-
управления закрыванием и открыванием
задвижек, а также приемно-передаю-
щее устройство.
В качестве линий связи исполь-
используют двухпроводные телефонные ли-
линии, арендуемые у городской теле-
телефонной сети. Каждый сигнал переда-
передается импульсами постоянного тока.
Селекция сигналов обеспечивается
изменением полярности электрическо-
электрического тока, величиной напряжения и дли-
длительностью. Различные комбинации
сигналов обеспечивают необходимую
связь в АСУ ТП. АСУ ТП газоснаб-
газоснабжения выполняет информационные,
управляющие и вспомогательные
функции.
К информационным функциям от-
относятся: а) сбор, первичная обработ-
обработка и хранение информации о гидрав-
гидравлическом режиме газовых сетей (ре-
(режимы давлений, режимы потребле-
потребления и подачи газа); б) расчет по
программам требуемых технологичес-
технологических режимов и определение отклоне-
отклонения требуемых значений параметров
от измеренных значений; в) расчет
технологических показателей распре-
распределения газа, суточных графиков по-
потребления газа и интегральных пока-
показателей потребления, определение от-
отклонений этих показателей от лими-
лимита газопотребления; г) диагностика
состояния технологического оборудо-
оборудования, выявление отклонений состоя-
состояния и режимов работы оборудова-
оборудования от нормальных значений; д) об-
обнаружение крупных утечек газа в се-
сетях высокого и среднего давлений
по резкому росту расхода и падению
давления газа в аварийных зонах;
е) подготовка и передача требуемой
информации.
Управляющими функциями явля-
являются следующие: а) управление гид-
гидравлическими режимами на базе рас-
расчета потокораспределения на ЭВМ,
обеспечивающее установление мини-
минимально необходимого давления газа
перед ГРП. Такие режимы разра-
разрабатываются на основании измеренных
давлений в характерных точках СВД
(ССД) и режимов газопотребления.
Режимы потребления газа проходят
математическую обработку, в резуль-
результате которой создаются прогнозные
модели. Поддержание такого режима
облегчает работу регулирующего обо-
оборудования сетей, позволяет более точ-
точно поддерживать требуемое давление
в сетях и способствует исключению
перерасхода газа потребителями; б)
управление распределением ограни-
ограниченных ресурсов природного газа,
соответствующих плановым лимитам
газа, отпускаемых городу, в целях
минимизации снижения эффективнос-
эффективности работы промышленных предприя-
177
тий. Близкой к приведенной выше
задаче является управление распре-
распределением газа при нерасчетных похо-
похолоданиях и возникновениях аварий-
аварийных ситуаций; в) управление регуля-
регуляторами давления, которые подают газ
в сети низкого давления, в целях
приближения давления газа перед
горелками потребителей к номиналь-
номинальному значению, что обеспечивает
экономию в расходовании газа за
счет оптимизации КПД газовых при-
приборов.
К вспомогательным функциям в
основном относятся следующие: а)
контроль состояния технических
средств системы; б) хранение инфор-
информации; в) обеспечение связи с инфор-
информационной базой данных.
Режимы функционирования АСУ
T? газоснабжения. Система может
функционировать в двух режимах;
автоматическом и оперативном. В
автоматическом режиме работа ведет-
ведется по управляющей программе, кото-
которая предусматривает опрос всех КП
в целях получения информации об
обстановке на КП и по измеряемым
параметрам. При получении сообще-
сообщения об аварийной ситуации автома-
автоматически включается звонок, посы-
посылаются сигналы, вводится сообще-
сообщение об аварии на дисплей и регист-
регистрируется. Измеренные параметры
(давления и расходы) обрабатывают-
обрабатываются и выводятся на экран дисплея.
Цикл опроса всех КП осуществляется
за 5 мин. Каждый час полученная
информация регистрируется на пе-
печатающем устройстве, расходы газа
фиксируются интегральные — за час.
В управляющей программе имеются
необходимые дополнительные све-
сведения о КП.
Оперативный режим позволяет
диспетчеру вести опрос любого КП.
Сервисное программное обеспечение
позволяет получить графики потребле-
потребления газа объектом или всем городом
на дисплее с дополнительными сведе-
сведениями о лимитах потребления и со-
соответствии использованного газа его
лимиту. Можно получить справочную
информацию по участкам газопрово-
газопроводов, об их диаметрах, длинах и дру-
другие характеристики.
В настоящее время проводится
большая работа по созданию и
совершенствованию АСУ ТП газо-
газоснабжения, а также внедрение раз-
разработок в газовых хозяйствах горо-
городов. Так функционируют АСУ ТП в
городах Ворошиловграде, Владимире,
Свердловске. Строятся АСУ ТП и
в других городах. Вместе с тем сле-
следует отметить, что еще нет четких
представлений о наилучших системах,
которые должны иметь преимущест-
преимущественное распространение. В настоящем
параграфе приведены обобщенные
данные, характеризующие современ-
современные системы АСУ ТП, которые в ос-
основном базируются на системах,
эксплуатируемых в городах Вороши-
Ворошиловграде и Владимире.
Глава 9
Надежность распределительных систем
газоснабжения
9.1. Основные понятия.
Критерии надежности
Под надежностью распределитель-
распределительной системы газоснабжения пони-
понимают способность транспортировать
потребителям необходимые количест-
количества газа с соблюдением заданных
178
параметров при нормальных условиях
эксплуатации в течение определен-
определенного периода времени. Характерной
чертой распределительных газовых се-
сетей является то, что они представ-
представляют собой системы длительного
действия. Распределительные системы
растут с ростом городов и промыш-
ленных объектов, расширяются, ре-
реконструируются, износившиеся узлы
и элементы заменяются новыми, а
существуют системы так долго, пока
не появится новый энергоноситель,
способный заменить газ. Расчетное
время, которое закладывается при
обосновании надежности, должно
быть таким, чтобы за этот период
не было существенной реконструк-
реконструкции систем, направленной на повыше-
повышение ее надежности.
Например, для развивающегося
населенного пункта с растущей про-
промышленностью проектируемые очере-
очереди строительства системы газоснабже-
газоснабжения должны иметь различные расчет-
расчетные показатели надежности. На пер-
первый период может быть предусмотре-
предусмотрена тупиковая схема, надежность кото-
которой в течение небольшого времени мо-
может оказаться достаточной. В следую-
следующей очереди строительства необхо-
необходимо ввести резервирование системы
в виде кольцевания сетей или дубли-
дублирования элементов, что повысит на-
надежность и обеспечит ее должный уро-
уровень на длительное время. При даль-
дальнейшем развитии системы ее надеж-
надежность следует уточнять расчетами с
учетом введения нового резерва, про-
произведенных реконструкций и изменив-
изменившихся значений параметра потока
отказов элементов.
Другой отличительной особен-
особенностью распределительных систем яв-
является их социальный характер, так
как они обслуживают людей и обес-
обеспечивают их нормальную жизнедея-
жизнедеятельность. Социальное значение отка-
отказов системы должно учитываться в
первую очередь. Современные распре-
распределительные системы проектируют
и строят как единые системы, подаю-
подающие газ бытовым, коммунально-
бытовым и промышленным потреби-
потребителям. Сети низкого давления обес-
обеспечивают газоснабжение селитебной
территории, но их надежность также
определяется надежностью высокой
ступени давления, так как газ они
получают от высокой ступени. Сле-
Следовательно, надежность распредели-
распределительной системы в целом определяет
надежность газоснабжения всех по-
потребителей, включая бытовых потре-
потребителей.
Социальный характер систем за-
заключается в том, что при аварий-
аварийных отказах и прекращении подачи
газа потребителям имеет место не
только экономический, но и мораль-
моральный ущерб. Экономический ущерб
связан с нарушением работы комму-
коммунально-бытовых и промышленных
предприятий. Прекращение подачи га-
газа источникам теплоснабжения (ото-
(отопительным котельным, источникам
местных систем отопления, газовым
отопительным калориферам и при-
приборам) кроме экономического ущерба
приносит ущерб и социального ха-
характера. Социальное значение пре-
прекращения подачи газа на отопле-
отопление зданий и нарушение вследствие
этого работы систем отопления состоит
в том, что снижение температуры
воздуха в помещениях приводит к
нарушению нормальной жизнедея-
жизнедеятельности людей. Нарушаются усло-
условия отдыха и труда населения, уве-
увеличивается число заболеваний. В
результате снижения количества рабо-
работающего населения увеличиваются за-
затраты в сфере здравоохранения и
социального обеспечения. Прекраще-
Прекращение подачи газа для приготовления
пищи снижает жизненный тонус лю-
людей, нарушает ритм жизни и питания,
что также способствует заболеваниям
и отрицательно воздействует на со-
состояние организма человека.
Принципиально возможно обосно-
обосновать уровень надежности из технико-
экономического расчета путем сравне-
сравнения ущерба от отказов системы с
дополнительными затратами, связан-
связанными с повышением надежности.
Вместе с тем ущерб от социальных
последствий отказа определить с необ-
необходимой точностью не представляет-
представляется возможным Социальные последст-
последствия можно оценить лишь качественно,
но их значение весьма велико и поэто-
поэтому социальное значение отказов долж-
должно быть заложено в оценку надеж-
надежности распределительных систем газо-
179
снабжения. При оценке надежности
системы следует исходить из принци-
принципиальной недопустимости отказов,
считая, что отказ системы приводит
к непоправимым для выполнения за-
задачи последствиям.
Распределительные системы имеют
двойственный характер. С одной сто-
стороны, исходя из социального значе-
значения газоснабжения отказы системы
необходимо считать принципиально
недопустимыми. Системы должны ра-
работать непрерывно и безотказно.
Отсюда необходимо устанавливать вы-
высокий уровень надежности, который
определяет структурное резервирова-
резервирование принципиальной схемы. При от-
отказах элементов система переходит
на аварийный гидравлический режим,
газ подают большинству потребите-
потребителей, но, учитывая кратковременность
аварийной ситуации, его количество
может быть уменьшено по сравне-
сравнению с расчетным значением, что
составляет вторую сторону характера
системы. Лимит подачи газа в ава-
аварийных ситуациях определяет резерв
мощности (пропускной способности)
системы.
В теории надежности технических
устройств основным понятием для
оценки работоспособности элемента
или системы является вероятностная
оценка безотказной работы в тече-
течение заданного периода времени t.
Следовательно, основное понятие син-
синтезирует вероятностный и временной
подходы к оценке надежности. Про-
Продолжительность работы элемента оп-
определяется рядом случайных факто-
факторов, имевших место при проектиро-
проектировании, строительстве, приемке в рабо-
работу, и факторов, воздействующих на не-
него в процессе эксплуатации. Воз-
Воздействие случайных факторов не под-
поддается точному учету, поэтому детер-
детерминированная оценка времени рабо-
работы заменяется вероятностной — за-.
коной распределения времени работы.
Основным критерием надежности
для невосстанавливаемых систем яв-
является вероятность их безотказной
работы в течение заданного времени
P(t). Надежность сложных техничес-
180
ких систем оценивается вероятност-
вероятностным показателем, более полно ха-
характеризующим систему с точки зре-
зрения ее выходного эффекта,— пока-
показателем качества функционирования
системы, являющимся математичес-
математическим ожиданием характеристики ка-
качества функционирования. Эти пока-
показатели и определяют необходимое
структурное резервирование систем.
При аварийном гидравлическом ре-
режиме резервированных систем, когда
из работы системы выключается ка-
какой-либо элемент, ее пропускная спо-
способность падает, и наиболее неблаго-
неблагоприятно расположенным потребите-
потребителям подача газа может быть недо-
недопустимо снижена. Такое положение
приводит к отказу системы. Для
исключения отказа производится рас-
расчет системы при наиболее напря-
напряженных гидравлических режимах, со-
соответствующих отказам наиболее от-
ответственных элементов. При гидрав-
гидравлических расчетах всем потребителям
подается допустимый лимит газа, ко-
который является вторым детермини-
детерминированным показателем при расчете
надежности. Лимит подачи газа обос-
обосновывается из анализа потребителей
и определяет резерв пропускной спо-
способности системы.
Следующей особенностью распре-
распределительных систем газоснабжения,
определяющей специфический подход
к решению проблемы надежности,
является ограниченные возможности
резервирования. Газовые сети как вы-
высокого, так и низкого давления имеют
ничтожно малую аккумулирующую
способность (примерно 3...4% макси-
максимально часовой пропускной способ-
способности), поэтому связь между пода-
подачей газа в сеть и его потреблением
является практически жесткой. Это
приводит к тому, что емкость сети
не сказывается на надежности газо-
газоснабжения и не может служить ре-
резервом для повышения надежности
системы. Рассредоточенность потре-
потребителей газа у распределительных
систем существенно ограничивает воз-
возможность использования аварийных
источников газа. Аварийные источни-
ки могут быть использованы для
повышения надежности лишь основ-
основных линий высокого давления или
отдельных наиболее ответственных по-
потребителей. Основными средствами ре-
резервирования являются кольцевание
сетей и дублирование отдельных ее
участков.
Для сокращения ущерба при от-
отключении потребителей от газовой се-
сети в аварийных ситуациях необхо-
необходимо так ее запроектировать, чтобы
недоподача газа была небольшая.
Этого достигают путем секционирова-
секционирования сети на участки так, чтобы к
каждому участку было присоединено
ограниченное количество потребите-
потребителей. Правильным секционированием
можно существенно повысить пока-
показатель качества функционирования
сложной технической системы.
Существуют два основных пути
повышения надежности газоснабжаю-
газоснабжающих систем. Первый путь — это повы-
повышение надежности и качества эле-
элементов, из которых состоит система.
Здесь имеется в виду использование
для изготовления труб и оборудова-
оборудования материалов с лучшими показа-
показателями (стали с повышенными проч-
прочностными характеристиками, более
долговечные изоляционные материалы
и пр.), повышение требований к ка-
качеству конструкций и изготовлению из-
изделий (труб, задвижек, оборудова-
оборудованию газопроводов), повышение ка-
качества строительно-монтажных работ
и повышение требований к контролю
качества строительства. Для повыше-
повышения надежности газоснабжающих си-
систем используют прежде всего этот
путь, который реализуют при конст-
конструировании, изготовлении и приемке
элементов и узлов в эксплуатацию.
Но когда исчерпываются технические
возможности повышения качества эле-
элементов или когда дальнейшее повы-
повышение качества оказывается экономи-
экономически невыгодным, тогда идут по вто-
второму пути -- пути резервирования.
Второй путь необходим, когда надеж-
надежность системы должна быть выше на-
надежности элементов, из которых она
состоит.
Как отмечалось выше, надежность
элементов и систем оценивается
вероятностно-временными характе-
характеристиками их работоспособности. Ве-
Вероятностная природа случайных вели-
величин выражается законом распределе-
распределения, который устанавливает связь
между возможными ее значениями
и соответствующими им вероятностя-
вероятностями. Закон распределения случайной
величины ? наиболее полно отражает-
отражается функцией распределения
Функцией распределения случай-
случайной величины называется вероятность
того, что ? примет значение меньшее,
чем х. Функция распределения Fi1(X)
является неубывающей функцией ар-
аргумента х, следовательно, при Х2>
> Х\Fi[x2)^ Fi(x?). При величине ми-
минус бесконечности функция делается
равной нулю, а при плюс бесконеч-
бесконечности она равна единице Fi[-\- <х>)=\.
Для дискретных случайных вели-
величин функция распределения являет-
является разрывной, ступенчатой функцией.
Каждая ступенька соответствует воз-
возможным значениям случайной вели-
величины, а ее высота равна вероят-
вероятности этих значений. Сумма всех
скачков функции равна единице. Для
непрерывных случайных величин
функция распределения также непре-
непрерывна. Функция распределения пол-
полностью характеризует случайную ве-
величину с вероятностной точки зре-
зрения. Примером функции распределе-
распределения непрерывной случайной величи-
величины может служить время работы
неремонтируемого элемента до отка-
отказа (например, время работы мембра-
мембраны регулятора давления газа). Сред-
Среднее время работы, характеризующее
средний уровень качества элемента,
определяется математическим ожида-
ожиданием времени работы элемента до
отказа (время жизни). Но в силу
случайной природы время жизни каж-
каждого конкретного элемента (мембра-
(мембраны) будет в той или иной степени
отличаться от среднего значения. Это
отличие и отражает закон распреде-
распределения.
181
Рис. 9.1. Функция рас-
распределения времени
жизни неремонтируемо-
го элемента
Примерный вид функции распреде-
распределения случайной величины ?— вре-
времени жизни перемонтируемого элемен-
элемента показан на рис. 9.1. В началь-
начальный период работы вероятность отка-
отказов мала и значение Fx(t) растет
медленно. В средней части кривая
поднимается круто. Чем больше кру-
крутизна кривой, тем меньшим разбро-
разбросом характеризуются показатели ка-
качества изготовления элементов. В
своей конечной части кривая также
весьма полога, так как вероятность
длительной работы элемента значи-
значительно больше средней величины весь-
весьма мала. Вероятность того, что
время жизни элемента будет меньше
/?, определяется функцией Fx(U),
следовательно, FT(t) характеризует
надежность элемента, так как F(Tl)
есть вероятность отказа элемента до
момента t:
Вероятность безотказной работы
элемента больше времени t опреде-
определяется выражением
Эта вероятность называется
функцией надежности. Она является
основным критерием надежности, ха-
характеризующим безотказность работы
элемента (системы) в течение задан-
заданного периода времени. Безотказность
сложных технических систем, к кото-
которым относятся распределительные
системы газоснабжения, характеризу-
182
ется более сложным вероятностным
показателем — показателем качества
функционирования.
Часто закон распределения непре-
непрерывной случайной величины задают
в виде функции плотности распреде-
распределения /(/), которая связана с функ-
функцией F(x) соотношениями:
f(x) = Г(х) и
F(x)= \ f(x)dx.
— oo
Среднее время жизни (безотказ-
(безотказной работы) элемента определяют
как математическое ожидание ???
случайной величины ?:
оо оо
?0=?? = [ tf(t)dt или Го=( P(t)dt.
о %
Надежность характеризуется дол-
долговечностью — свойством сохранять
работоспособность до предельного со-
состояния с допустимыми перерывами
или без них при техническом об-
обслуживании и ремонтах. Как отме-
отмечалось выше, распределительные си-
системы газоснабжения являются си-
системами длительного действия, причем
длительность их работы на перспек-
перспективу не устанавливается. Они су-
существуют и развиваются, пока су-
существует город или населенный пункт
или пока для энергоснабжения города
не будет использован другой энерго-
энергоноситель, требующий иную систему
распределения. Поэтому долговеч-
долговечность не может служить характерис-
характеристикой надежности системы газоснаб-
газоснабжения.
Долговечностью характеризуют
надежность элементов системы: труб,
арматуры, оборудования и пр. Срок
службы элементов газовой сети выби-
выбирают таким, чтобы исключить фак-
фактор старения. Это вытекает из требо-
требований безопасности пользования сис-
системой. Так, в конструкции газопро-
газопроводов имеются элементы (например,
изоляция), которые стареют. Долго-
Долговечность конструкции определяют по
сроку службы наименее долговечно-
долговечного элемента. Для газопроводов срок
службы выбирают таким, чтобы изо-
изоляция еще обеспечивала его доста-
достаточную защиту от коррозии. Таким
образом, понятие долговечности не
сказывается на обосновании схемы
распределительной системы и выбора
резерва. Долговечность определяет
сроки между капитальными ремон-
ремонтами.
Системы газоснабжения — ремон-
ремонтируемые системы. Поэтому они ха-
характеризуются ремонтопригод-
ремонтопригодностью — свойством, заключающимся
в приспособленности системы.к пре-
предупреждению, обнаружению и устра-
устранению отказов и неисправностей
путем проведения технического об-
обслуживания и ремонтов. Основным
показателем ремонтопригодности
системы газоснабжения является вре-
время восстановления отказавшего
элемента ??.
Для возможности оценки надеж-
надежности системы прежде всего необ-
необходимо точно сформулировать поня-
понятие отказа элемента, рассмотреть фи-
физические и вероятностные условия
возникновения отказов. Вообще от-
отказ элемента — это нарушение его
работоспособности, для восстановле-
восстановления которой необходим ремонт с от-
отключением элемента из системы. Од-
Однако не всякое отключение элемента
приводит к отказу системы. Если
отключение произвести в период спа-
спада нагрузки, в нерабочие дни про-
промышленных предприятий, тогда это
отключение не скажется на газо-
газоснабжении потребителей. Поэтому под
отказом элемента исходя из условий
работоспособности системы будем
понимать внезапный отказ, когда
необходимо срочное отключение эле-
элемента. Такой отказ приведет к нару-
нарушению работы системы, к материаль-
материальному и моральному ущербу.
Причинами отказов, связанных с
нарушением прочности элементов, яв-
являются случайные совпадения пере-
перегрузок на ослабленных местах эле-
элементов, следовательно, природа от-
отказов носит вероятностный характер.
P(N)
P(R)'
M(N) RMUHPMU" M(R)
N1R
Рис. 9.2. Кривые рас- щей способности тру-
пределения внешних бопровода R
воздействий N в несу-
Прочность элемента определяется
значениями ряда независимых случай-
случайных величин, каждая из которых
имеет свой закон распределения. В
большинстве случаев законы распре-
распределения являются нормальными, так
как значение величины зависит от
большого числа, близких по своему
влиянию случайных факторов. Напри-
Например, снижение прочности сварного
шва может быть связано с непро-
непроваром, наличием шлаковых включений
и других причин, которые, в свою
очередь, зависят от квалификации
сварщика, качества используемых
электродов, условий сварки и т. д.
На рис. 9.2 показаны законы
распределения несущей способности
элемента R и нагрузки на элемент N.
Здесь несущая способность и на-
нагрузка рассматриваются как случай-
случайные величины. Отношение математи-
математических ожиданий этих величин RnN
дает запас прочности, принятый при
проектировании элемента. Однако хо-
хотя и с малой, но учитываемой вероят-
вероятностью может наблюдаться случай,
когда д/макс>^мин5, т е произойдет
разрушение элемента, наступит от-
отказ. Следовательно, второй особен-
особенностью отказов является то, что они
относятся к категории редких собы-
событий. Таким образом, главные свойства
отказов заключаются в том, что
они представляют собой случайные
и редкие события. Эти свойства
характеризуют не только отказы,
связанные с нарушением прочности,
183
о
I I
Tn Ти ?
Рис. 9.3. Зависимость
интенсивности отказов
от времени
мя @, /), рав'ная произведению ве-
вероятностей
P(AB)=P(A)P(B/А)
или
P(O, U)=P(U)=P(Oj)P(tJ{)=
P(t)P(tJx).
Отсюда вероятность безотказной
работы элемента за время (/, t\)
при условии, что он безотказно про-
проработал время @, t), равна:
P(t J^)=P(U)I P(t).
Вероятность отказа за (tji) как
противоположного события определя-
определяется выражением
щ
но и все отказы. Если нарушение
работоспособности элемента не явля-
является случайным событием, следова-
следовательно, его можно предусмотреть и
учесть в расчетах.
Одной из важнейших характерис-
характеристик надежности элементов является
интенсивность отказов ?, которую
можно определить как вероятность,
того, что элемент, проработавший
безотказно время t, откажет в после-
последующий момент dt. Из теории вероят-
вероятностей известно, что вероятность
совместного появления двух событий
или вероятность их произведения рав-
равна произведению вероятности одного
из них на условную вероятность дру-
другого при условии, что первое собы-
событие произошло:
P(AB)=P[A) P[BfA).
Будем считать событием А без-
безотказную работу элемента в течение
времени @, t). Вероятность этого
события будет P(A)=P(OJ). За собы-
событие В примем безотказную работу
элемента в течение времени (t, t\)
при условии, что он безотказно
проработал время (OJ), т. е. при
условии, что произошло событие А.
Вероятность такого события есть
условная вероятность P(B/'A)=P(JJ\).
Вероятность совместного появления
событий А и В, т. е. вероятность
безотказной работы элемента за вре-
184
P(t)
Переходя к бесконечно малым
величинам, получим
F[t, t + dt)=-
dP(t)
P(t)
P{t)
= X(t)dt.
Следовательно, вероятность отказа
за бесконечно малое время dt, если
до этого момента элемент безотказ-
безотказно работал, равна:
k(t)dt, где
P'(t) _
p{t) ¦
dP(t)
P(O dt
является интенсивностью отказов эле-
элемента. Она представляет собой ло-
локальную характеристику надежности
или вероятность того, что элемент,
проработавший безотказно в течение
времени /, откажет в следующую
единицу времени, если эта единица
мала.
Функция ?(/) может быть прибли-
приближенно определена экспериментально
путем испытания N элементов. Если
до момента t не отказало n(t)
элементов, тогда при достаточно
большом значении Л; и достаточно
малом значении ?/ можно написать:
Kt)=-
P'(t) _ P(t)-P(t + \t)
P(t)
At P{t)
An
At -
Atn(t) '
N
где An — число отказов за время At.
Экспериментально определенная
величина ?(/) представляет собой
удельную частоту отказов. Много-
Многочисленные опытные данные показыва-
показывают, что функция ?(/) для многих
элементов систем имеет три характер-
характерных периода (рис. 9.3). Первый
период от 0 до Tn является периодом
приработки, когда отказывают те эле-
элементы, которые имели скрытые дефек-
дефекты. Этот период характеризуется вы-
высокой интенсивностью отказов, кото-
которая, однако, быстро уменьшается, и
после момента Tn сохраняется по-
постоянной. Второй период—это пе-
период нормальной работы. Он являет-
является основным и характеризуется по-
постоянной интенсивностью отказов.
После определенного периода эксплуа-
эксплуатации, начиная с момента ТИ, на от-
отказах элементов начинают сказывать-
сказываться их износ и старение, и элемент
переходит в третий период — период
старения. В этот период интенсивность
отказов элемента растет.
Рассмотренная зависимость ? от
времени строго справедлива для нере-
монтируемых изделий. Элементы сис-
системы газоснабжения ремонтируемые.
Но рассмотренная закономерность яв-
является справедливой для вновь запу-
запущенной системы, до первых отказов
ее элементов. Все элементы системы
газоснабжения до пуска в эксплуата-
эксплуатацию проходят испытания и наладку.
В течение этого периода обнаружи-
обнаруживают и устраняют все дефекты. Поэ-
Поэтому период приработки @..Tn) для
системы газоснабжения можно не учи-
учитывать. Ввиду опасности, возникаю-
возникающей при отказах (утечка газа, обра-
образование взрывчатых смесей, пожары и
т. п.), срок службы элементов при-
принимают меньше ТИ, следовательно, в
расчетах систем газоснабжения интен-
интенсивность отказов можно принимать
постоянной.
При величине ?=?)?8? вероят-
вероятность безотказной работы элемента за
время t определяется так:
1KdLt =
dP{t)
Xt=-
так как при /=0; P(t)=l.
Отсюда вероятность безотказной
работы за время t равна:
Таким образом, можно считать, что
функция надежности элементов систем
газоснабжения подчиняется экспонен-
экспоненциальному закону.
Вероятность отказа элемента за
время / (ненадежность) равна:
а плотность вероятности отказов
F\t)=f{t)=Ke-u.
Рассмотренные характеристики от-
относятся к невосстанавливаемым эле-
элементам и используются при разработ-
разработке оценок надежности ремонтируемых
изделий.
9.2. Отказы
восстанавливаемых элементов.
Поток отказов
Работа элемента системы газоснаб-
газоснабжения представляется следующим об-
образом. Элемент работает до отказа.
После отказа его выключают из сис-
системы, ремонтируют (заменяют) и
вновь включают в работу. Матема-
Математическая модель процесса функциони-
функционирования элемента показана на рис. 9.4.
В любой момент времени t элемент
может находиться или в состоянии
исправности, или в состоянии отказа.
Сам процесс функционирования пред-
представляется чередующейся последова-
последовательностью величины: ??, ??, |г, тз,...,
|i, T1, где ?,—длительность /-го периода
исправной работы, а ?, — длитель-
длительность /-го ремонта (периода отказа).
Последовательность отказов элемента
во времени составляет поток отказов.
Поток отказов характеризуется пара-
параметром потока отказов со, который яв-
является аналогом интенсивности отка-
185
i
i
0
O1
T1
'! t.
Рис. 9.4. Математичес-
Математическая модель процесса
функционирования эле-
элемента
а\, п2, аз — моменты
отказов, ? и ?2, ?3—
Гг
?
. ?з |тд| —^*
моменты включений
элемента в работу пос
ле ремонта (или заме-
замены), ?,—длительность
периода работы, ?,—
длительность ремонта
зов ?. Для потоков отказов ординар-
ординарных и не имеющих последействия эти
понятия совпадают. Вместе с тем они
имеют различную природу: ?(?) приб-
приближенно равно безусловной вероятно-
вероятности отказа элемента за единицу вре-
времени (которая достаточно мала), а
?/ является условной вероятностью
,отказа за единицу времени при усло-
условии, что элемент проработал безот-
безотказно до момента /.
" Рассмотрим основные характери-
характеристики ремонтируемых изделий. Предпо-
Предположим, что имеется возможность
наблюдать за состоянием N одинаковых
участков газопроводов, каждый из ко-
которых длиной / (км), или за сос-
состоянием А/ задвижек, установленных
на газопроводах, в течение t лет. За
это время на каждом участке газо-
газопровода или на каждой задвижке было
обнаружено по rnt{t) повреждения
(отказов), которые были устранены.
В таком случае среднее число отказов
до наработки t будет:
mcP@=2j mit) I N
г=1
В пределе при очень большом
числе наблюдаемых объектов полу-
получаем характеристику потока отказов
H(t)= Hm 2
N .
/V-I-OO
Для газопроводов и их оборудова-
оборудования период приработки отсутствует,
так как возможные дефекты обнару-
обнаруживают во время испытания при при-
емке, и функцию H(t) можно считать
линейной: H(f)=(ut.
Здесь величина ?= const — пара-
параметр потока отказов. Его опреде-
определяют экспериментально или из статис-
статистических данных повреждений, фикси-
фиксируемых эксплуатирующими службами.
Если за время наблюдения (обычно
?/ принимают равным одному году)
каждый элемент из /V наблюдаемых
отказал Hi1 раз, тогда
?
=?
NM
Величину, обратную параметру по-
потока отказов T=X/(?, измеряемую в
годах (часах), называют наработкой
на отказ. Величина T — это среднее
время работы элемента (участка газо-
газопровода, задвижки, компенсатора
и т. д.) между отказами. Параметр
потока отказов газопроводов обычно
относят к 1 км длины. В этом слу-
случае
где ??— параметр потока отказов, отнесенный
к 1 км и измеряемый в 1/(год-км), / — длина
газопровода, км
Современный уровень строительст-
строительства, контроля качества строительно-
монтажных работ, а также эксплуа-
эксплуатации газовых сетей обеспечивает
весьма малую величину параметра по-
потока отказов. Малая вероятность от-
отказов газовых сетей является так-
также следствием простоты их конструк-
конструкций и статического режима работы,
при котором они не несут предусмот-
предусмотренных расчетом знакопеременных и
инерционных нагрузок. Отказы возни-
возникают при случайном совпадении по-
повышенных нагрузок на ослабленных
элементах, поэтому отказ является
случайным и редким событием. Слу-
Случайные отказы элементов системы га-
газоснабжения относят к простейшему
потоку случайных событий или одно-
однородному процессу Пуассона. Такие
процессы характеризуются стационар-
стационарностью, отсутствием последействия
и ординарностью. Покажем, что
186
эти условия выполняются и для систем
газоснабжения.
Стационарности отвечает такой по-
поток случайных событий, когда вероят-
вероятность наступления определенного их
числа на заданном промежутке време-
времени зависит от длительности рассматри-
рассматриваемого промежутка, но не зависит
от его сдвига на ту или иную
величину по оси времени. В процес-
процессе эксплуатации параметр потока от-
отказов элементов систем газоснабже-
газоснабжения сохраняется примерно постоян-
постоянным. Следовательно, число отказов
пропорционально рассматриваемому
промежутку времени и не зависит от
его сдвига в пределах времени
эксплуатации. Таким образом, элемен-
элементы системы газоснабжения обладают
свойством стационарности. Если эле-
элемент характеризуется отсутствием
последействия, то это значит, что отка-
отказы возникают независимо друг от
друга. Распределительные газопрово-
газопроводы проектируют таким образом, что-
чтобы разрыв одного участка газопрово-
газопровода не мог послужить причиной пов-
повреждения другого. При выключении из
работы параллельного, кольцующего
участка или оборудования расходы га-
газа через другие участки возрастают,
но при этом давление в городской
сети не увеличивается, поэтому не уве-
увеличивается и нагрузка на трубу. Из
изложенного следует, что системы га-
газоснабжения не имеют последействия.
Ординарностью обладают такие сис-
системы, у которых практически невоз-
невозможно появление двух или несколь-
нескольких отказов за малый промежуток
времени. Системы газоснабжения об-
обладают свойством ординарности. Ве-
Вероятность m отказов за время t в
простейшем потоке событий Pm(t)
распределяется по закону Пуассона
P (/)?
m\
2...
Вероятность того, что в интерва-
интервале времени / не будет ни
одного отказа, равна:
Эта вероятность есть функция на-
надежности элементов системы газо-
газоснабжения и подчиняется экспонен-
экспоненциальному закону.
Надежность ремонтируемых эле-
элементов характеризуется коэффициен-
коэффициентом готовности К, который равен
вероятности застать элемент в ис-
исправленном состоянии. Для расчетов
обычно используют стационарный ко-
коэффициент Kr, к которому стремится
Kr(t) с ростом времени. Коэффи-
Коэффициент готовности определяют по фор-
формуле
К = Т/(Т+ТВ),
где T — наработка на отказ, Г= l/?; Тв— сред-
среднее время восстановления.
Для элементов систем газоснабже-
газоснабжения время наработки на отказ
несоизмеримо больше среднего време-
времени ремонта (примерно на четыре
порядка), поэтому коэффициент готов-
готовности практически равен единице и не
используется для оценки надежности
элементов газовых сетей.
Основными видами повреждений
распределительных газопроводов яв-
являются механические, коррозионные и
разрывы сварных швов.
Механические повреждения под-
подземных газопроводов обычно возни-
возникают при неправильном или небреж-
небрежном производстве строительно-мон-
строительно-монтажных работ вблизи мест их прок-
прокладки, но определенная часть меха-
механических повреждений носит случай-
случайный характер, которую следует учи-
учитывать при расчетах надежности
распределительных газовых сетей.
Значительное количество повреж-
повреждений газопроводов возникает из-за
коррозионного воздействия грунта или
блуждающих токов. Активные корро-
коррозионные процессы протекают в местах
нарушения изоляции газопроводов.
Нарушения изоляции являются след-
следствием случайных дефектов, которые
наблюдаются при ее нанесении, транс-
транспортировании труб или их укладке
в траншею. Дефекты изоляции носят
местный и случайный характер распре-
распределения по длине трубы. Возмож-
Возможность нескольких повреждений по дли-
187
не окружности трубы является собы-
событием весьма маловероятным. Таким
образом, дефекты изоляции можно
рассматривать как случайные и редкие
события, количество которых мало за-
зависит от диаметра газопровода, и их
можно считать лишь пропорциональ-
пропорциональными длине.
Другим видом повреждений под-
подземных газопроводов являются раз-
разрывы сварных швов, которые происхо-
происходят при случайном совпадении пони-
пониженных сопротивлений швов из-за де-
дефектов сварки и увеличенных нагрузок
на трубопровод, обычно связанных с
дефектами строительства. Для об-
обнаружения дефектов качество сварки
городских газопроводов контролируют
физическими методами, однако конт-
контролю подвергают не все стыки. Но и
при контроле могут оказаться случаи,
когда дефектные швы будут незаме-
незамеченными и в дальнейшем при пере-
перегрузках произойдет их разрушение.
Сварные соединения разрушаются
под действием напряжений, возника-
возникающих в трубопроводах в продольном
направлении. Эти напряжения или не
зависят от диаметра трубы, или ука-
указанная зависимость незначительна.
Это положение подтверждают статис-
статистические данные, из которых следует,
что параметр потока отказов газопро-
газопроводов, вызванных разрывами стыко-
стыковых соединений, не зависит от диамет-
диаметра. Практическая независимость пара-
параметра потока отказов ? распре-
распределительных газопроводов от их
диаметра имеет большое значение
при выборе структурного резерва
кольцевых сетей. Надежность в дан-
данном случае будет определяться только
схемой сети и не будет зависеть от
диаметров участков.
Повреждения отключающей арма-
арматуры подразделяют на два вида. Пер-
Первый вид повреждений характеризуется
нарушением плотности перекрытия га-
газа задвижкой и приводит к потере
ее работоспособности. В результате
возникает необходимость увеличивать
длину участка газопровода и отклю-
отключать большее число потребителей для
производства ремонта на участке. Ко
188
второму виду относят такие повреж-
повреждения, которые приводят к утечкам
газа через арматуру. Второй вид
повреждений представляет наиболь-
наибольшую опасность, так как в резуль-
результате утечек может произойти за-
загазованность соседних зданий и соо-
сооружений.
Выше были рассмотрены повреж-
повреждения, влияющие на надежность сис-
систем, но не все повреждения требуют
отключения элемента из сети для про-
производства ремонта. Мелкие поврежде-
повреждения ликвидируют на действующей сис-
системе. Такие повреждения не сказыва-
сказываются на газоснабжении потребителей
и, следовательно, не являются отка-
отказами. Если для производства ремонта
поврежденного элемента его необходи-
необходимо отключить от системы, то такое
повреждение приводит к отказу эле-
элемента. Отказы элементов нерезерви-
нерезервированных систем приводят к отказу
системы. Если система резервирован-
резервированная, тогда отказ элементов может и не
привести к отказу системы. Это зави-
зависит от степени резервирования. Учи-
Учитывая изложенное, все повреждения
элементов газовых сетей следует раз-
разделить на две группы: 1) повреж-
повреждения, приводящие к отказу элемента
и требующие его отключения для про-
производства ремонта; 2) мелкие повреж-
повреждения, которые могут быть ликви-
ликвидированы без снижения давления газа
и отключения участка (т. е. не приво-
приводящие к отказу).
К первой группе повреждений отно-
относятся: трещины в сварных швах га-
газопроводов и их разрывы; сквозные
коррозионные повреждения труб раз-
размером примерно более 5 мм; трещи-
трещины в корпусах задвижек и пробко-
пробковых кранах; отрывы фланцев; утечки в
фланцевых соединениях, требующие
замены прокладок; разрывы сварных
швов и коррозионные повреждения
линзовых компенсаторов и корпусов
конденсатосборников. К этой группе
следует отнести также разрывы газо-
газопроводов и оборудования, вызванные
механическими повреждениями.
Ко второй группе повреждений
относятся: несквозные коррозионные
Таблица 9.1. Классификация повреждений и отказов элементов газовых распределительных
сетей среднего и высокого давления
Вид повреждения и по
врежденный элемент
Отказы элемента и их процент
-я группа — вне1апный отказ 2-я группа - постепенный отказ
Повреждения, не при-
приводящие к отказу
Коррозия газопрово-
газопроводов
Трещины в сварных
стыках и их разрывы
Механические по-
повреждения, носящие
случайный характер
Задвижки (чугунные)
Пробковые краны (ти-
(типа КС)
Линзовые компенса-
компенсаторы
Конденсатосборники
Повреждения
Сквозное повреждение
больших размеров B0 мм
и более), сквозное по-
повреждение, расположен-
расположенное вблизи зданий 10..
13%
Полный разрыв или при-
примерно более половины
окружности. Разрыв
стыка вблизи зданий
15...20 %
50%
газопроводов
Сквозное повреждение
размером менее примерно
20 мм
45...55 %
Трещины в сварных сты-
стыках, неполный разрыв
стыка
85...75 %
50%
Повреждения оборудования газопроводов
Разрывы и трещины в
корпусе, отрывы флан-
фланцев, пробой прокладок,
выпадение клиньев 15 %
Отрыв фланца, необхо-
необходимость замены про-
прокладки
1.-1,5%
Разрыв сварного стык
10 /о
Разрывы сварных швов
горшка
3...4 %
Трещины в клиньях, не-
неполное перекрытие
15
Разрыв сварного стыка
85%
Разрывы сварных швов
горшка и трубки, полом-
поломки сальникового крана
4.-5 %
Каверны, сквозные по-
повреждения менее при-
примерно 5 мм
30...40 %
Коррозионные свищи
в сварном шве
Утечка в сальнико-
сальниковом уплотнителе
70%
Утечка через нажим-
нажимной болт и сальник
98,5.. 99 %
Коррозия трубки:
утечка через сальник
крана, утечки во флан-
фланцах и резьбовых сое-
соединениях головки
91...93 %
повреждения в виде каверн; мелкие
сквозные повреждения размерами
примерно менее 5 мм; коррозионные
свищи в сварных швах; утечки в саль-
сальниковых уплотнениях задвижек и кра-
кранов; утечки из кранов трубок кон-
денсатосборников и коррозионные
повреждения этих трубок.
Отказы элементов газовых сетей,
в свою очередь, могут быть разде-
разделены на две неравные группы. Пер-
Первую группу составляют внезапные от-
отказы, вторую — постепенные. К вне-
внезапным отказам следует отнести такие
крупные повреждения элементов сис-
систем, которые вызывают необходимость
немедленного отключения участка.
При установлении места такого пов-
повреждения сразу выявляют участок се-
сети, который должен быть отключен,
извещают всех потребителей, присое-
присоединенных к этому участку, о прекра-
прекращении подачи им газа и участок
отключают от газовой сети. К вне-
внезапным отказам могут привести и ме-
менее серьезные повреждения, если они
расположены вблизи жилых и общест-
общественных зданий, при этом есть опас-
опасность попадания вытекающего газа
в эти здания. Классификация повреж-
повреждений газопроводов и их оборудова-
оборудования приведена в табл. 9.1, где указа-
указаны доли внезапных повреждений как
для газопроводов, так и оборудования.
Для выявления значений показате-
показателей надежности был проведен анализ
189
повреждений на газовых сетях круп-
крупных городов и областных систем. В
результате были получены следую-
следующие значения параметра внезапных
отказов, которые являются основой
при расчете надежности систем,
1/(км-год):
1) коррозионные повреждения
?=0,12· 12,87· ICT3= 1,54-10 ;
2) повреждения сварных швов
?=0,18·5,13· 10 ~3=0,92-10 ~3;
3) механические повреждения
@=2,09-??.
Повреждения линзовых компенса-
компенсаторов и конденсатосборников приво-
приводят к необходимости отключения
участка газопровода, поэтому пара-
параметр потока отказов этих повреждений
должен быть приплюсован к парамет-
параметру ? газопроводов. Считая, что зад-
задвижки с компенсаторами устанавли-
устанавливают примерно через 3 км, а кон-
денсатосборники через 2 км, к пара-
параметру потока отказов следует приба-
прибавить добавку, 1/(км-год);
??=0,11·10-3.
Учитывая то, что причины, вызы-
вызывающие коррозионные повреждения,
разрывы сварных стыков, механичес-
механические повреждения, повреждения лин-
линзовых компенсаторов и конденсато-
конденсатосборников являются независимыми
друг от друга, поэтому расчетное зна-
значение параметра потока отказов будет
равно сумме ? для всех перечислен-
перечисленных видов повреждений, 1 % (км · год):
(ор= @,154+0,92+2,09+
+0,11I0-3=3,27·10-3.
Значения параметра потока отка-
отказов для арматуры можно привести
лишь приближенные 1/год:
1) для задвижек
??=3,4·10-3;
2) для кранов типа КС
сор=0,64-10 ~3;
3) для стальных задвижек пред-
предварительно можно принять
190
??=0,5.10~3.
Приведенные расчетные значения
параметра потока отказов для подзем-
подземных газопроводов и их оборудования
характерны для газовых сетей, эксплу-
эксплуатируемых в 60...70-е годы. На перс-
перспективу значение параметра потока
отказов будет уменьшаться в связи
с прогрессом технических решений, по-
повышением качества строительных ра-
работ и эксплуатации, улучшением конт-
контроля качества строительства. Учиты-
Учитывая изложенное, расчетные значения
параметров потока отказов для проек-
проектируемых систем можно рекомендо-
рекомендовать следующие:
1) для газопроводов
сор=2.10-31/(км.год);
2) для чугунных задвижек
сор= 1,7-10 I/год;
3) для стальных задвижек
сор=0,3-10-31/год;
4) для кранов
??=0,2·10-31/???.
9.3. Показатели надежности
распределительных систем
газоснабжения
Состояние системы в момент вре-
времени / определяется состоянием в этот
момент ее элементов. При опреде-
определенной совокупности исправных эле-
элементов система будет исправна в
целом. При определенной совокупнос-
совокупности отказавших элементов система
будет в состоянии отказа в целом.
Сложная техническая система харак-
характерна тем, что наряду с двумя указан-
указанными выше крайними состояниями
система может находиться в других,
определенных состояниях, когда она
будет обладать частичной работоспо-
работоспособностью Переход системы из одного
состояния в другое связан с отка-
отказом или восстановлением ее элемен-
элементов.
Состояние системы определяется
вектором X{t), являющимся матема-
тической моделью ее функционирова-
функционирования. Для системы газоснабжения
его можно представить так:
Xn(t)
x,(t) — функция, которая описывает состояние
г-го элемента системы:
1> ^СЛЙ *-тыи элемент работоспособен;
q. если /.ТЬ1й элемент неработоспособен;
_ ?
и — число элементов, которое учитывают при
расчете надежности системы.
Рассмотрим процесс функциониро-
функционирования системы, состоящей их двух
элементов. Для нее вектор состояний
будет
W) =
Всего возможно четыре состояния
системы, определяемых различным со-
сочетанием исправных и отказавших
элементов:
(У) —
X2 (?
X1 {? =
@ =
Состоянию 0 (нуль) соответству-
соответствуют все исправные элементы. При сос-
состоянии 3 все элементы отказали. Граф
состояний системы и переходы системы
из одного состояния в другое показа-
показаны на рис. 9.5.
О полном или частичном отказе
системы можно судить, лишь зная ее
структуру. Существуют две характер-
характерные структуры: последовательное и па-
параллельное соединения элементов.
Последовательное соединение элемен-
элементов с позиций надежности есть такое
соединение, при котором отказ хотя
бы одного элемента приводит к отка-
отказу системы. Если в рассмотренном
выше примере соединение элементов
считать последовательным, тогда ра-
рабочему состоянию системы соответст-
соответствует лишь состояние 0. Все осталь-
остальные состояния A, 2, 3) составля-
составляют состояние отказа системы. Для
безотказной работы системы за вре-
Рис. 9.5. Граф состоя-
состояний системы
мя t необходимо, чтобы в течение
этого времени безотказно работал
каждый элемент. Учитывая то, что эле-
элементы независимы в смысле надеж-
надежности вероятность безотказной работы
системы будет равна произведению ве-
вероятностей безотказной работы ее эле-
элементов, т. е. при п элементах
Если вероятность безотказной ра-
работы элементов подчинена экспонен-
экспоненциальному закону, тогда:
P(O = е
?
t
Следовательно, безотказность ра-
работы системы также подчиняется экс-
экспоненциальному закону.
При параллельном соединении эле-
элементов к отказу системы приводит
отказ всех элементов. Следовательно,
для рассмотренного примера работо-
работоспособные состояния будут 0, 1, 2.
Отказу системы соответствует состоя-
состояние 3. Если каждый элемент не рас-
рассчитан на обеспечение полной рабо-
работоспособности системы, тогда только
при состоянии 0 система исправная
в целом, а в состояниях 1, 2 ее
показатели будут снижены. При рас-
рассмотрении вероятности отказа ремон-
ремонтируемой системы, состоящей из па-
191
1-й элемент
2-й элемент
t7 г
Рис. 9.6. Процесс функ-
функционирования двух эле-
элементов системы
раллельных элементов, к отказу сис-
системы приводит одновременный отказ
всех элементов. Учитывая, что вре-
время восстановления несоизмеримо
меньше времени работы, совпадение
двух отказов является событием чрез-
чрезвычайно маловероятным. Поэтому па-
параллельное соединение элементов обес-
обеспечивает высокую надежность сис-
системы газоснабжения.
Определим вероятность одновре-
одновременного отказа двух участков сети.
Такое событие может произойти при
совмещении двух событий: отказа од-
одного участка во время ремонта дру-
другого. На рис. 9.6 показан процесс
функционирования двух участков
кольцевого газопровода. В момент
Ii возникают отказы элементов. Их
отключают и начинают ремонтировать
в течение времени т„ после чего их
вновь включают в работу.
Предположим, что отказал первый
элемент. Вероятность такого события
(\~e~(ut\). Одновременный отказ двух
элементов возможен в следующих
двух случаях. Или второй элемент
отказал во время ремонта первого,
в период ??, или отказал раньше
первого, в период между момента-
моментами времени от t\ до t?.. В первом
случае начало ремонта второго эле-
элемента падает на время ремонта пер-
первого. Предельному случаю такого со-
события соответствует совпадение нача-
начала ремонта второго с концом ремон-
ремонта первого (момент t$). Bo втором
случае первым отказывает второй эле-
192
мент, и конец его ремонта попа-
попадает в период ??. Предельным случаем
этого события будет момент t\, ког-
когда конец ремонта второго элемента
совпадает с началом ремонта перво-
первого.
Следовательно, если отказ второго
элемента попадает в период Ti-f-f2,
тогда имеет место двойной отказ. Ве-
Вероятность отказа второго элемента
в течение времени ??+T2 будет
Вероятность одновременного отка-
отказа двух элементов (т. е. вероят-
вероятность совмещения событий) равна
произведению вероятностей этих со-
событий:
?
Если /=10 лет, ??+?.2=10 3 лет,
?? = ?2=5·10~3 1/год, тогда
???2(??-1-T2)MS- 1(Г3J1(Г3· 10=
= 0,00000025,
т. е. примерно на пять порядков
меньше, чем отказ одного участка. Из
изложенного следует, что одновремен-
одновременные отказы двух участков сети при
расчете надежности можно не учиты-
учитывать.
Все множество состояний системы
называют фазовым пространством
состояний. При оценке эффективности
функционирования сложной техничес-
технической системы каждому состоянию ста-
ставят в соответствие характеристику
качества функционирования. Обозна-
Обозначая характеристику качества функцио-
функционирования ??(?)_, являющейся функ-
функцией вектора X(t), можно написать
соотношение
Вектор X (/) изменяется случайным
образом, поэтому показателем качест-
качества функционирования системы являет-
является математическое ожидание случай-
случайной функции ??(?) за время t, как
среднее по множеству реализаций
процесса
?(?=???(?).
Для возможности расчета показа-
показателей надежности системы необходимо
установить понятие отказа системы.
Отказом системы будем считать та-
такое ее состояние, когда хотя бы один
потребитель отключен от сети и не
получает газ. У нерезервированных
систем отказ любого элемента приво-
приводит к отказу системы. У резерви-
резервированных систем к отказу системы
приводят только следующие виды
отказов: 1) отказ участка, к которому
между отключающими устройствами
присоединены потребители: 2) отказ
отключающего устройствами; 3) двой-
двойной отказ элементов сети. В расче-
расчетах следует учитывать только первые
два вида отказов, так как двойной
отказ маловероятен.
Показатель надежности системы
газоснабжения /?Сист@ определим как
отношение показателя качества функ-
функционирования реальной системы к по-
показателю качества функционирова-
функционирования идеальной системы ??(?). Идеаль-
Идеальная система всегда находится в ис-
исправном состоянии Xo (t), и все ком-
компоненты вектора X(t) равны единице.
#сист(/)=Ф(/)/Ф0(/).
Характеристика качества функцио-
функционирования определяется задачами
системы. Главной задачей распреде-
распределительной системы газоснабжения
является ежечасная подача газа всем
потребителям в соответствии с их
потребностями или заранее установ-
установленными графиками. Поэтому за ха-
характеристику качества функциониро-
функционирования системы газоснабжения следует
принять расчетный часовой расход
газа, подаваемого потребителям. Каж-
дому_состоянию системы газоснабже-
газоснабжения X(t) противопоставим максималь-
максимально-часовой расход газа ??(?) через
систему. Этот расход зависит только
от состояния системы и дает чис-
численную оценку степени выполнения
задачи.
При различных состояниях систе-
системы X(t) отключается различное чис-
число потребителей и суммарная непода-
неподача газа им определяет снижение по-
7 Зак 1052
Q1= 0,2Q0
Cj-<
Il
С?
Го—
D-
D
г-Х ' J CXh
-D
—D
-D
—D
о
су
> Il
Рис. 9.7. Кольцевой
газопровод
казателя качества ф>нкционирования.
Если обозначить расчетный расход
газа через исправную систему Q0, а
неподачу газа отключенным по-
потребителям в состоянии X(t) — через
^QX, тогда
Величина AQ* определяется без
гидравлических расчетов прямо по
схеме, соответствующей рассматрива-
рассматриваемой аварийной ситуации.
Выведем выражение для показате-
показателя надежности на примере кольцево-
кольцевого газопровода, разделенного на три
участка (рис. 9.7). При отказе
участка его отключают и присоеди-
присоединенные к нему потребители лишают-
лишаются газоснабжения, т. е. имеет место
отказ системы. Так, при отказе
участка 2 система недодает 0,3Qo газа
(где Qo— рачетный расход газа через
систему). Неотключенные потребите-
потребители, присоединенные к участкам / и
3, получают лимитированное количест-
количество газа и в отказанном состоянии
не находятся.
Рассмотрим возможные состояния
системы, связанные с отказами участ-
участков газопроводов. В целях упрощения
отказы задвижек учитывать не будем.
Вектор состояний системы будет иметь
вид:
193
"= A01)
= (no)
Рис. 9.8. Размеченный
граф
Таблица 92 Состояние системы
газоснабжения
Способ
выполне
ния за
дачи /
0
1
2
3
хт
XS=(Hi)
XJ =t@11)
XJ=(IOl)
Хзт=(П0)
1,
2,
1,
]'
V1
2, 3
3
3
2
Q,
Qo
0,8Q0
0,7Q0
0,5Q0
xi(t)
x2(t)
1@=
Транспонировав вектор-столбец X
в вектор-строку ??, напишем граф
состояний системы (рис 9.8). Счи-
Считаем, что во время ремонта одного
элемента вероятность отказа другого
ничтожно мала, поэтому возможны
только четыре состояния: система ис-
исправна ,Yo=(IIl) или у систем от-
отказал один из участков. Для каждого
состояния системы X(i) определим
характеристику качества функциони-
функционирования ??{?.
Для систем газоснабжения она бу-
будет равна:
где ] — аварийное состояние
Составим таблицу состояний систе-
системы, расположив их в порядке невоз-
невозрастания характеристики качества
функционирования. В табл. 9.2 V1—
набор элементов, обеспечивающих вы-
выполнение задачи способом /. Переходы
системы из исправного состояния
в отказовое характеризуются парамет-
параметром потока отказов участков ?>?,
@2, «з. Из состояния отказа в резуль-
результате ремонта система возвращается
в исправное состояние с параметром
потока восстановления ??, ?2, ?3· Ве-
Вероятности перехода системы из одного
состояния в другое за промежуток
времени dt соответственно будут рав-
равны (adt и yndt. Отметим на графе
состояний против каждой стрелки па-
параметры потоков событий (?, или
?(). Можно считать, что настоящее
состояние системы не зависит от его
прошлого, поэтому переходы системы
из состояния в состояние будут мар-
марковскими. Переходные вероятности из
состояния / в состояние k при
\Фк будут:
Pik=oijdt; ?^—????
или
P,k=r,kdt.
Вероятность остаться системе в
своем состоянии, не совершив за вре-
время dt ни одного перехода, опреде-
определяется как вероятность события, до-
дополнительного к совокупности всех
возможных переходов из этого состоя-
состояния в другое, т. е.
P4=, 1_2 rlkdt
Из предыдущего следует, что
гЖ }Фк,
Р" * \- Zr111Ut, 1 = 1
I
и Z1P 1к = 1
Свяжем вероятность состояния
системы в момент t-\-dt с вероят-
вероятностью состояния в момент / и пере-
переходными вероятностями. В момент
t-\-dt система может попасть в сос-
состояние k двумя взаимно исключающи-
исключающими путями. Во-первых, она могла
быть в момент t в состоянии k с
вероятностью Pkit) и за время dt
не совершить ни одного перехода. Ве-
Вероятность такого события будет
194
Здесь величина A—? r^dt) услов-
ная вероятность не покинуть состоя-
состояние k за время dt при условии, что
система находилась в состоянии k.
Второй путь соответствует случаям,
когда в момент t система находилась
в состоянии j=/= k и за время dt со-
совершила переход в состояние k. Веро-
Вероятность такого события будет:
? P(t)rlkdt
}фк
Здесь величины r^dt — условные
вероятности перейти из состояния
/ в состояние k при условии, что сис-
система находилась в состоянии /. Учи-
Учитывая изложенное, можно написать
уравнение для вероятности Pk(t-\-dt):
? г Ai
P,(t)r!kdt
Преобразуем это уравнение
dPAt) ^ ^n
-^r-=-рIt)H rkl+Z
кф! i
где k, /=0, 1, 2, и ? д, ? е урав
нение записывается для всех состояний сис-
системы
Для решения системы дифферен-
дифференциальных уравнений необходимо за-
задать начальные условия в виде
вероятностей P1 @) состояний системы
в начальной момент t=0. Напишем
систему уравнений для рассматрива-
рассматриваемого примера. Состояния k соответст-
соответственно будут 0, 1,2, 3:
?? + P2(O ?2 + P3(O ?3;
=-?2(??2+??(??2;
Считая, что при отказе система
не выполняет задачу (т. е. рассмат-
рассматривая ее как неремонтируемую), при-
примем ?,=0. В этом случае уравнения
примут вид:
PVO= -(??
?? (O=
Р'2 (O=(O
- ,. - "^3(O=?3??@-
Примем следующие начальные усло-
условия:
t = 0; P0(O)=U, P1(O) = O; P2(O) = O;
Интегрируем первое уравнение
dPo(t) у Г dP°r
dt - ^ 03^oW' ) po{t
При ^=OP0(O=I и C=O. Решение бу-
будет
P0(t) = e Л.
Решаем второе уравнение, используя
решение первого:
dPx
dt
?, P0 @, dPx(t) = ?,? ^'dt,
— ??,?
I —??,\
+ С
или
?, —??,<
При Z=OPi(O)=O; ?=?—
Решение второго уравнения будет
P,=
•"??/1 с '·
Третье и четвертое уравнения ре-
решают аналогично. Таким образом, об-
общее решение системы уравнений бу-
будет:
??
1-е
-??,?
,/\
Так как система может находиться
только в одном из состояний 0, 1,2, 3,
поэтому сумма вероятностей пребыва-
пребывания системы в этих состояниях рав-
равна единице, т. е.
195
??,(?=\.
Математическое ожидание харак-
характеристики качества функционирова-
функционирования определится формулой
1
Используя соотношение Q1=Q0—
—AQy, преобразуем полученную фор-
формулу
Формула для показателя надеж-
надежности системы соответственно будет
Для отдельных, наиболее ответст-
ответственных узлов может возникнуть зада-
задача оценки надежности снабжения
их газом. Показатель для оценки на-
надежности узла получается из пока-
показателя надежности системы с учетом
следующих особенностей. Рассматри-
Рассматриваются только те аварийные ситуа-
ситуации, которые приводят к перерыву
газоснабжения узла, поэтому число
таких ситуаций / будет равно числу
элементов, отказы которых создают
аварийные ситуации. Так как при от-
отключении узла значение Qi=O, поэто-
I = I
()
?
? ?,
превращается в нуль и показатель
надежности узла будет
?
-?? ?
где / равно числу элементов, отказы ко
торых нарушают газоснабжение узла
Следовательно, показатель надеж-
надежности узла является вероятностью без-
безотказной подачи газа в узел. Ве-
Величина /?Сист@ полностью оценивает
надежность как резервированной, так
и нерезервированной системы. Но для
196
резервированных систем этой оценки
недостаточно. Как отмечалось выше,
особенностью распределительных сис-
систем газоснабжения является то, что в
периоды аварийных ситуаций, когда
производится ремонт отключенного
элемента, допустимо снижение качест-
качества системы, выражающееся в лими-
лимитированной подаче газа потребителям
QniiM, меньшей, чем расчетное значе-
значение. Величину QnnM определяют в зави-
зависимости от характера потребителя
и его энергоснабжения.
Детерминированный показатель
надежности (Злим определяет состояние
отказа для резервированных систем.
Если подача газа потребителю в ава-
аварийной ситуации Q3B меньше Qj,™, тог-
тогда имеет место отказ системы. Ве-
Величина детерминированного показате-
показателя определяет резерв мощности (про-
(пропускной способности) резервирован-
резервированной системы. Его определяют в резуль-
результате расчета потокораспределения в
системе при наиболее напряженных
гидравлических режимах (расчет ре-
резерва пропускной способности газо-
газовых сетей был рассмотрен в главе
6). Таким образом, надежность резер-
резервированных систем определяется:
1) показателем надежности /?Сист@» к0"
торый определяет структуру системы;
2) детерминированным показателем
Qлим, который определяет резерв в диа-
диаметрах газовой сети.
9.4. Расчет надежности
нерезервированных
и резервированных
газовых сетей
Основная задача расчета надежд
ности тупиковой разветвленной газо-?
вой сети сводится к определению
показателя надежности принятой схе-
схемы и по полученному значению пока-
показателя решению вопроса о необходи-
необходимости резервирования сети. Отказу
любого элемента тупиковой сети при-
приводит к отказу системы, но с различ-,
ной «ценой» отказа. Учитывая изло-
изложенное, при одинаковом расположен
нии узловых потребителей различные
схемы соединения их трубопроводами
59 CxJ
——4X3
55 П 2h52
69
11
ГРС
будут отличаться надежностью. Кроме
того, различное расположение отклю-
отключающих устройств (т. е. различное
секционирование системы) также ха-
характеризуется различной надежнос-
надежностью. В связи с этим возникает за-
задача оптимизации схемы разветвлен-
разветвленной газовой сети и ее секциониро-
секционирования, которая позволит запроекти-
запроектировать сети с наибольшим значением
показателя надежности. Если же этот
показатель окажется ниже требуемого
уровня, то необходимо резервирование
сети.
Рис. 9.9. Схема кольце-
кольцевой сети города
Расчет надежности кольцевой сети
ведут в два этапа: на первом обос-
обосновывают необходимый структурный
резерв, на втором — резерв пропуск-
пропускной способности. Рассмотрим первый
этап расчета на примере.
Рассчитаем надежность кольцевой
газовой сети среднего города с чис-
численностью населения в 80 тыс. чел.
и годовым потреблением газа 70 млн.
м3. Бытовое, коммунально-бытовое
197
Таблица 9.3. Расходы газа районными котельными (PK), крупными коммунально-бытовыми
и промышленными потребителями (см. рис. ?.?)
Показатель
Номер позиции по-
потребителя
Q, м3/ч
Тип потребителя
PK-I
54
700
PK 2
68
2000
РК-З
60
5000
РК-4
63
2000
ПП-1
56
200
ПП-2
55
3000
ПП-З
57
5000
ПП-4
59
8000
Таблица 9.4. Расходы газа сетевыми ГРП (см. рис. 9.9)
Показатель
Номер позиции
потребителя
Q, м3/ч
MP-I
53
400
52
700
МР-2
65
1700
66
1700
67
1500
69
1500
МР-З
58
1800
61
2000
МР-4
62
600
64
1000
потребление газа и расход на отопле-
отопление зданий составляют 22 600 м 3/ч.
Промышленность потребляет
16 200 м 3/ч. Суммарный расход газа
городом 38 800 м 3/ч. Схема сети высо-
высокого давления показана на рис. 9.9.
Главные магистрали сети закольцова-
закольцованы. Сеть состоит из двух колец и ответ-
ответвлений. Закольцовка основных пот-
потребителей обеспечивает их резервиро-
резервирование и повышает надежность газо-
газоснабжения.
Газоснабжение жилых микрорайо-
микрорайонов (MP) осуществляется через ГРП и
сети низкого давления (на рисунке
сеть низкого давления не показана).
Сети низкого давления кольцевые.
Каждый микрорайон имеет несколько
точек питания, которые по низкой
ступени давления объединены газо-
газопроводом таких диаметров, при кото-
которых возможно резервирование ГРП.
К сетям высокого давления присоеди-
присоединены сетевые ГРП, районные котель-
котельные (PK), крупные коммунальные и
промышленные предприятия (ПП).
Сеть секционирована задвижками.
Вводы ко всем потребителям и в сете-
сетевые ГРП начинаются задвижками 52...
...69. Расположение задвижек и их чис-
число принято из такого условия, чтобы
при аварийных ситуациях не отключа-
отключались большие нагрузки. Схему газо-
газоснабжения, показанную на рис. 9.9,
198
следует рассматривать как один из ва-
вариантов, в котором секционирование
осуществлено из определенных логи-
логических соображений. В настоящую
задачу не входила оптимизация систе-
системы, а потому возможны другие,
более совершенные варианты. Все сек-
секционирующие задвижки на рисунке
пронумерованы 39...51 и 70...75; все
участки также пронумерованы L..38.
Расходы газа различными потребите-
потребителями приведены в табл. 9.3 и 9.4.
Проведем расчет надежности го-
городской газовой сети, показанной на
рис. 9.9. В расчетах примем сле-
следующие численные значения расчет-
расчетных параметров:
??=2,5· 10~31/(км«год); о>з=
=0,5·10~3 1/год; /=10 лет.
Все расчеты сведем в таблицы.
В табл. 9.5 помещены результаты рас-
расчетов при всех аварийных ситуациях,
связанных с отказами участков газо-
газопроводов, т. е. аварийные ситуации
1...38; проставлены длины участков;
рассчитан параметр потока отказа для
каждого участка ?,=0,0025/?. При
расчете величин ?,/??, сумма взята
для всех 75 аварийных ситуаций, воз-
возникающих при отказах как участков,
так и задвижек. Недоподача газа от-
отключаемым в /-той аварийной ситуа-
ситуации потребителям определялась по
Таблица 95 Расчеты для участка газопроводов
Номера отка
завших элемен
тов при / й
аварийной
ситуации
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
H
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
Сумма для у
Длина
участка /
KM
1,2
0,7
0,1
0,5
0,5
0,7
0,5
0,6
0,7
0,8
1,7
0,5
0,9
0,5
1,2
0,8
0,3
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,2
0,1
0,15
1,0
од
0,4
0,6
0,4
0,3
0,1
0,2
0,7
0,4
0,4
0,35
лотков
1
Год
0,003
0,00175
0,00025
0,00125
0,00125
0,00175
0,00125
0,0015
0,00175
0,002
0,00425
0,00125
0,00225
0,00125
0,003
0,002
0,00075
0,0005
0,0005
0,0005
0,0005
0,0005
0,0005
0,0005
0,00025
0,000375
0,0025
0,001
0,001
0,0015
0,001
0,00075
0,00025
0,0005
0,00175
0,001
0,001
0,000815
Итого
0,04775
?
????
0,045283
0,026415
0,003774
0,018868
0,018868
0,026415
0,018868
0,022642
0,02645
0,030189
0,064151
0,018864
0,033962
0,018868
0,045283
0,30189
0,011321
0,007547
0,007547
0,007547
0,007547
0,007547
0,007547
0,007547
0,003774
0,00566
0,037736
0,015094
0,015094
0,022642
0,015094
0,011321
0,003774
0,002547
0,026415
0,015094
0,015094
0,013208
Неподанный
газ отключен
ным потреби
телям AQ, м3/ч
3500
4800
4800
200
0
0
0
2700
2700
1500
0
0
1800
0
0
4600
3500
3500
3500
4800
4800
4800
4800
4800
4800
200
5000
1800
8000
5000
4600
4600
4600
4600
2700
1700
2700
1500
AQ,
Q0
0,090206
0,123711
0,123711
0,005155
0
0
0
0,069588
0,069588
0,038660
0
0
0,046392
0
0
0,118557
0,090206
0,090206
0,090206
0,123711
0,123711
0,123711
0,123711
0,123711
0,123711
0,005155
0,128866
0,046392
0,206186
0,128866
0,118557
0,118557
0,118557
0,118557
0,069588
0,043814
0,069588
0,038660
AQj(U1
QoS ?,
0,004085
0,003268
0,000467
0,000097
0
0
0
0,001576
0,001841
0,001167
0
0
0,001576
0
0
0,603579
0,001021
0,000681
0,000681
0,000934
0,000934
0,000934
0,000934
0,000934
0,000467
0,000029
0,004863
0,000700
0,003112
0,0029188
0,001789
0,001342
0,000447
0,000895
0,001838
0,000661
0,001050
0,000511
Итого
0,045331
схеме (см. рис. 9.9). Для каждого
отказа участка по схеме устанавли-
устанавливалось число задвижек, которые необ-
необходимо перекрыть при ремонте отка-
отказавшего участка. Этим определялись
отключенные от сети газопроводы и
все присоединенные к ним потребите-
потребители. Например, при аварийной ситуа-
ситуации, связанной с отказом участка /,
для ремонта необходимо перекрыть
задвижки 41 и 42. В результате
отключаются участки 1, 17, 18, 19 и
два потребителя 68, 69 с расходом
газа 2000+1500=3500 м3/ч (номера
указаны в соответствии с номерами
абонентских задвижек, к которым
присоединены потребители). Следо-
Следовательно, AQi=3500. К такой же
недоподаче газа приводят отказы
участков 17, 18, 19. При отказе
участков 5, 6, 12 или 7 отклю-
отключаются задвижки 44, 75, 48 и 71,
в результате ни один потребитель не
отключается. Следовательно,
199
Таблица 96 Расчеты для отключающих устройств (задвижек)
Номера отказав
ших элементов
при ; й аварии
ной ситуации
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
Сумма
Неподанный газ
отключенным
потребителям
AQ, м3/ч
0
0
3500
9300
5000
200
4400
4200
1500
1800
5000
4600
7300
4800
4800
4800
4800
200
—
AQ,
Qo
0
0
0,090206
0,213918
0,128866
0,005155
0,113402
0,108247
0,038660
0,046392
0,128866
0,118557
0,188144
0,129711
0,123711
0,123711
0,123711
0,005155
1,680412
Номера отказав
ших элементов при
; й аварийной
ситуации
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
Сумма
Неподанный
raj отключенным
потребителям
AQ, м3/ч
5000
1800
8000
5000
4600
4600
4600
2700
1700
2700
1500
3500
3500
0
1700
9800
8000
5000
5000
—
AQ,
Qo
0,128866
0,046392
0,206186
0,128866
0,118557
0,1'«%/
0,118557
0,069588
0,043814
0,069588
0,038660
0,090206
0,090206
0
0,043814
0,252577
0,206186
0,128866
0,128866
2,028352
AQ5=AQ6=^AQi2=AQ7=O.
Результаты расчетов, связанных с
отказами задвижек, приведены в
табл. 9.6. Так как параметр пото-
потока отказов для всех задвижек принят
одинаковый ?3=0,5· 10~3 1/год, то нет
необходимости вводить величину ?3 в
таблицу. Сумма параметров потока
отказов для всех задвижек составит
??3=37·0,0005=0,0185. Общая сум-
сумма будет 2о),=0,04775+0,0185=
=0,06625 (сумма для ? участ-
участков взята из табл. 9.5). На эту
сумму и надо делить величину
? для каждой аварийной ситуа-
ситуации Для всех аварийных ситуа-
ситуаций, связанных с отказами задвижек,
это отношение будет одинаковым и
равным: (о3/2о>г=0,0005/0,06625=
=0,007547. Недоподачу газа в ава-
аварийных ситуациях при отказах задви-
задвижек определяем по схеме аналогич-
аналогично тому, как это делалось при отказах
участков. Например, при отказе зад-
задвижки 39 перекрываются задвижки
70 и 47 и недоподача газа будет
равна нулю, так как к участку
11 потребители не присоединены. При
отказе задвижки 40 перекрываются
задвижки 41 и 70 и недоподача
газа также равна нулю.
Определим показатель надежнос-
надежности по данным табл. 9.5 и 9.6.
Суммирующий член в уравнении для
RcucT напишем раздельно для аварий-
аварийных ситуаций, связанных с отказами
участков газопроводов, и для аварий-
аварийных ситуаций, возникающих в резуль-
результате отказов задвижек. Первая часть
суммы дана итогом в последней графе
табл. 9.5, а вторая определяется про-
произведением общей суммы отношений
AQ;
Qo
(по табл. 9.6) на постоянное значение
отношения GK к ??,. Таким образом,
уравнение для определения показате-
показателя надежности запишем так:
Подставив в уравнение численные ,
значения параметров, получим
= 1 -(I
-006625 1&
)[0,045331 +
2??
-f A,680412 + 2,028352) 0,007547]=
= I —0,035503 = 0,964497.
Из расчетов надежности кольцевых
газовых сетей установлено, что пока-
показатель надежности кольцевых газовых
сетей высокого (среднего) давления с
тупиковыми ответвлениями к потреби-
потребителям и секционированием сети на
участки, к которым присоединены
потребители (отключаемые с отклю-
отключением участка), невысок и при рас-
расчетном значении ?=10 лет составляет
величину ^систA0)=0,95...0,97. Если
система будет реконструироваться че-
через t=5 лет с включением допол-
дополнительных резервов и повышением сте-
степени секционирования, то можно ожи-
ожидать увеличения показателя надеж-
надежности примерно до 0,98. Дальнейшего
повышения надежности системы газо-
газоснабжения можно добиться путем при-
присоединения всех ответвлений к пот-
потребителям таким образом, чтобы от-
отказы участков не приводили к отклю-
отключению потребителей.
Выше был приведен расчет по-
показателя надежности распределитель-
распределительной газовой сети высокого давления
небольшого города. Расчет был произ-
произведен непосредственно по формуле,
полученной для основного показателя
надежности /?Сист@» т· е- Для каждого
элемента сети был определен параметр
потока отказов и отключаемая мощ-
мощность, соответствующая этому эле-
элементу, после чего было рассчита-
рассчитано значение показателя надежности
Rchct A0). Такой метод для больших си-
систем трудоемок и главное не дает воз-
возможность проведения наглядного ана-
анализа системы для выявления пу-
путей повышения надежности в слу-
случае такой необходимости. Поэтому
для больших систем целесообразно
сначала рассчитать все нерезервиро-
нерезервированные сети. Получить для них эк-
вивалентированные характеристики.
И после этого с учетом получен-
полученных характеристик рассчитать резер-
резервированную (кольцевую) часть се-
сети. Естественно, что полученные
показатели надежности будут харак-
характеризовать всю распределительную
сеть, но такой подход позволяет
сразу оценить вклад в ненадеж-
ненадежность той или иной части сети,
произвести необходимую корректиров-
корректировку и добиться соответствия пока-
показателя надежности нормативным тре-
требованиям.
9.5. Алгоритм расчета надежности
нерезервированной
газовой сети
(тупиковой, разветвленной}
Сначала рассмотрим методику рас-
расчета, а затем алгоритм. Методика
расчета включает следующие основ-
основные этапы: 1) формирование за-
задания с учетом топологии сети;
2) определение расчетных расходов
для всех участков сети; 3) фор-
формирование эквивалентированных зон
сети, объединяющих элементы, сое-
соединенные по надежности последова-
последовательно; 4) расчет показателя на-
надежности Rcncrt', 5) если сеть
Рис. 9.10. Тупиковая
разветвленная газовая
сеть
1,2, 12—номера уз-
узлов, 50, 100, —расхо-
—расходы газа в узлах в м3/ч
201
является самостоятельной, а не эле-
элементом смешанной сети (кольцевой
с тупиковыми ответвлениями), тогда
численное значение полученного по-
показателя надежности сравнивается
с нормативным значением, после чего
принимаются необходимые решения.
Если рассчитанная сеть является эле-
элементом смешанной сети, тогда для нее
определяются эквивалентные пара-
параметры, которые используются в даль-
дальнейших расчетах.
Рассмотрим подробнее отдельные
этапы расчета.
1. Задание. На рис. 9.10 показа-
показана схема тупиковых газопроводов, ос-
основной показатель надежности кото-
которой следует определить. Потребители
присоединены во всех концевых узлах
всех концевых ответвлений. Длина
концевого ответвления может быть
равной нулю. Все узлы перенумерова-
перенумерованы. Первый узел — точка питания се-
сети. Перед каждым потребителем уста-
установлена задвижка. Она имеет номер
узла, к которому присоединен потре-
потребитель. Секционирующие задвижки
установлены в начале участков, по-
поэтому они обозначены номерами соот-
соответствующих участков.
Задание для расчета показателя
надежности тупиковой сети (на при-
примере рис. 9.10) состоит из следую-
следующих данных: 1) значения парамет-
параметров потоков отказов элементов: ??=
=2·10~3 1/(км-год) (для газопрово-
газопровода); Co3=O,3· 10~~3 1/год (для сталь-
стальной задвижки); 2) расчетное время
^=IO лет; 3) топология сети задает-
задается матрицей инциденций (матрицей
вершин). Где в первой строке приве-
приведены начала участков, во второй стро-
строке — концы участков, в третьей строке
дана информация о наличии на участ-
участке секционирующей задвижки —/,
если задвижка установлена, 0— если
задвижки нет. Ниже приведена матри-
матрица инциденций для примера рис. 9.10;,
Матрица NKUZ (JI)
1
2
]
1
2
2
2
3
3
3
4
4
4
5
5
5
6
6
4
11
7
3
10
8
2
9
9
2
7
10
7
8
11
7
12
о
о
о
4) длины участков (/, м) заданы
матрицей длин DLU(I). Участки ,ну-
,нумеруют в порядке следования участ-
Матрица DLU (I)
ков в матрице NKUZ(JI), общее коли-
количество участков KNK (в рассматри-
рассматриваемом примере) —11;
10
20
30
30
50
40
40
25
40
70
5) матрица нагрузок участков цевых участков расходы проставлены.
Q(I) (м3/ч). Нумерация участков Для остальных участков первоначаль-
соответствует нумерации предыду- но проставляем нули, которые будут
щих матриц. Нагрузка концевого заменены расходами после расчета,
участка равна нагрузке его концево-
концевого узла, поэтому в матрице для кон-
Матрица Q(I)
1
1 0
2
0
3
0
4
0
5
100
6
100
7
100
8
50
9
0
10
100
U
50
202
II. Расчет. Расчетные расходы опреде-
определяем по алгоритму, приведенному ни-
Матрица Q(I)
же. В итоге расчета матрица Q(Z)
принимает ^следующий вид.
10
500
300
200
100
100
100
100
50
150
100
50
Формируем эквивалентированные
зоны сети, приспособленные для расче-
расчета надежности. В эквивалентирован-
ную зону объединяем все элементы,
соединенные по надежности последо-
последовательно. Участки газопроводов с обо-
оборудованием и задвижками будут сое-
соединены с позиций оценки надеж-
надежности последовательно, если отказ лю-
любого из перечисленных элементов при-
приведет к необходимости отключения
одних и тех же потребителей. Эти
элементы составляют эквивалентиро-
ванную зону. Эквивалентированная
зона ограничивается секционирующи-
секционирующими задвижками. В зону войдут сле-
следующие элементы сети: участки с обо-
оборудованием, задвижки перед потреби-
потребителями, секционирующие задвижки,
замыкающие зону по ходу газа.
Секционирующая задвижка, от ко-
которой начинается эквивалентная зона,
в эту зону не входит, кроме пер-
первой зоны.
Для возможности ремонта или
замены любого элемента эквивален-
тированной зоны необходимо пе-
перекрыть все секционирующие задвиж-
задвижки, ограничивающие эту зону. Число
эквивалентированных зон определяет-
определяется числом и расположением секцио-
секционирующих задвижек.
Параметр потока отказов зоны ?;
определяется как сумма параметров
потоков отказов всех элементов, вхо-
входящих в эту зону, т. е. ?, = ? ?,. От-
Отключаемая мощность AQ1 при отказе зо-
зоны равна расчетному расходу газа на го-
головном газопроводе Qr0JI эквиваленти-
рованной зоны, т. е. AQy=Q1-CUi. Для
газовой сети, показанной на рис. 9.10,
наблюдаются три зоны, ограниченные
пунктирными линиями, проходящими
через секционирующие задвижки.
Эквивалентирование начинаем с
головной задвижки и первого участ-
участка, которые включаем в первую зону.
Далее по матрице NNK(J, I) про-
просматриваем по очереди все участки,
выходящие из конца первого участка.
Участки, которые имеют в своих на-
началах задвижки, в эквивалентирован-
ную зону не включаем, а включаем
только эти задвижки. Участки, кото-
которые не имеют секционирующих задви-
задвижек, включаем в зону, ищем их кон-
концы и аналогично по очереди про-
просматриваем все участки, выходящие
из этих концов. Если включенный в зо-
зону участок на конце имеет задвижку
(перед потребителем), тогда она вклю-
включается в зону как конечная. Так
поступаем до исчерпания всех участ-
участков, у которых нет секционирующих
задвижек.
Аналогично формированию первой
зоны по очереди формируются все
остальные зоны вплоть до исчерпания
всех участков сети. Порядок форми-
формирования зон определяется допол-
дополнительными создаваемыми рабочими
массивами: NSU(I) — номеров сво-
свободных участков и NSK(J) — номеров
свободных концов. По мере исполь-
зоваия свободных концов они за-
зачеркиваются в соответствующих мас-
массивах.
По мере формирования зоны длины
включаемых участков складываются,
складывается и число включаемых
задвижек. Поэтому к концу формиро-
формирования каждой зоны для этой зоны
имеем:
; K3,,; AQ;, где AQ, —
нагрузка входного участка в /-ю зону;
Lk—длина /г-го участка; /Суч/; K31—
соответственно число линейных участ-
участков и задвижек в /-й зоне (для
всех зон, кроме первой, задвижка,
203
стоящая на входном в зону участ-
участке, не учитывается).
По полученным характеристикам
зон и исходным данным рассчи-
рассчитываем показатели надежности в
следующей последовательности:
1) определяем вклад в ненадеж-
ненадежность каждой зоной:
L
2) определяем вклад в нена-
ненадежность газовой сети всеми зо-
зонами IZ
3) определяем сумму параметров
потоков отказов всех элементов се-
сети ?:
тогда
Если это разветвленная сеть, тогда
рассчитывают для нее величины Rcr(t)
и далее эквивалентные значения ?3?/ и
AQ3K/- За величину ?3?/ принимают
сумму фактических значений ?, для
всего разветвленного тупикового от-
ответвления, т. е.
(O3
= ??,.
Величину AQ3K, рассчитывают из
полученного значения Rcr(t)
1-RJt) ^ AQ ?
т. е.
4) определяем
дежности RCr(t):
показатель на-
нагде Qo— общая газовая нагрузка сети, T —
расчетное время
Если тупиковая разветвленная га-
газовая сеть является самостоятельной,
а не ответвлением от кольцевой сети,
то надежность ее оценивается полу-
полученным в результате расчета показа-
показателей Rcr(t). Если тупиковая сеть яв-
является ответвлением от кольцевой се-
сети, тогда тупиковую сеть заменяют
эквивалентным ответвлением с ?3?/ и
AQ3K /. Эти параметры используют
при расчете кольцевой сети. Поэтому
расчетная схема кольцевой сети
представляется в виде кольцевой сети
с сосредоточенными нагрузками в уз-
узлах и без разветвленных ответвлений.
Каждая узловая сосредоточенная на-
нагрузка характеризуется эквивалент-
эквивалентным значением параметра потока от-
отказов и расчетным расходом. Если
это просто ответвление с задвижкой,
9.6. Алгоритм расчета
резервированной
кольцевой газовой сети
Методика расчета, согласно кото-
которой строится алгоритм, состоит из
следующих этапов: 1) формирование
задания с учетом топологии сети;
2) определение расчетных расходов
для всех участков сети; 3) форми-
формирование эквивалентированных зон се-
сети; 4) расчет показателя надежности
Ясг(*)·
Составление задания. Первона-
Первоначально составляется расчетная схема
сети (см. рис. 9 11). На схеме изоб-
изображается только кольцевая часть се-
сети. Предполагается, что все тупиковые
ответвления эквивалентированы, по-
поэтому узловая нагрузка (изображае-
(изображаемая на схеме стрелкой) характе-
характеризуется двумя показателями:
о)г, AQ1.
204
Алгоритм расчета Fl· ItI
Cr
Ввод исходных данных
гх:
Определение расчетных расходов для участков сети. Преобразуем матрицу Q (I), заменив
в ней нули действительными расходами
Просматриваем все номера матрицы Q (I) справа налево до первого участка с нулевой нагрузкой.
В рассматриваемом примере по рис. 5.10 — это Q. (9).
Для участка с нулевой нагрузкой по MaTpHUeNKUZ(J, I) находим его конец
¦ и устанавливаем участки, выходящие из него — это 7 — 8 и 7 —12
По полученным данным и матрице Q (I) рассчитываем расход на участке 9. Он равен-100 + 50 = 150.
Его заносим в Q (9) вместо нуля.
Аналогично заменяем все нули в матрице Q (I) на фактические расходы газа по участкам.
"?
Начало цикла по формированию эквивалентированных зон.
Создаем рабочие массивы: NSU (T) — номеров свободных участков и NSK (I) — номеров свободных
концов. Массив NSU (I) строится соответственно нумерации в порядке следования участков в матрице
NKUZ (J, T). Он строится сразу, а массив NSK (I) по мере формирования зон.
Первая зона начинается с первого участка. Для него из NKUZ(J, I) берем конец и заносим его в
первую клетку матрицы NSK (I), а первый участок из массива NSU (I) исключаем. Для первого
сводобного конца NSK <2) устанавливаем выходящие участки: 2 - 3, 2 - 9,2 - 7. На участках 2 - 3 и
2-9 задвижек нет, поэтому их включаем в первую зону, а участок 2 -7 не включаем. Включаем
секционирующую задвижку 2-7. Участки 2-Зи2-9из NSU (I) вычеркиваем. В массив NSK (D.
записываем свободные концы 3 и 7. Конец 9 заканчивается задвижкой. Задвижку включаем в зону.
Из конца 3 выходят участки· 3-10; 3-4. Участок з - 10 с задвижкой и задвижку 3 включаем в зону.
На этом формирование первой зоны заканчивается. Длины участков и количество задвижек суммируются.
„л „ ,____ _ .
Из массива NSU (I) берется следующий свободный участок: 3 — 4 и аналогично предыдущему
формируется следующая зона. Эта процедура продолжается до исчерпания всех свободных
участков в массиве NSU (I).
По полученным данным для эквивалентированных зон и приведенным выше формулам
рассчитывается Rcr IxI.
205
• 9
Рис. 9.11. Кольцевая
газовая сеть
а—схема кольцевой се-
сети; б—узел ввода А
(расшифровка); /, 2,
3,. .,18 — номера узлов
сети; 102 ..105 в рас-
расшифровке А
В частности, узловая нагрузка может
равняться нулю. Все узлы нумеруются
и на каждом участке проставляется
стрелка, указывающая направление
движения газа. Следовательно, сеть
представляет собой конечный связан-
связанный ориентированный граф. Нумера-
Нумерация узлов осуществляется произволь-
произвольно, но первые узлы — узлы питания.
Секционирующие задвижки устанав-
устанавливаем в начале участков, поэтому
их обозначаем номером участка.
Узел ввода на рис. 9.11, а по-
показан эквивалентированный. Его
конструктивная расшифровка дана на
рис. 9.11, б (узел «А»). Он конструи-
конструируется следующим образом. Из ГРС
выходят параллельно две нитки газо-
газопроводов. На кольце между ними
рядом устанавливаются две задвижки
102 и 103. Это позволяет при аварий-
206
ном отказе любой нитки или зад-
задвижки обеспечить подачу газа в сеть.
(Для простоты рассуждений обозна-
обозначим задвижки 1—2 и 1—5 допол-
дополнительными номерами 104 и 105.)
Просмотрим отказы элементов узла
ввода: 1) линейный участок от ГРС
в узел /; перекрываем задвижки
104' и 102; 2) дублирующий линей-
линейный участок от ГРС, перекрываем
задвижки 103 и 105; 3) задвижка 102,
перекрываем задвижки 104 и 103;
4) задвижка 103, перекрываем зад-
задвижки 102 и 105.
При всех рассмотренных четырех
отказах выключение из системы отка-
отказавшего элемента не приводит к прек-
прекращению подачи газа в сеть. Газ
подается по той нитке подводящих га-
газопроводов, которая не отключена от
сети. Следовательно, рассмотренная
конструкция узла ввода исключает
возможность полного прекращения
подачи газа в сеть. Отказы задви-
задвижек 104 или 105 приводят к необ-
необходимости отключения соответству-
соответствующих участков (/—2 или 1—5), но
подача газа в сеть будет осуществ-
осуществляться по неотказавшему участку.
Эти отказы рассматриваются в расчете
надежности наряду с другими отказа-
отказами.
Учитывая изложенное, фактичес-
фактическая конструкция узла «Л» может быть
эквивалентирована узлом / и двумя
задвижками справа и слева от узла
/ (см. рис. 9.11, а). При этом,
при отказе правой задвижки, газ в
сеть будет поступать через левую,
а при отказе левой — через правую.
Это учитывается в расчете надежнос-
надежности.
Схема сети и'основные ее пара-
параметры задаются массивом NNK[JI), в
который включается матрица инциден-
ций (матрица вершин). Число столб-
столбцов массива (/) равно числу участков
сети. В строчках помещаются сле-
следующие данные: /— строчка — нача-
начала участков, 2 — строчка — концы
участков, 3 — строчка указывает на
наличие задвижки на участке: /—
если задвижка есть, 0— если задвиж-
задвижки нет, 4— строчка — длины участков.
Для определения расходов газа по для участков сети определяют по ме-
участкам сети задается матрица уз- тодике, близкой к методике расчета
ловых расходов SQ(K) Задаются так- тупиковых газовых сетей.
же· (Or, (O3, t. Расчетные расходы
Массив NNK[JI)
1
2
3
4
1 I 2
1 2
2 3
1 1
3 2
3
?
4
1
2
4
1
5
1
2
ч
5
6
О
3
b
6
7
1
2
7
7
8
1
2
8
4
8
1
2
9
5
9
1
1
10
9
10
0
0,5
11
10
11
0
1,5
12
11
12
1
2,2
13
12
13
0
2,2
14
13
14
1
3,3
??
8
14
1
2
16
2
15
0
2
17
15
16
1
2,2
18 I 19
16 4
17 18
1 1
2,2 1,5
20
18
17
1
1,5
Массив SQ [K)
ю
12
0 500 1200 10000 500 500 8000 1200 1000 1000 700 700 600 10000 600 1000 7000 500
Рассмотрим методику формирова-
формирования эквивалентированных зон сети
Эквивалентирование начинаем с пер-
первого узла (узла ввода) и первого
участка. На рис. 9.11 это узел 1,
участок /—2 и задвижка /. Учас-
Участок 1—2 включаем в первую зону.
Задвижку /, которая является грани-
границей первой зоны, включаем в вспо-
вспомогательный массив NZ(I) по нуме-
нумерации, принятой в массиве NNK(JI), и
в первой строке этого массива в столб-
столбце участка / (/—2) записываем еди-
единицу, т. е. фиксируем, что зона /
граничит с задвижкой / Узел 2 яв-
является свободным концом первой зо-
зоны. Ищем в массиве NNK(J, I) участ-
участки, выходящие из узла 2, в первой
строке массива — начал участков. Из
узла 2 выходит: 2—3 с задвижкой
в начале (третья строка) и 2—15 без
задвижки. В первую зону включаем
участок 2—15, задвижку 2—3, кото-
которая является границей первой зоны,
включаем в массив NZ(I), в котором
в столбце 2 проставляем 1. Рассматри-
Рассматриваем оставшиеся свободные концы
участков первой зоны — это узел 15.
Из него выходит участок 15—16 с за-
задвижкой 15 A6), которая является
границей первой зоны. Так как боль-
больше свободных концов нет — пер-
первая зона сформирована. Проставляем
единицу в массиве NZ(I) в колон-
колонке 17. В первую зону вошли участ-
участки /—2 и 2—15. Определяем длину
газопроводов первой зоны из массива
NNK(J, I) — четвертая строка. ??,?=
= 3-1-2=5 км. Число задвижек — од-
одна. В зону входят узлы 2 и 15 (пер-
(первый узел не учитываем), которые не-
несут нагрузки 500 и 600, поэтому
AQi=500+600=: 1100 м3/ч. Первая зо-
зона имеет следующие свободные гра-
граничные участки: /—5, 15—16, 2—3. Их
заносим во вспомогательный массив
NSU(I). В соответствующие столбцы
/: 4, 17, 2.
1
2
1 2
1 1
3 I 4
2
5
6
2
7
8
9
2
10
11 I 12
13
14
15
16
Массив
17 18
1
NZ[I)
!9 20
207
Массив NSU[I)
1
2
1 2
2
3
3
4
1
5
5
6
6
7
7
8
9
5
9
10
11
12 I 13
14
15
16
17
15
16
18
19
20
Начинаем формировать вторую зо-
зону. В качестве первого участка вы-
выбираем первый свободный граничный
участок, расположенный слева в мас-
массиве NSU(I). Это участок /—5 с
задвижкой 1E). Участок /—5 включа-
включаем во вторую зону, а задвижку 1E) от-
отмечаем в массиве NZ(I). Из узла 5 вы-
выходят участки 5—6 без задвижки, его
включаем в зону и 5—9 с задвиж-
задвижкой 5(9). Задвижка 5(9)— граница
второй зоны, поэтому делаем соответ-
соответствующую отметку в массиве NZ(I). Из
узла 6 выходит участок 6—7 с задвиж-
задвижкой 6G). Это граница второй зоны.
Делаем соответствующую отметку в
массиве NZ(I). Во вторую зону вошли:
участки /—5, 5—6 и задвижка 1E).
ZLK=2+3=5 km, AQ2=Q5+Qb=
= 500+500=1000 м3/ч- Из второй
зоны выходят свободные граничные
участки: 5—9 и 6—7. Эти участки
записываем в массив NSU(I). Участок
/—5 перестал быть свободным, поэто-
поэтому его стираем в массиве NSU(I).
Аналогично формируем последующие
зоны вплоть до исчерпания всех участ-
участков. На рис 9.11 все получающиеся
зоны для сети оконтурены через сек-
секционирующие (граничные) задвижки.
Всего получилось двенадцать зон
Сеть имеет пятнадцать секциониру-
секционирующих задвижек. Следовательно, для
примера газовой кольцевой сети, изоб-
изображенной на рис. 9.11, получается
всего двадцать пять эквивалентиро-
ванных элементов, которые учитываем
в расчете надежности.
По полученным характеристикам
зон газопроводов и исходным данным
определяем их суммарные характерис-
характеристики.
1) параметр потока отказов зоны
2) вклад в ненадежность системы
зоной
208
После формирования зон газопро-
газопроводов сети необходимо учесть вклад
в ненадежность секционирующими
задвижками. Каждая секционирую-
секционирующая задвижка представляет собой са-
самостоятельный элемент, отказ которо-
которого приводит к необходимости отклю-
отключения двух соседних зон, на грани-
границе которых она расположена. Поэто-
Поэтому при отказе задвижки отключае-
отключаемая мощность равна сумме отключае-
отключаемых мощностей, соответствующих от-
отключаемым зонам. Отключаемые зоны
определяем из массива NZ(I). Таким
образом, для каждой задвижки, обоз-
обозначенной в массиве NNK(J, I), уста-
устанавливаем:
(O3
и AQ3,=AQhl+AQh2,
где AQ, ? и AQ12—отключаемые мощности при
отказе соседних зон с задвижкой, обозначен
ных в первой и второй строках массива
NZ(I)
Только задвижки, примыкающие к
узлу питания, имеют по одной со-
соседней зоне. Они включены соответ-
соответственно в эти зоны.
Рассчитываем вклад в ненадеж-
ненадежность системы, вносимый задвижками:
Заканчиваем расчет надежности с
учетом зон газопроводов и секцио-
секционирующих задвижек:
1) определяем сумму параметров
потоков отказов всех элементов систе-
системы:
I = MZ
Q=Y1 (????.?) + ?3#?,
I=I f
где MZ — общее число газопроводных зон?
NZ — общее число секционирующих задвижек)
исключая головные задвижки, ?
2) определяем вклад в ненадеж+
ность газовой сети всеми элементами*
/=? 3/=1
3) определяем показатель надеж-
надежности /?сг@
\e~TQ
9.7. Нормирование
основного показателя
надежности
газовой сети Rer(t)
Выражение для расчета показате-
показателя надежности Rcr(t) можно преоб-
преобразовать так:
2AQ ? / —?? t\
AiAQ
t = /
2
-??,
/-?
, / — ???\
= AQ?(\-e '),
-Cp
??
AiAQ,— математическое ожидание отключаемой
мощности в аварийных ситуациях, AQ?P— фак
тическая средняя величина отключаемой мощ-
мощности в аварийных ситуациях
Нормативные значения Rcr{t) мож-
можно получить исходя из допустимого
значения AQ^,. На основании анализа
работы и ремонта действующих сис-
систем газоснабжения с учетом мощ-
мощностей аварийно-восстановительных
служб можно принять нормативные
значения для AQ^=6000 IO 000 м3/ч.
Меньшие значения принимаются для
городов с меньшей численностью насе-
населения. Из анализа плотности газо-
газовой сети, отнесенной к плотности на-
населения, ее насыщенности оборудова-
оборудованием и принимая t=\0 лет можно
рекомендовать следующие норматив-
нормативные значения Rcr(l0), приведенные ни-
ниже:
население города в тыс чел <100,
100—500, 500—1000, > 1000 соответ-
соответственно /?tr 0,95, 0,97, 0,98, 0,99
При отказе элемента кольцевой
газовой сети ее переводят на режим
лимитированного газоснабжения. Для
полной оценки надежности газовой
сети необходимо знать вероятность
попадания потребителей в лимитиро-
лимитированный режим газоснабжения и эту
вероятность нормировать. В результа-
результате ограничивается зона потребителей,
получающих пониженный расход газа
при аварийных ситуациях. Вероят-
Вероятностный показатель определяется
уравнением:
где ??? — сумма параметров потоков отказов
всех элементов кольцевой части сети, участ-
участки которой взаимно резервируют друг друга
При проектировании необходимо
соблюдать условие ^л^^"орм. За нор-
нормативное значение <7"орм рекомендует-
рекомендуется принять величину в 0,02. Нормиро-
Нормированное значение ця определяет разме-
размеры взаимно резервируемой части коль-
кольцевой сети высокого (среднего) дав-
давления города. При отказе ее элемен-
элемента на лимитированное газоснабжение
переводят только потребителей этой
части. Потребители, не вошедшие в
эту часть сети, получают расчетные
расходы газа. На такие условия рас-
рассчитывают диаметры кольцевой сети
при аварийных гидравлических режи-
режимах.
9.8. Оценка надежности
газоснабжения
отдельных потребителей
Отказ на кольцевой сети приводит
к необходимости отключения отдель-
отдельных потребителей. Для оценки частоты
отключения потребителя / от кольце-
кольцевой части сети следует рассчитать ве-
вероятность отключения в течение года:
Я OTK ?== * & >
где ??,— сумма параметров потоков отказов
элементов, входящих в секционированную зону
209
кольцевой сети, отказ которой приводит к отклю-
отключению потребителей.
Учитывая то, что отключение пот-
потребителей наносит большой социаль-
социальный и экономический ущерб, вероят-
вероятность отключения должна быть норми-
нормирована. Нормативное значение целе-
целесообразно принять равным:
НОРМ А Г\{\?
следовательно, qo^t должно быть
меньше или равно 0,005. Величина
нормативного значения ?0??? опреде-
определяет степень секционирования кольце-
кольцевой сети и насыщенность секциони-
секционированной зоны оборудованием. Так
как ущерб связан с длительностью
отключения потребителей, которая за-
зависит от времени ремонта или заме-
замены элемента (время восстановления)
^BOCCT, поэтому /восст следует нормиро-
нормировать. Это будет детерминированный —
второй показатель надежности для от-
отключаемого потребителя. Норматив-
Нормативное значение tsocn принимаем равным
7 ч. Это условие определяет необ-
необходимую производственную осна-
оснащенность и технический уровень
аварийно-восстановительной службы.
Любые отказы на нерезервирован-
нерезервированной части сети высокого (среднего)
давления приводят к отключению од-
одного или группы потребителей.
Для оценки таких отключений ис-
используется тоже вероятностный пока-
показатель надежности
1 —??
Я откн= 1-е
где ??!— сумма параметров потоков отказов
газопроводов и всего оборудования ответв-
ответвления по пути газа от кольцевой части
сети до наиболее удаленного потребителя.
Таких потребителей предположительно может
быть несколько Для всех таких потреби-
потребителей следует провести расчеты
Показатель д0Ткн рассчитывают
для одного года, а его нормирован-
нормированное значение накладывает ограниче-
ограничения на длину и насыщенность обо-
оборудованием ответвления к потребите-
потребителю. Нормированное значение q%°l\
принимаем равным 0,01. Следователь-
Следовательно, при проектировании тупиковых се-
сетей высокого (среднего) давления не-
необходимо соблюдать условие ^гкн^
^0,01. Второй детерминированный
показатель надежности принимают та-
таким же, как и в случае отключения
потребителей при отказах на кольце-
кольцевой части сети, т. е. fвосст=7 ч.
Глава 10
Технико-экономический расчет
газовых сетей
10.1. Технико-экономическое
обоснование схем
городских газовых сетей
Система газоснабжения должна
быть не только надежной и безо-
безопасной в эксплуатации, но и эко-
экономично спроектированной. Поэтому
технико-экономический расчет газо-
газопроводов представляет собой одну
из важнейших задач. Любой вариант
системы газоснабжения оценивают ка-
капитальными вложениями К, руб.
210
(стоимостью строительства), издерж-
издержками на эксплуатацию И, руб/год
(величиной, определяющей себестои-
себестоимость транспортирования газа) и при-
приведенными затратами 3, руб/год:
где T — нормативный срок окупаемости (T=*
= 8,33 года); E — нормативный коэффициент
эффективности капитальных вложений (Е=щ
= 0,12 1/год).
Стоимость газопроводов зависит от
стоимости труб и стоимости строи.-·
тельства, которая определяется глу-
глубиной укладки труб, характеристикой
грунта и дорожного покрытия, спосо-
способами соединения труб, степенью ме-
механизации производства работ и т. д
Перечисленные показатели с извест-
известным приближением делят на две груп-
группы: зависящие и не зависящие от
диаметра труб Такое деление имеет
большое значение для технико-эконо-
технико-экономических расчетов, так как положе-
положение минимума функции стоимости не
зависит от постоянных величин. Стои-
Стоимость труб — основная составляющая
общей стоимости смонтированного
газопровода — в наибольшей степе-
степени зависит от диаметра. Для го-
городских газопроводов толщина стен-
стенки трубы всегда бывает больше
величины, необходимой по условию
прочности, поэтому стоимость город-
городских газопроводов практически не за-
зависит от давления газа Стоимость
земляных работ в меньшей степени
зависит от диаметра труб, чем стои-
стоимость газопровода, а глубина его ук-
укладки вообще очень слабо зависит
от диаметра. Для определения зави-
зависимости стоимости газопровода от ди-
диаметра труб составляют сметы на
строительство газопроводов разных
диаметров при различных условиях
прокладки Для городских газопрово-
газопроводов эту зависимость можно предста-
представить формулой
KT=a-\-b xd ,
где Kt — стоимость 1 м уложенного 1азо
провода, руб/м, а — коэффициент стоимости,
руб/м, Ь\ — коэффициент стоимости, руб/(смХ
Хм), d — диаметр газопровода, см
Капитальные вложения в газопро-
газопроводы можно определять по упрощен-
упрощенной зависимости
Kr = bd A0.1)
Для городских газопроводов и
средних условий прокладки значение
коэффициента Ь изменяется в пре-
пределах 0,5...0,6 руб/(м-см). Стои-
Стоимость газорегуляторных и газорас-
газораспределительных станций зависит от
типа и пропускной способности стан-
станций и определяется по сметам.
Экспл>атационные издержки для
городских систем газоснабжения скла-
складываются из следующих основных
частей: 1) амортизационных отчисле-
отчислений, включая расходы на капиталь-
капитальный ремонт, 2) расходов на теку-
текущий ремонт и обслуживание. Для оп-
определения себестоимости внутригород-
внутригородского транспортирования газа эксп-
эксплуатационные издержки делят на го-
годовое потребление газообразного топ-
топлива городом Q, м3/год.
Амортизационные отчисления, рас-
расходы на текущий ремонт и обслужи-
обслуживание определяют как долю от капи-
капиталовложений. В этом случае экс-
эксплуатационные издержки рассчиты-
рассчитывают по формуле, аналогичной фор-
формуле для капитальных вложений:
И=
ГЖ,
где ? — доля амортизационных отчислений
(включая расходы на капитальный ремонт)
от капитальных затрат, /" — доля расходов на
обслуживание и текущий ремонт от К
Расходы по текущему ремонту и
обслуживанию городских газовых се-
сетей в основном зависят от протя-
протяженности газопроводов и в незначи-
незначительной степени от их диаметра.
В технико-экономических расчетах
расходы можно принимать пропорцио-
пропорциональными длине газопроводов Таким
образом, эксплуатационные издержки
на газопроводы определяют по фор-
формуле
A0.2)
где ? — стоимость обсл>живания 1 м газопро
вода руб/(м-год)
В настоящее время обычно проек-
проектируют и строят двухступенчатые
системы газоснабжения Они имеют
сети высокого давления @,6 МПа),
по которым газ транспортируют про-
промышленным потребителям и в сете-
сетевые газорегуляторные пункты, а также
сети низкого давления, к которым
присоединяют жилые и обществен-
общественные здания, мелкие коммунальные по-
потребители и небольшие отопительные
котельные.
21
Рис. 10.1. Схемы газо-
газовых сетей
а- схема сетей с ГРП
б—схема сетей с КРП
На рис. 10.1 показана схема
распределительной газовой сети жило-
жилого микрорайона с ГРП. Газорегуля-
торные пункты располагают в центре
нагрузки, их число определяют техни-
технико-экономическим расчетом. Газ к
ГРП поступает по ответвлениям от
городской сети высокого давления.
Сеть низкого давления выполнена сме-
смешанной, т. е. магистральные линии
закольцованы, а ответвления к зда-
зданиям и группам зданий запроекти-
запроектированы тупиковыми. Для повышения
надежности газоснабжения кольцо га-
газопроводов низкого давления, объе-
объединяющее ГРП, имеет постоянный
диаметр. Это резервирует точки пи-
питания со стороны низкой ступени
давления: при выключении ГРП пото-
потоки газа от соседних ГРП направ-
направляются кратчайшим путем в зону от-
отключенного ГРП. Такое решение га-
газовой сети обеспечивает необходимую
надежность.
Если по условиям планировки и
застройки города нельзя проклады-
прокладывать сети высокого давления (не по-
позволяют размеры улиц и проездов),
то проектируют сеть среднего давле-
давления 0,3 МПа (изб.). В таком слу-
случае может быть принята двухступен-
двухступенчатая (среднее — низкое давление)
или трехступенчатая (высокое —
среднее — низкое давление) система.
В трехступенчатой системе высокое
давление заменяют средним только
в центральной, плотно застроенной и
населенной части города Выбор того
или иного варианта определяют техни-
технико-экономическим расчетом.
Распределительная сеть низкого
давления состоит из наружной и
внутридомовой сетей. По действующе-
действующему СНиПу в газопроводах жилых
и общественных зданий разрешено
поддерживать только низкое давление
Поэтому внутридомовую сеть низкого
давления используют в любой систе-
системе газоснабжения Отсюда основным
резервом снижения стоимости распре-
распределительных городских газовых сетей
может служить замена наружных
сетей низкого давления сетями сред-
среднего давления.
Потери давления в газопроводах
обратно пропорциональны давлению
газа. С повышением давления диа-
мегры газопроводов уменьшаются, сле-
следовательно, и снижается стоимость
сети. Диаметр газопровода опреде-
определяют из выражения
J / ?? 0.9 Q°™
d=\V ь 019 "W
Капитальные вложения в строи-
строительство газопроводов пропорцио-
пропорциональны диаметрам. Для участков се-
сети с одинаковыми расходами газа
снижение капитальных вложений при
увеличении давления определяют с
использованием предыдущей зависи-
зависимости из формулы
к -к
212
где Кв с и Кн — капитальные вложения в сети
высокого (среднего) и низкого давлений,
Рве и рн — среднее давление газа по длине
соответствующих газопроводов; Арче и ДРн —
перепады давления.
С ростом давления газа увеличи-
увеличивается расчетный перепад, что также
приводит к уменьшению стоимости
сети. Определим снижение капиталь-
капитальных вложений в газовые сети различ-
различных давлений. Примем следующие
перепады:
для СНД* : рн=1 кПа;
рн = 3 кПа (абс);
для ССД: рмакс = 0,1 МПа (изб.);
??? = 0,15·0,1 =0,015 МПа;
р? = 0,093 МПа (изб.);
для ССД: рмакс=0,3 МПа (изб.);
???' = 0,15-3 = 0,045 МПа;
р'с' = 0,277 МПа (изб.);
для СВД: рмакс=0,6 МПа (изб.);
??? = 0,15-0,6 = 0,09 МПа;
рв = 0,555 МПа (изб.).
В результате расчета получаем
значения капитальных вложений в
сети ССД и СВД в долях от
капитальных вложений в сеть СНД:
ССД @,1 МПа) — К'с=0,53 Кн; ССД
@,3 МПа) — К"с=0,387 Кн; СВД
@,6 МПа)-Кв=0,287 Кн. Приведен-
Приведенные данные показывают, что капи-
капитальные вложения (и соответственно
металловложения) в газовые сети
можно значительно снизить, если про-
проектировать их на более высокое дав-
давление. Как отмечалось выше, основ-
основным резервом снижения стоимости
городских газовых сетей является пе-
перевод наружных СНД на среднее
давление. Этот принцип следует по-
положить в основу классификации рас-
распределительных сетей жилых микро-
микрорайонов. По степени перевода на
среднее или высокое давление разли-
различают три модификации систем газо-
газоснабжения.
Система с газорегуляторными
* Здесь и далее газовые сети низкого, сред
него и высокого давления сокращенно будем
называть соответственно СНД, ССД, СВД
пунктами (ГРП). В ней по сетям сред-
среднего (или высокого) давления транс-
транспортируют только основные потоки
газа, а между бытовыми и мелки-
мелкими коммунальными потребителями
распределяют его по широко разви-
развитым СНД (см. рис. 10.1,а).
Система с квартальными регуля-
торными пунктами (КРП см. рис.
10.1, б). Здесь большую часть наруж-
наружных СНД переводят на среднее или вы-
высокое давление. КРП оборудуют регу-
регуляторами малой производительности,
соответствующей потребности пример-
примерно одного квартала; устанавливают их
в шкафах или киосках. Поэтому КРП
имеют значительно меньшую стои-
стоимость, чем ГРП. Наружные сети пред-
представляют собой малоразветвленные,
преимущественно тупиковые газопро-
газопроводы, соединяющие отдельные здания
квартала с КРП.
Система с домовыми регулятор-
ными пунктами (JXPU). Наружную
распределительную сеть бытовых и
коммунальных потребителей в этой
системе полностью проектируют сред-
среднего давления. Современные системы
рассматриваемого типа оборудуют
комбинированными регуляторами
давления. Комбинированные регуля-
регуляторы устанавливают на наружных
стенах жилых домов и предприятий
бытового обслуживания и от них по-
подают газ во внутридомовые газопро-
газопроводы.
1. Система с ГРП (см. рис. 10.1,а).
Равномерно распределена по террито-
территории, кольцевая, разветвленная, со зна-
значительным количеством пересечений
проездов. Для районов старой плани-
планировки газопроводы прокладывают по
всем улицам и проездам. Пересе-
Пересекаясь, они образуют большое коли-
количество колец. В условиях новой пла-
планировки газопроводы прокладывают
внутри кварталов и кольцуют основ-
основные магистрали. Регуляторные пункты
имеют пропускную способность WOO...
3000 м /ч, радиус действия 400...
800 м. Располагают их в отдельно
стоящих отапливаемых зданиях.
Средний диаметр подводящих газо-
газопроводов 100... 150 мм. По СВД транс-
213
портируют газ промышленным по-
потребителям и сетевым ГРП. Сеть
многоразветвленная с кольцеванием
основных линий. Эта система полу-
получила наибольшее распространение.
Для таких систем разработано надеж-
надежное газорегулирующее оборудование
необходимой производительности. На-
Накоплен достаточный опыт проекти-
проектирования и эксплуатации системы.
Эксплуатация сравнительно неболь-
небольшого числа регуляторных станций
довольно проста. Опасность, возни-
возникающая при утечке газа на СНД ,
меньше, чем при утечке из сетей
высокого и среднего давления. Сис-
Систему с ГРП можно проектировать
для районов старой застройки. Она
надежна, удобна в эксплуатации, но
менее экономична, чем система с КРП.
2. Система с КРП. Такая система
является внутриквартальной, развет-
разветвленной, частично закольцованной по
основным линиям с незначительным
числом пересечений проездов. Про-
Пропускная способность распределитель-
распределительного пункта (РП) 100...500 м3/ч ради-
радиусом действия 50...200 м, который раз-
размещен в отапливаемом шкафу, распо-
расположенном на стене здания или
вблизи него. Средний диаметр подво-
подводящих газопроводов 50... 100 мм.
По СВД газ передают промышленным
потребителям и сетевым КРП. Сеть
значительно разветвлена, основные
городские линии и межквартальные
газопроводы закольцованы. Можно
также использовать вариант, состоя-
состоящий из двух ступеней — СВД и ССД.
Наиболее рациональной и эконо-
экономичной является внутриквартальная
прокладка распределительных газо-
газопроводов при минимальном пересе-
пересечении межквартальных проездов, име-
имеющих усовершенствованные покрытия
и в значительной степени загружен-
загруженных транспортом. Значительную часть
внутриквартальной прокладки осу-
осуществляют надземным способом по
зданиям. В южных районах страны
надземная прокладка является преи-
преимущественной. При трассировке газо-
газопроводов внутри кварталов РП раз-
размещают в каждом квартале. Разрабо-
Разработаны типовые отапливаемые шкафные
установки. Системы с КРП широко
распространены.
3. Система с ДРП. Сеть этой
системы имеет две ступени давления:
по СВД газ передают промышлен-
промышленным потребителям и в центральный
ГРП; по ССД газ распределяют между
домовыми распределительными пунк-
пунктами. При освоении комбинированных
регуляторов давления такая система
представляется перспективной.
Оптимальный радиус
ГРП. При проектировании многосту-
многоступенчатых систем газоснабжения воз-
возникает вопрос об экономически опти-
оптимальном радиусе действия R газоре-
гуляторных пунктов. Действительно,
с увеличением числа ГРП уменьша-
уменьшается стоимость сети низкого давле-
давления, но повышается стоимость самих
ГРП, а также сети среднего или вы-
высокого давления, которая питает регу-
ляторные пункты. Следовательно, су-
существует оптимальное значение R, при
котором общие приведенные годовые
затраты на систему будут минималь-
минимальными. Найдем выражения для при-
приведенных годовых затрат на систему
и отнесем их к единице газифици-
газифицируемой площади города.
Приведенные затраты на
ГРП. Под радиусом действия ГРП
понимаем среднее расстояние по пря-
прямой от ГРП до точек встречи по-
потоков газа на границе раздела.
В соответствии с рис. 10.2,а и б
радиус действия ГРП определяют по
формулам:
^ »=
F
2/?
где ? — число ГРП; F — газифицируемая
площадь, включая площадь проездов, м2.
Обозначим через P, руб., стоимость
строительства одного ГРП, тогда ка-
капитальные вложения в газорегулятор-
ные пункты Kp ? будут равны:
Крп=0,5Р/7#2. A0.3)
Эксплуатационные издержки Ирп
определим как долю капитальных
вложений
214
Ир.? — (/р.п""г/р.п) ???
A0.4)
где /р?— доля амортизационных отчислений,
включая расходы на капитальный ремонт, от
капитальных затрат; /р"п — доля расходов на
обслуживание и текущий ремонт от капиталь-
капитальных вложений.
Приведенные годовые затраты Зр.п,
руб/(год-м2), на ГРП вычисляют по
формуле
3p.n=Ai/R2, A0.5)
где А\ — постоянный коэффициент (Л ? =
=0,5/рпР);
/р.п=7р.гГГ/р.п"~Г 1 /·* ·
Приведенные затраты на
сеть низкого давления. Счи-
Считая, что сеть низкого давления рабо-
работает преимущественно в области гид-
гидравлически гладких труб, примем сле-
следующую расчетную формулу:
Q
1,75
,4,75
где ? ? — перепад давления в сети низкого
давления, Па; а — коэффициент, зависящий от
состава газа; Q — расчетный расход газа, м3/ч;
d — диаметр газопровода, см; / — длина газо-
газопровода, м.
Считая, что сеть низкого давления
несет только путевую нагрузку и рас-
рассчитана по постоянному удельному
падению давления, определим средний
диаметр dcp, характеризующий сеть
в целом:
0,368
aR\ 0,21
??)
A0.6)
где 0,55 qaR — расход газа, по которому рас-
рассчитан средний диаметр;
где q — удельный путевой расход газа,
м3/(ч-м); Q — расчетный расход газа для всей
сети низкого давления, м3/ч; ?/?? — общая про-
протяженность сети низкого давления, м; а=
=RT/R — коэффициент расположения регуля-
торных пунктов (равен отношению длины пути
газа от точки питания до концевой точки
Rt к радиусу R действия ГРП).
На рис. 10.2 показаны возможные
крайние схемы расположения ГРП на
сети низкого давления, имеющей квад-
квадратные кольца (как предельно про-
простые), при этом для схемы 10.2,а а=
= 1; ГРП расположены наиболее эко-
а)
S)
ъ
RA
Сеть низкого давления · ГРП
77777 Границы зоны газоснабжаемой территории
Рис. 10.2. Схема газо-
газопровода низкого давле-
давления двухступенчатой
системы газоснабжения
? — шахматное распо-
ложенче ГРП [радиус
действия ГРП равен ра-
радиусу действия газо-
газопроводов (а=1)]; б—
коридорное расположе-
расположение ГРП [радиус дейст-
действия ГРП меньше радиу-
радиуса действия газопрово-
газопроводов (а^= 1,41) ]
номично (в шахматном порядке). Для
схемы рис. 10.2, б а= 1,41; ГРП рас-
расположены в коридорном порядке; в
среднем можно принять а= 1,3.
Учитывая, что трубы малых диа-
диаметров для подземной прокладки не
применяют и что расчетный перепад
давлений в отдельных случаях мо-
может быть не полностью использован,
средний диаметр, полученный по фор-
формуле A0.6), следует увеличить на 10...
...15 %, т. е.
d =o,9f--^-
СР \ &р
Формула A0.7) определяет сред-
средний диаметр с точностью, достаточ-
достаточной для технико-экономических рас-
расчетов. Стоимость 1 м проложенного
газопровода в диапазоне диаметров,
применяемых для подземной сети, на-
находят по уравнению A0.1), которое
должно давать наибольшую точность
в пределах диаметров 100...200 мм,
так как для большинства городов
средний диаметр газопроводов за-
заключается в этих пределах.
Ha основании изложенного капи-
капитальные вложения в строительство се-
сети низкого давления определяют по
следующему приближенному уравне-
уравнению:
215
•Z/CH A08)
Точность вычисления значения Kc н
достаточна для экономических расче-
расчетов. Уравнение A0.8) указывает на
связь между капитальными вложения-
вложениями, параметрами сети Ap,q и R,
а также позволяет определить ка-
капитальные вложения в сеть без
расчета ее диаметров.
Эксплуатационные издержки на
сеть низкого давления находят по фор-
формуле A0.2). Используя предыдущие
зависимости, получим уравнение для
вычисления приведенных годовых за-
затрат на сеть низкого давления,
руб/(год-м2):
>0 578.
10.9)
где ?? — коэффициент плотности сети низ-
низкого давления, 1/м,
Для сети, показанной на рис.
10.2,
<р,=2//,
где / — средняя длина одной стороны кольца
Коэффициенты Az и Лз являются
постоянными величинами. Так как
коэффициент Лг не зависит от R,
то его можно не учитывать при
нахождении Ronr.
Приведенные затраты на
сеть среднего или высокого
давления. При определении влия-
влияний стоимости сети среднего или
высокого давления на оптимальный
радиус действия ГРП используем
следующую методику. Предположим,
что система газоснабжения была спро-
спроектирована при определенном значе-
значении R. Если оптимальный радиус
не совпадает с принятым R, то с
переходом к R0^ изменится стоимость
сети среднего давления. С изменением
радиуса действия ГРП общая на-
нагрузка сети среднего давления оста-
остается той же, но меняются конфигу-
конфигурация и протяженность сети, главным
образом ее концевых участков (ту-
(тупиков), при помощи которых ГРП
присоединены к сети. Основные линии,
питающие ГРП (кольца, полукольца,
луч), останутся почти неизменными
Поэтому с известным приближением
переменную часть стоимости сети сред-
среднего давления можно считать пропор-
пропорциональной суммарной длине тупико-
тупиковых ответвлений, которыми присоеди-
присоединяются ГРП к основным линиям.
Суммарную длину тупиковых ответ-
ответвлений определим по формуле
где ?2 — коэффициент структуры сети среднего
давления, равный 0 2 B — при последова-
последовательном расположении нескольких станций
на одном ответвлении), в расчетах можно
принимать ?2= 1
Переменная часть капитальных
вложений в сеть в рублях составит:
где Kr с — стоимость 1 м газопровода сред-
среднего давления, руб/м
Переменная часть эксплуатацион-
эксплуатационных издержек, руб/год, будет рав-
равна:
ylc с = ? с с Д с t —j— ос с ?_? I07 ,
где ос с — стоимость эксплуатации 1 м газо-
газопровода среднего давления, руб/(м-год)
Переменную часть приведенных за-
затрат Зсс, руб/(год«м ), определим
по формуле
3CC=A4/R,
A4 = O^y2Uc сКг с-Нс с) ,
где Ai — постоянный коэффициент
A0.10)
Переменная часть общих приведен-
приведенных годовых затрат в руб/(год-м2)
составит:
R. A0.1II
Из условия минимума приведенных
годовых затрат RonT будет равен:'
d3/dR=-2Al/R3+
\
или
216
QO 388 / ? j_ ? ? \0,Ь8й ПО \О\
???=?? 11-|-«Ь2Аопт^ , (IU. IZj
Алгоритм расчета RQm
где
1,92
.021
1 a0578#fl021 fcj ? 0368
с. R
Коэффициенты Si и S2 зависят
от структуры сети (коэффициентов
(?, ??, <рг) и экономических пока-
показателей. Для конкретной задачи их
вычисляют с помощью микрокальку-
микрокалькулятора. Величину Rom рассчитывают
по алгоритму методом итераций.
Для расчетов по приведенному ал-
алгоритму составляют программу.
Для предварительных расчетов с
помощью некоторых приближений
уравнение A0.12) может быть решено
в явном виде. * Рассмотрим такое
решение. Технико-экономический фак-
фактор S2 учитывает соотношение расхо-
расходов на подводящие газопроводы сред-
среднего давления к ГРП и на ГРП.
Как показывают расчеты, для ГРП,
располагаемых в отдельно стоящих
каменных зданиях, технико-экономи-
технико-экономический фактор равен:
S2=(OJ-I)IO-3.
В выражении
отражено увеличение оптимального
радиуса действия, вызванное учетом
сети среднего давления. Если сеть
среднего давления не принимать во
внимание, то выражение A -f-
+S2^Om-H'388= 1 · Для приведенных
значений S2 это выражение можно
принять равным в пределах от 1,15
до 1,2. Если в проекте предус-
предусмотрен другой тип ГРП (шкафные
установки), то это выражение нужно
пересчитать.
Для коэффициентов, входящих в
технико-экономический фактор, при-
принимаем следующие значения: а= 1,3;
fCH=0,15; Г=8 лет; а= 20,8. Коэффи-
Коэффициент а приведен для природного
газа, однако это значение можно
сохранить и для других газов. Ошиб-
t - V-R
Конец
ка в определении Rom составит не
более 3 %
Учитывая изложенное, формула
для расчета Rom примет вид:
??
0,081
0 388.^0,143
A0 13)
Величины, входящие в уравнение
A0.13), легко определить из приня-
принятых проектных решений. Если стои-
стоимость предусмотренных в проекте
ГРП отличается от стоимости ГРП
обычного типа, то постоянный коэффи-
коэффициент в формуле нужно уточнить,
используя выражение A0.12). На ос-
основе накопленного статистического
материала по технико-экономическим
показателям, характеризующим сис-
системы газоснабжения, формулу A0.13)
можно привести к более простому
виду. Для этого следует установить
зависимость между коэффициентом ??,
1/м и плотностью населения т, чел/га:
??=0,0075+0,003/?/100. A0.14)
Преобразуем формулу A0.13), вы-
выразив удельную нагрузку сети q в
217
м3/(ч-м) через плотность населе-
населения т, умноженную на удельный
часовой расход газа на 1 чел.
е в м3/(ч-чел) и коэффициент плот-
плотности ??, ?. е.
те
10%, '
Кроме того, примем величину Ь =
= 0,55 руб/(м-см). Тогда оптималь-
оптимальный радиус (м) составит:
Яппт = 6,5
H,388 л „0,081
f45 (me)
Формулы A0.14) и A0.15) уста-
устанавливают связь между оптимальным
радиусом действия ГРП и основны-
основными параметрами системы газоснаб-
газоснабжения. При определении величины е в
м3/(ч-чел) следует учитывать всех по-
потребителей, присоединяемых к сети
низкого давления. Из рассмотрения
формулы A0.15) следует, что зна-
значение Rom увеличивается с ростом
величины P и ? ? и уменьшается
с возрастанием ??, т и е. При
этом наибольшее влияние на Ronr
оказывают стоимость ГРП и коэф-
коэффициент плотности сети низкого давле-
давления ??; меньшее влияние оказывают
плотность населения т и часовой
расход газа е на 1 чел. и совсем
незначительное — расчетный перепад
давления ??·
Оптимальную нагрузку ГРП, м3/ч,
находим исходя из площади, обслу-
обслуживаемой ГРП и равной 2R2, плотно-
плотности населения и удельного расхода
газа на 1 чел.:
Qom=smeR2/5000. A0.16)
Если в проекте не удается выдер-
выдержать оптимальное количество ГРП, то
лучше запроектировать меньшее число
станций, так как в направлении зна-
значений R>RonT кривая приведенных
затрат на систему поднимается более
полого, чем в направлении R<cROm-
Пример 10.1. Определить оптимальный
радиус и оптимальную нагрузку ГРП исходя
из следующих данных: стоимость P одного
ГРП равна 3300 руб., расчетный перепад
давления для распределительной сети низ-
низкого давления Ap=IOOO Па, плотность насе-
населения т=300 чел/га, удельный часовой рас-
расход на 1 чел. е=0,\ м3/(ч-чел).
Решение:
1) определяем коэффициент ??:
ф1 = 0,0075+0,003(т/100) =0,0075+
+0,003C00/100) =0,0165;
2) определяем величину Rom:
P
R =6,5
опт
0,388 д 0,081
= 6,5
3300
0,388
1000
0,081
-=442 м ;
0,0165 °'245 C00-0,1H'143
3) оптимальная нагрузка на один ГРП:
Qom=(meR2) /5000=300 · 0,1 · 4422/5000=
= 1170 м3/ч.
10.2. Технико-экономический
расчет тупиковых газовых сетей
низкого давления
Выше был рассмотрен гидравли-
гидравлический расчет сетей низкого давления,
состоящих из кольцевой части и ту-
тупиковых ответвлений. Диаметры газо-
газопроводов кольцевой части сети опре-
определялись с учетом надежности газо-
газоснабжения, диаметры нерезервиро-
нерезервированных тупиковых разветвленных се-
сетей определялись по постоянному гид-
гидравлическому уклону с максимальным
использованием расчетного перепада
давлений. Этот расчет для кольце-
кольцевой части остается неизменным, а для
тупиковых ответвлений может быть
уточнен путем технико-экономической
оптимизации диаметров газопроводов.
Учитывая изложенное, полученные ди-
диаметры при гидравлическом расчете
могут рассматриваться как первое
приближение расчета сети, заклады-
закладываемое в итерационный процесс ее
оптимизации.
Задача технико-экономического
расчета разветвленных газопроводов
сводится к выбору оптимальных диа-
диаметров при заданном начальном
давлении, т. е. к оптимальному рас-
распределению перепадов давлений меж-
между последовательно соединенными
участками газопроводов. Точные ме-
методы технико-экономического расчета
дают экономию в металло- и капи-
218
таловложениях в размере 3...6 %.
Здесь под точными методами пони-
понимаются методы, опирающиеся на ре-
решение системы уравнений, включа-
включающей стоимостные уравнения и урав-
уравнения технических ограничений для
параметров сетей. Первоначально та-
такие методы были разработаны для
водопроводных сетей (методы
Л. Ф. Мошнина, M. В. Кирсанова
и др.), а в дальнейшем стали ис-
использоваться для других технологи-
технологических сетей. Ввиду вычислительной
сложности такие методы используют
с применением ЭВМ.
При изложении технико-экономи-
технико-экономического расчета будем исходить из то-
того, что гидравлический расчет сети
низкого давления произведен и поэ-
поэтому известны для всех участков
расходы газа- Q,, диаметры dt и по-
потери давления на участках Ap1-
Кроме того, известно давление в на-
начале и конце сети, то есть:
Оптимальные диаметры будем на-
находить исходя из условия минимума
капитальных вложений в сеть, так
как расходы на обслуживание и ре-
ремонт для сравниваемых вариантов
будут практически одинаковыми. При
составлении функции стоимости учи-
учитываем только часть капитальных вло-
вложений Ki, зависящую от диаметра,
так как постоянная составляющая
выпадает при дифференцировании.
Переменную часть стоимости учас-
участка, руб/уч, определим по уравнению
^ = bdl; ?? = a —
? 1,75
d4,75 *·
Отсюда переменная часть стоимо-
стоимости сети составит:
??;= ???021-Q0^-Il-21ZbPr0'21, (Ю.17)
? ?
где ? — число участков сети.
> Выбор диаметров d, или пере-
перепадов давлений Apt не может
быть произвольным, так как нужно
удовлетворить условие
В
Ж
O
-•А
Рис. 10.3. Схема раз-
разветвленного газопрово-
газопровода
/—5— участки; /, //—
узлы с незаданными
давлениями; А, В, С—
узлы с заданными дав-
давлениями (концевые
точки сети)
???,—??=?.
(??.??)
Число уравнений A0.18) равно чи-
числу узлов с заданными давлениями
минус первый узел, т. е. числу кон-
концевых точек (точки Л, В и С,
рис. 10.3). Уравнения A0.17) и A0.18)
полностью определяют задачу, кото-
которая сводится к отысканию минимума
?
функции ???? при наличии ограни-
ограничивающих условий A0.18). Для этого
составляем функцию Лагранжа ? и
приравниваем ее частные производные
нулю. В результате получаем сис-
систему уравнений, состоящую из огра-
ограничивающих условий A0.18), и урав-
уравнения типа
дФ
= 0.
A0.19)
Общее число уравнений равно чис-
числу неизвестных, следовательно, зада-
задача экономического расчета диаметров
решена. Применительно к схеме сети
(см. рис. 10.3) ограничивающие ус-
условия имеют вид:
— Ap=O;
— ??=0;
— ??=0.
Запишем функцию Лагранжа
?=?
+ Ap
219
где ?^, ??, кс — неопределенные множители.
Приравниваем частные производ-
производные функции ? нулю:
OvP , ? 91 <-.П 4fiR ililn ш л _—121 ?
??( —??=0, / = 1, 2, ..., /г;
A0.21
= -ba
02i
дФ
дАр2
дФ
дФ
дФ =-Ьа021
<ЗАр
Вычитая соответствующие уравне-
уравнения, исключим неопределенные мно-
множители и после преобразований по-
получим:
1,21 д -1,21 j_n0,368 /1 21 д -1,21
h ?? 2 тУз 'з АРз —
QO 368 /
? 1
O 368 /1,21 а _ -1,21
1 ?? :
368 /I21Ap4'21 + Q0/68
= 0;
Число полученных уравнений рав-
равно числу узлов с незаданными дав-
давлениями, которые представляют собой
баланс выражений типа Q?'368 Z1'21
??
-1,21
для узлов I и II. Если
газ подходит к узлу, то перед вы-
выражением Q,0368 Ii АрГ1'21 ставят
знак минус, если отходит от узла,
ставят знак плюс.
Уравнения ограничивающих усло-
условий, а также узловые уравнения
составляют систему из пяти уравне-
уравнений, которая однозначно определяет
экономически оптимальные перепады
давлений для каждого участка.
Обозначим
/-|0,368/1,21 / ? л orv\
I=Vi Ii , (IvJ. ZKj)
тогда решение в общем виде для
любой разветвленной сети может быть
записано:
? Л,АрГ1>21=0, i=i, 2, ..., /.
?
Число уравнений типа A0.18)
равно числу узлов с заданными дав-
давлениями (исключая узел питания)
(т. е. числу концевых точек k).
Число уравнений типа A0.21) равно
числу узлов с незаданными давле-
давлениями (т. е. числу лишних неиз-
неизвестных /). Таким образом, условие
расчета сети на минимум стоимости
дало для узлов с незаданными дав-
давлениями дополнительные уравнения,
являющиеся уравнениями экономич-
экономичности. Из анализа полученного реше-
решения следует, что оптимальное распре-
распределение перепадов давления по уча-
участкам зависит от конфигурации сети,
расходов газа на участках и их длины.
Для решения узловых уравнений
можно применить метод последова-
последовательных приближений, аналогичный
методу увязки кольцевой сети. Для
этого производят гидравлический рас-
расчет сети по Ap//=const, опре-
определяют все диаметры, а по ним и
перепады давления на участках. Эко-
Экономические балансы в узлах иметь
места не будут, т. е.
где ? — невязка баланса в узле
Чтобы свести невязку к нулю, уве-
увеличим или уменьшим давление в узле
на ??. Величину ?? будем считать
положительной, если она увеличива-
увеличивает давление в узле. Это приведет
к изменению перепадов давления
на всех участках, примыкающих к
узлу, а следовательно, к измене-
изменению их диаметров. Величину ??
выберем так, чтобы были удовлет-
удовлетворены экономические узловые урав-
уравнения ???????'2?=0. С введением по-
поправочного узлового давления ?? ура-
уравнения типа ? APi= ?? не нарушатся,
так как увеличение (или уменьшение)
220
перепадов давления на участках, под-
подходящих к узлу, будет компенсиро-
компенсироваться уменьшением (или увеличе-
увеличением) перепадов на участках, отхо-
отходящих от узла.
Поправочные узловые давления ??
получаются на основании вывода,
аналогичного выводу поправочных
круговых расходов ? Q при увязке
колец. Допустим, что имеются два
узла I и II с незаданными дав-
давлениями (см. рис. 10.3). Для них мож-
можно написать два уравнения:
Введя поправочные узловые дав-
давления ??? и 6Р[1, получим:
-Л
Раскладывая выражения в скобках
в ряд Маклорена и ограничиваясь
первыми двумя членами, получим
следующую систему уравнений:
+ 1,21
A ??~121
?? 3
??,
??? = ?;
?~121 - 1,21 ? TT 6Pn +
1,21
-Op1 = O.
Приближенное решение получен-
полученной системы в общем виде следую-
следующее:
??' =
??" = -
? A1
1.21? J
АРГ1·
??
AAp'
Ap
UP,"
21
-1,21 '
?? = 6?' -\-??','
где бр' — часть поправки, полученной без
учета влияния поправочных давлений в сосед-
соседних узлах; ??" — часть поправки, учитывающей
влияние поправочных давлений в соседних
узлах, бр'у— первое приближение поправки
в соседнем узле
Величина 6рс'у умножается на отношение
(А Др~' 2|/Ар)у су участка, который имеет со-
соседний узел. Число членов суммы S6poyX
?04??~' 21/Ар)ус > равно числу соседних уз-
узлов При опреде 1ении знака поправки следует
учитывать, что выражение типа ????121 /Ap,
всегда положи ?ельное.
Глава 11
Промышленные системы
газоснабжения
11.1. Устройство
промышленных систем
газоснабжения.
Их классификация
Промышленные и коммунальные
предприятия получают газ от город-
городских распределительных сетей средне-
среднего и высокого давления. Предприя-
Предприятия с малыми расходами газа E0...
150 м3/ч) можно присоединять также
к сетям низкого давления. Оптималь-
Оптимальный вариант присоединения в этом
случае должен быть обоснован техни-
технико-экономическим расчетом. Крупные
промышленные предприятия и ТЭЦ
присоединяют с помощью специаль-
221
ных газопроводов к ГРС или ма-
магистральным газопроводам.
Промышленные системы газоснаб-
газоснабжения состоят из следующих элемен-
элементов: 1) вводов газопроводов на тер-
территорию предприятия; 2) межцеховых
газопроводов; 3) внутрицеховых газо-
газопроводов; 4) регуляторных пунктов
(ГРП) и установок (ГРУ); 5) пунктов
измерения расхода газа (ПИРГ);
6) обвязочных газопроводов агрега-
агрегатов, использующих газ. Газ от город-
городских распределительных сетей посту-
поступает в промышленные сети предприя-
предприятия через ответвления и ввод. На вводе
устанавливают главное отключающее
устройство, которое следует разме-
размещать вне территории предприятия в
доступном и удобном для обслужи-
обслуживания месте, максимально близко к
распределительному газопроводу, но
не ближе 2 м от линии застройки или
стены здания. Для газоснабжения
промышленных предприятий проекти-
проектируют тупиковую разветвленную сеть с
одним вводом. Только для крупных
предприятий, не допускающих пере-
перерыва в газоснабжении, ГРЭС и ТЭЦ
применяют кольцевые схемы сетей с
одним или несколькими вводами.
Транспортирование газа от ввода к
цехам осуществляется по межцеховым
газопроводам, которые могут быть
подземными и надземными. Выбор
способа их укладки зависит от тер-
территориального расположения цехов,
характера сооружений, по которым
предполагается прокладка газопро-
газопроводов, насыщенности проездов под-
подземными сооружениями. Надземная
прокладка межцеховых газопроводов
имеет ряд преимуществ по сравнению
с подземной: исключается подземная
коррозия газопроводов; менее опасны
утечки газа, так как вытекающий
из трубопровода газ рассеивается в
атмосфере; утечки легче обнаружить и
устранить; проще эксплуатировать и
осуществлять наблюдение за состоя-
состоянием газопроводов. При использова-
использовании в качестве опор для газопро-
газопроводов существующих колонн, эстакад,
стен и покрытий зданий надземная
прокладка газопроводов экономичнее
222
подземной. Из приведенных данных
следует, что надземная прокладка га-
газопроводов предпочтительнее под-
подземной. В конечных точках межцехо-
межцеховых газопроводов следует предусма-
предусматривать продувочные газопроводы.
Некоторые схемы промышленных
систем предусматривают проектирова-
проектирование центрального ГРП, который сни-
снижает и регулирует давление газа в
межцеховых газопроводах. В этом слу-
случае в них устанавливают и пункты
измерения расхода газа. В межцехо-
межцеховых газопроводах, как правило, под-
поддерживают среднее давление и только
у мелких потребителей — низкое. Вы-
Высокое давление применяют там, где
оно необходимо для газоиспользую-
щих агрегатов. На вводе газопровода
в цех снаружи или внутри здания
устанавливают отключающее устрой-
устройство. Внутрицеховые газопроводы про-
прокладывают по стенам и колоннам
в виде тупиковых линий. Необходи-
Необходимость кольцевания внутрицеховых га-
газопроводов может возникнуть лишь
для особо важных промышленных
цехов. На ответвлениях к агрегатам
устанавливают главные отключающие
устройства. Газопроводы промышлен-
промышленных предприятий и котельных обору-
оборудуют специальными продувочными
трубопроводами с запорными устрой-
устройствами. Отводы к продувочным тру-
трубопроводам предусматривают от по-
последних участков внутрицеховых газо-
газопроводов и от каждого газопровода
агрегата перед последним по ходу
газа отключающим устройством.
Давление во внутрицеховых газо-
газопроводах определяется давлением
газа перед горелками. При установ-
установке перед агрегатами регуляторов дав-
давления газа давление во внутрицехо-
внутрицеховых газопроводах может существенно
превосходить необходимое давление
перед горелками. Основное отличие
принципиальных схем промышленных
систем газоснабжения заключается в
принятых давлениях газа в межце-
межцеховых газопроводах, газопроводах пе-
перед горелками агрегатов, а также
в расположении газорегуляторных
пунктов, установок и наличии регуля-
торов давления перед агрегатами. При
решении вопроса о выборе схемы сле-
следует учитывать: давление газа в го-
городских распределительных газопро-
газопроводах в месте присоединения пред-
предприятия; необходимое давление газа
перед газовыми горелками в отдель-
отдельных цехах; территориальное распо-
расположение цехов, потребляющих газ;
расход газа цехами и режим его
потребления; удобство обслуживания
и экономическую эффективность.
В зависимости от конкретных ус-
условий проектирования промышленных
систем газоснабжения используют
различные принципиальные схемы, ко-
которые классифицируют следующим об-
образом.
I. Одноступенчатые системы газо-
газоснабжения (рис. 11.1.): а) при не-
непосредственном присоединении пред-
предприятий к городским распределитель-
распределительным сетям низкого давления (/-/);
б) при присоединении промышленных
объектов к городским сетям через
центральный ГРП и с низким давлени-
давлением в промышленных газопроводах
A-2); в) при присоединении промыш-
промышленных объектов к городским сетям
через центральный ГРП и со средним
давлением в промышленных газопро-
газопроводах A-3).
П. Двухступенчатые системы (см.
рис. 11.1): а) при непосредственном
присоединении промышленных объ-
объектов к городским сетям среднего
давления цеховыми ГРУ и с низким
давлением в цеховых газопроводах
A1-1); б) при непосредственном при-
присоединении промышленных объектов
к городским сетям среднего давления
цеховыми ГРУ и со средним дав-
давлением в цеховых газопроводах A1-2);
в) при присоединении к городским
сетям через центральный ГРП, со
средним давлением в межцеховых га-
газопроводах, цеховыми ГРУ и с низким
давлением в цеховых газопроводах
A1-3); г) при присоединении к город-
городским сетям через центральный ГРП
"со средним давлением в межцеховых
"газопроводах, цеховыми ГРУ и со
средним давлением в цеховых газо-
газопроводах (II-4).
I- 1
1-2
1-3
E-J
?-2
R-
ГРУ С
UfPlT
т
?
ГРУ
ГРУ ^
E-U
Условные обозначения
ввод газа в предприятие
отгородской сети;
газопроводы низкого давления;
газопроводы высокого и среднего
давления;
газопроводы среднего давления,
непосредственно обслуживающие
агрегаты;
подвод газа к агрегатам;
газоснабжаемые цехи
Рис. 11.1. Классифика-
Классификация промышленных
систем газоснабжения
У средних и крупных предприятий
агрегаты в отдельных цехах обычно
оборудуют горелками, которые рабо-
работают на различных давлениях. В связи
с этим при проектировании возни-
возникает необходимость в комбинации при-
приведенных принципиальных схем. Так,
часто проектируют промышленную
систему газоснабжения с центральным
ГРП и ГРУ только у отдельных
цехов. Такую систему получают путем
комбинации схем 1-3, П-3 и ??-4.
223
11.2. Одноступенчатые
промышленные системы
Схема промышленной системы га-
газоснабжения в случае непосредствен-
непосредственного присоединения к городским се-
сетям низкого давления показана на
рис. 11.2. Данную схему проекти-
проектируют для небольших коммунальных
и промышленных предприятий. Это
объясняется, во-первых, малой про-
пропускной способностью сетей низкого
давления, а во-вторых тем, что пере-
переменный режим потребления газа
предприятием будет отрицательно ска-
сказываться на режиме давлений у га-
газовых приборов жилых зданий, при-
присоединенных к той же сети низкого
давления.
Из городской распределительной
сети низкого давления газ через за-
задвижку / поступает в межцеховой
газопровод 2. У небольших предпри-
предприятий протяженность межцеховых газо-
газопроводов обычно невелика, поэтому
на ответвлениях от основного газо-
газопровода к цехам отключающие уст-
устройства можно не устанавливать. Для
продувки межцеховых газопроводов в
конце ответвлений предусматривают
продувочные свечи. На цеховых вво-
вводах устанавливают отключающие уст-
устройства. Место установки должно
быть доступно для обслуживания,
осмотра и ремонта арматуры и
обеспечивать возможность быстрого
отключения цехового газопровода.
При расположении задвижек или
кранов на высоте более 2 м ус-
устраивают площадки из несгорае-
несгораемых материалов с ограждениями
и лестницами или предусматривают
дистанционный привод.
Расход газа предприятием измеря-
измеряют в центральном пункте для учета
потребления газа в цехах и зданиях.
При необходимости учета расхода
газа отдельными цехами или аг-
агрегатами следует предусматривать
дополнительную установку газовых
счетчиков или расходомеров. Для не-
небольших предприятий, состоящих из
двух цехов, и при условии незна-
незначительного потребления газа одним
224
Цех №2
гпнд
0-9
8
\2
I
?
Цех№1
7 JO
Рис. 11.2. Схема газо-
газоснабжения небольшого
промышленного пред-
предприятия, присоединен-
присоединенного к городской сети
низкого давления
/— отключающее уст
ройство (задвижка) с
компенсатором на вво-
вводе в промышленное
предприятие, 2— меж
цеховой газопровод,
3— ответвление к цеху,
4— отключающее уст
6 _8_ J
ройство на вводе в
цех, 5— пункт измере
ния расхода газа
(ПИРГ), 6— внутрице
ховые газопроводы, 7—
главные отключающие
устройства перед агре
гатами, 8— кран на
продувочном газопро
воде, 9— продувочный
газопровод, 10— шту
цер с краном и проб-
пробкой для взятия пробы
из них допускается учитывать расход
газа по цехам без общезаводского
учета (см. рис. 11.2).
Внутрицеховые газопроводы тупи-
тупиковые. На ответвлениях установлены
главные отключающие устройства.
К последним участкам цеховых газо-
газопроводов присоединяют продувочные
линии 9 с отключающими кранами 8,
а также штуцера с кранами и
пробками для отбора пробы газа.
В продувочные линии 9 включены
продувочные трубопроводы, присоеди-
присоединенные к газопроводам агрегатов
перед последним по ходу газа отклю-
отключающим устройством, перед горелка-
горелками. Расчетный перепад давления АрР
в газопроводах предприятия (см. рис.
11.2) определяют по выражению
Этот перепад не должен превы-
превышать определенной доли от номи-
номинального значения давления перед
горелками газоиспользующих агрега-
тов ??, определяемой режимом рабо-
работы предприятия. Расчетный перепад
зависит от давления на вводе р„„.
Чем дальше предприятие расположено
от сетевого газорегуляторного пункта
и чем крупнее оно, тем стоимость
газопроводов предприятия дороже.
Расчетный перепад в долях от дав-
давления газа перед горелками агрегатов
выбирают в зависимости от технологи-
технологических требований, предъявляемых к
стабильности тепловых нагрузок горе-
горелок. Чем степень стабильности больше,
тем меньше должен быть перепад.
Обозначим допустимую относи-
относительную перегрузку агрегата а, т. е.
QMaKc ,г^ном
A =OlQa ¦
Величина а зависит от техно-
технологии производства и равна 1,05... 1,2.
Давление перед соплами горелок на-
находится в квадратичной зависимости
от расхода, поэтому
макс / ном 2
Pa /Pa =ог.
Если сеть несет нагрузку от
максимальной до минимальной (близ-
(близкой к нулю), то предельной нагрузке
горелки будет соответствовать и
предельная нагрузка сети. При мак-
максимальной нагрузке сети QcaKC перед
горелками будет номинальное давле-
давление рлом, а при минимальной нагрузке
qmhh__q давление перед горелками бу-
будет максимальным рд
„максном
Pa
и равным:
макс „ном ? ? „
=Ра -г APp-
Рассмотренный случай редко встре-
встречается в практике. В условиях
нормального течения технологичес-
технологического процесса минимальная нагрузка
сети не может быть близкой к
нулю. Обозначим минимальную на-
нагрузку сети в долях от максималь-
максимальной через ?, ?. е.
QMHh о/~)макс
Большинство промышленных пред-
предприятий имеет величину ?=0,5...0,7.
На рис. 11.3 построены пьезометры
для величин QMHH и QMaKt· При таких
предельных значениях нагрузок коле-
колебания давления газа перед горелками
агрегатов составят:
8 Зак 1052
Межцеховой
Внутрицеховой
газопровод
газопровод
Рис. 11.3. Пьезометры
промышленных газо-
газопроводов
a = GQm3Kc(I-P")= ?Pp(I -?"),
где а — гидравлическое сопротивление сети,
? — показатель степени в напорно-расходной
характеристике сети
Допустимое колебание давления
газа перед горелками определяют по
формуле
Сравнивая написанные выражения,
получим:
АРр/рГ = (?2 -1)/A- ?")
Таким образом, чем меньше воз-
возможные колебания нагрузки сети (?
ближе к единице), тем больше при-
принимают расчетный перепад для про-
промышленных сетей, который позволит
сэкономить значительное количество
металла. Так, если рАном=30 кПа,
а= 1,1, ?=0 (самый неблагоприятный
случай), то
= 30
1-0
= 6,3 кПа
Если же ?=0,5, то
= 30
1—0,5
~i- = 8,4 кПа
5
(здесь для сети принят квадратичный
закон). Расход металла пропорциона-
пропорционален перепаду давления в степени
225
li055> T-e-5>5%¦
0,19. Следовательно, во втором слу-
случае экономия металла составит при-
примерно
0 19
(It) =
Расчетные расходы в промышлен-
промышленных газопроводах определяют исходя
из номинальных нагрузок газоисполь-
зующих агрегатов и коэффициента
одновременности их работы ko. Зна-
Значение ko определяется технологичес-
технологическим режимом работы агрегатов и чис-
числом агрегатов, присоединенных к дан-
данному участку газопровода. Скорость
газа в газопроводах принимают рав-
равной 25...30 м/с, так как при больших ее
значениях возникают шум, эрозия
металла, а при неблагоприятной
конфигурации — и вибрация трубо-
трубопроводов. При расчете скорости ис-
используют уравнение неразрывности
отсюда
W=poQo/(pF)=PqQ0/ (pF),
где ро и Qo- плотность и расход газа
при нормальных условиях; р0 — нормальное
давление; ? и w — фактические давление и
скорость; F — поперечное сечение газопровода.
В формуле принято, что Т/273= 1.
11.3. Двухступенчатые
промышленные системы
Двухступенчатая схема промыш-
промышленной системы газоснабжения пока-
показана на рис. 11.4. По этой схеме
промышленное предприятие присоеди-
присоединено к городскому газопроводу высо-
высокого давления через заводской газо-
регуляторный пункт. В ГРП давление
газа снижается до среднего, которое
необходимо для цехов № 2 и 4. Эти
цехи присоединены непосредственно
к межцеховому газопроводу. Для горе-
горелок цехов № 1 и 3 требуется низ-
низкое давление, и они присоединены
через ГРУ. Внутрицеховые газопро-
газопроводы имеют продувочные линии. Пункт
измерения расхода газа расположен в
заводском газорегуляторном пункте.
Такая схема является комбинацией
схем 1-3 и П-3 (см. рис. 11.1).
При гидравлическом расчете данной
226
схемы сначала определяют давление
после заводского газорегуляторного
пункта рп ? исходя из режима завод-
заводской сети среднего давления при
известном номинальном давлении пе-
перед горелками среднего давления р"Т-
Перепад давления между город-
городскими и промышленным сетями Ap=
— Рт г—Pn ? распределяют между от-
ответвлением к промышленному пред-
предприятию и ГРП таким образом,
чтобы их суммарная стоимость была
минимальной. Давление после ГРУ
находят исходя из режима работы
внутрицехового газопровода и давле-
давления газа перед горелками низкого
давления. ГРУ подбирают на перепад
между давлением в межцеховых га-
газопроводах среднего давления и необ-
необходимым давлением после ГРУ. Зна-
Значение расчетного перепада в межцехо-
межцеховых газопроводах (см. рис. 11.4)
является небольшим, что приводит
к увеличению стоимости трубопрово-
трубопроводов. Вместе с тем некоторые цехи
не имеют ГРУ, что снижает стои-
стоимость системы. Однако для промыш-
промышленных предприятий с компактным
расположением цехов и стабильным
режимом работы агрегатов указанные
недостатки не имеют существенного
значения и такая схема может ока-
оказаться наивыгоднейшей.
Схема промышленной системы га-
зонсабжения с межцеховыми газопро-
газопроводами, непосредственно присоединен-
присоединенными к городской сети среднего давле-
давления (<?,3 МПа), показана на
рис. 11.5. Эти газопроводы вводят в
каждый цех, где в газорегуляторных
установках давление снижается до не-
необходимой величины. Из ГРУ газ по-
поступает только в сети данного цеха.
Расход газа учитывается в централь-
центральном пункте измерения расхода газа,
а также в каждом цехе. Централь-
Центральный ГРП отсутствует, а межцеховые
газопроводы находятся под давлением
городской распределительной сети.
Эта схема является комбинацией схем
//-/ и П-2 (см. рис. 11.1). Она
отличается от схемы рис. 11.2 тем, что
давление газа регулируется в каждом
цехе собственными ГРУ и может под-
Рис. 11.4. Двухступен-
Двухступенчатая схема газоснаб-
газоснабжения промышленного
предприятия с ГРП на
вводе
/— отключающее уст-
устройство на ответвлении
к промышленному пред-
предприятию; 2— межцехо-
межцеховой газопровод; 3—
ГРП промышленного
предприятия; 4— от-
отключающее устройство
на вводе в цех; 5—
¦пункт измерения расхо-
расхода газа (ПИРГ); 6~
внутрицеховой газо-
газопровод; 7— главные от-
отключающие устройства
перед агрегатами; 8—
кран на продувочном
газопроводе; 9— про-
продувочный газопровод;
10— штуцер с краном
и пробкой для взятия
пробы, //— цеховая
ГРУ
Рис. 11.5. Схема меж-
межцехового газопровода
среднего давления с
центральным пунктом
измерения расхода газа
и цеховыми ГРУ сред-
среднего и низкого конеч-
конечных давлений
1,5 — отключающие ус-
устройства в колодце; 2—
центральный пункт из-
измерения расхода газа;
3— межцеховой газо-
газопровод; 4— сборник
конденсата, 6—отклю-
6—отключающее устройство в
мелком колодце, 7—
шкафная установка
РД; 8— цеховая ГРУ
среднего конечного
давления; 9— цеховая
ГРУ низкого конечного
давления; 10— ответв-
ответвление газопровода к це-
цеху (сборники конден-
конденсата устанавливают
при использовании
влажного газа)
Рн ± 0,3кпа
Столовая
Цех
№2
Котельная
227
Рис. 11.6. Схема внут-
внутрицехового газопрово-
газопровода среднего или низ-
низкого давления с пунк-
пунктом измерения расхода
газа
/— отключающее уст
ройство на вводе газо
провода в цех, 2- ма-
манометр, 3— цеховой га
зопровод, 4 фильтр
ревизия, 5 газовый
ротационный счетчик,
6— тройник с пробкой,
7— отключающее уст-
устройство после счетчика,
8— то же, на обводном
1азопроводе, 9— то же,
до счетчика, 10— то
же, на ответвлении це
хового газопровода,
11—технический тер
мометр, 12— главное
отключающее устройст
во на ответвлении га
зопровода к агрегату,
13 — ответвление га
зопровода к агрегату,
14— продувочный тру
бопровод, 15— штуцер
с краном и пробкой
для взятия пробы
держиваться на необходимом уро-
уровне независимо от давления газа в
других цехах. Кроме того, располо-
расположение регуляторов давления в цехах
позволяет поддерживать более устой-
устойчивое давление газа перед агрега-
агрегатами, так как изменение нагрузки
межцеховых газопроводов не б>дет
оказывать влияния на давление газа в
цехах.
Схема отличается меньшей стоимо-
стоимостью межцеховых газопроводов, но
дополнительными расходами на соору-
сооружение центрального ПИРГ и дополни-
дополнительных ГРУ. Она имеет экономи-
экономические преимущества для промышлен-
промышленных предприятий, у которых цехи
расположены на значительном рас-
расстоянии друг от друга. Окончатель-
Окончательные выводы об экономической эффек-
эффективности схем промышленных систем
газоснабжения можно сделать после
технико-экономического расчета.
По внутрицеховым газопроводам
транспортируется газ по цеху от ввода
до агрегатов. В большинстве случаев
такие газопроводы проектируют тупи-
тупиковыми. Кольцевание внутрицеховых
газопроводов применяют только в осо-
особо ответственных цехах. На вводе га-
газопровода в цех устанавливают отклю-
отключающее устройство и манометр. В кон-
конце цехового газопровода расположен
продувочный трубопровод, к которому
присоединены объединенные проду-
продувочные трубопроводы от ответвлений
газопроводов к агрегатам. Для учета
потребления газа в цехе предусмот-
предусмотрен пункт измерения расхода газа.
Если цех оборудован газорегулятор-
ной установкой, то пункт измерения
расхода газа совмещают с ней.
Принципиальная схема внутрицехово-
внутрицехового газопровода среднего или низкого
давления с пунктом измерения расхо-
расхода газа показана на рис. 11.6.
Такую схему применяют для цехов,
получающих газ от центральных ГРП
или непосредственно от сетей низкого
давления. Расход газа измеряют дву-
двумя параллельно соединенными газо-
газовыми счетчиками.
Глава 12
Эксплуатация систем газоснабжения,
техника безопасности
12.1. Испытание
газопроводов
и прием их в эксплуатацию
Городские газопроводы, проклады-
прокладываемые под землей, являются скры-
скрытыми сооружениями, поэтому устано-
установить качество проведенных работ по
их прокладке после окончания строи-
строительства нельзя. Опыт показывает, что
дефекты строительства служат основ-
основной причиной аварий и поломок га-
газопроводов, а также являются при-
причиной нарушения режима работы
228
Таблица 12 1 Нормы.давлений при испытаниях подземных газопроводов
Газопроводы
Низкого давления (до
5000 Па)
распределительные
дворовые и вводы к
зданиям при раздель-
раздельном строительстве с рас-
распределительными газо-
газопроводами диаметром
до 100 мм
Испытательное
на проч
ность
0,6
0,3
давление МПа
на герметич
ность
0,1
0,1
Газопроводы
Среднего давления
(более 5000 Па до
0,3 МПа)
Высокого давле-
давления (более 0,3 до
0,6 МПа)
Высокого давле
ния (более 0,6 до
1,2 МПа)
Испытательное
на проч
носгь
0,6
0,75
1,5
давление, МПа
на герметич
ность
0,3
0,6
1,2
системы. Испытания прочности и
плотности газопровода не могут
вскрыть всех недостатков строитель-
строительства. Например, плохое основание под
газопровод может вызвать перенапря-
перенапряжения в сварных швах, низкое ка-
качество изоляции может привести к вы-
выходу газопровода из строя вследствие
коррозии. Такие дефекты нельзя или
очень трудно обнаружить во время
испытаний.
Качество работ следует тщательно
контролировать в процессе строитель-
строительства. Этот контроль осуществляется
строящей организацией и техническим
надзором эксплуатации. При контроле
сварочных работ проверяют качество
применяемых материалов и техничес-
техническое состояние оборудования, произ-
производят проверку всех операций по сбор-
сборке и сварке. Качество сварных сты-
стыков проверяют внешним осмотром, фи-
физическими методами и механическими
испытаниями контрольных образцов.
Качество изоляции газопровода до за-
засыпки его грунтом контролируют
внешним осмотром и с помощью при-
приборов. Прилипаемость битумной эма-
эмали к трубе и слипаемость слоев
изоляции проверяют внешним осмо-
осмотром. Надрезают изоляцию двумя схо-
сходящимися под углом 45...60° линиями
и снимают ее у вершины угла.
При этом ни изоляция, ни обертка
не должны отставать.
Смонтированный газопровод с ус-
установленной арматурой и оборудова-
оборудованием перед засыпкой грунтом осма-
осматривают. При осмотре проверяют глу-
глубину заложения труб, уклон, состоя-
состояние постели и изоляции, правильность
монтажа арматуры и ее действие.
Если в результате осмотра установ-
установлено, что монтаж произведен в соот-
соответствии с проектом и техническими
условиями (ТУ), то производят про-
продувку газопровода воздухом для уда-
удаления окалины, влаги, засорений и
приступают к испытаниям. Изоляцию
газопровода после его засыпки прове-
проверяют с помощью приборов. Резуль-
Результаты контроля качества строительно-
монтажных работ заносят в акты,
которые представляют комиссии при
приемке газопровода.
Газопровод испытывают сжатым
воздухом в два этапа: на прочность
и герметичность. Испытания трубо-
трубопроводов на прочность являются, по
существу, предварительными испыта-
испытаниями, выявляющими явные дефекты,
так как применяемые давления газа
недостаточны для того, чтобы иссле-
исследовать действительную механическую
прочность труб и сварных соедине-
соединений. Перед испытаниями газопровод
засыпают на уровень 20...25 см мел-
мелким грунтом. Засыпку осуществляют
с тщательным послойным уплотнени-
уплотнением и подбивкой пазух и приямков од-
одновременно с обеих сторон. Стыки у
газопроводов перед испытанием не за-
засыпают. Испытательные давления для
газопроводов приведены в табл. 12.1.
Длительность выдерживания газопрово-
газопровода под испытательным давлением при
испытании на прочность должна быть
229
равна 3 ч (кроме вводов в здания,
для которых время испытаний уста-
установлено в 1 ч), после чего давление
снижают до нормы, установленной для
испытания на герметичность, и произ-
производят осмотр газопровода и арма-
арматуры. Дефектные места выявляют с
помощью смазки соединений мыльной
эмульсией. Выявленные дефекты уст-
устраняют после снижения давления в
газопроводе до атмосферного.
Испытание газопроводов на герме-
герметичность производят после засыпки
траншеи грунтом до проектных отме-
отметок. Газопровод выдерживают под ис-
испытательным давлением до выравни-
выравнивания его температуры с темпера-
температурой грунта. Длительность испыта-
испытаний на герметичность зависит от
давления газа и диаметра трубы и
изменяется от 3 до 48 ч.
Падение давления газа не должно
превышать величин, определяемых по
формулам:
а) для газопровода, состоящего
из труб одного диаметра,
б) для газопровода, состоящего
из труб различных диаметров,
где ?? — расчетное падение давления газа,
кПа; d, d\, с^ — внутренний диаметр газо-
газопровода и участков газопровода, мм; U,
/г — длины участков газопровода, м; T — про-
продолжительность испытания, ч.
Фактическое падение давления га-
газа в газопроводе определяют с уче-
учетом изменения барометрического дав-
давления.
При испытании на прочность над-
надземных газопроводов их выдерживают
под требуемым давлением в течение
1 ч, после чего давление снижают
до величины, установленной для ис-
испытания на герметичность, и произ-
производят внешний осмотр с проверкой
мыльной эмульсией всех соединений.
Испытания на герметичность произ-
производят в течение 30 мин. Газопро-
Газопровод считается выдержавшим испы-
испытание, если видимого падения давле-
давления по манометру установлено не
было.
Внутреннюю газовую сеть жилых и
общественных зданий испытывают на
прочность и герметичность. Испытание
на прочность газопроводов низкого
давления жилых, общественных, ком-
коммунальных и промышленных зданий
производят при давлении 0,1 МПа на
участке от отключающего устройства
на вводе в здание до кранов на
отводах к газовым приборам. Чтобы
температура воздуха в газопроводе
стала одинаковой с температурой
воздуха в помещении, испытания на-
начинают по истечении 3 ч после подъ-
подъема давления. При испытании трубо-
трубопроводов на прочность выявляются
дефектные места, которые обнаружи-
обнаруживают в результате смачивания мыль-
мыльной эмульсией стыков, резьбовых
и фланцевых соединений, арматуры
и пр. Во время испытаний давление
в трубопроводе не должно резко
снижаться. После исправления выяв-
выявленных дефектов газопроводы испы-
испытывают на герметичность.
Газопроводы жилых зданий ис-
испытывают на герметичность давле-
давлением 5 кПа. Если в течение 5 мин
падение давления не превышает
200 Па, то газопровод считают выдер-
выдержавшим испытание. Газопроводы низ-
низкого давления промышленных и ком-
коммунальных зданий испытывают на гер-
герметичность давлением 10 кПа до кра-
кранов перед горелками не менее 1 ч,
падение давления за это время до-
допускается не более 600 Па.
Газовую сеть в эксплуатацию при-
принимает комиссия, которая прове-
проверяет: соответствие построенной сети
проекту и техническим условиям;
качество работ (путем осмотра и изу-
изучения актов на скрытые работы);
наличие актов о проведении испы-
испытаний, а также состояние арматуры
и оборудования. Принятые в эксплуа-
эксплуатацию сети могут находиться без газа
не более 6 мес. Присоединение газо-
газопроводов к действующим сетям выпол-
выполняет эксплуатирующая организа-
организация.
230
12.2. Присоединение
газопроводов
к действующим газовым сетям.
Продувка газопроводов
Присоединение газопроводов к дей-
действующим сетям относится к наиболее
ответственным газоопасным работам.
Их производят специально обученные
бригады эксплуатирующей газовое хо-
хозяйство организации. Бригада должна
иметь схему присоединяемого газо-
газопровода с указанием установленной
запорной арматуры, пробок и другого
оборудования. Эту схему должна
представить строительная организа-
организация. Газопровод присоединяют под
давлением газа от 200 до 1200 Па.
При более низком давлении имеется
опасность его падения до нуля и
проникновения в трубопровод возду-
воздуха в тот момент, когда в дей-
действующем газопроводе отверстие уже
вырезано, но еще не перекрыто
присоединяемым газопроводом. При
давлении более 1200 Па нельзя
производить резку и сварку газо-
газопровода, так как пламя, выбиваемое
из прорезаемой щели, трудно пога-
погасить. Это пламя может причинить
ожоги сварщику и слесарю. Свар-
Сварной шов при этом получается порис-
пористым и хрупким.
К действующим сетям низкого дав-
давления газопроводы присоединяют при
наличии газа в трубопроводе. Потре-
Потребителей от сети не отключают. Если
давление в газопроводах превышает
1200 Па, его в этом случае снижают,
что достигается изменением настройки
сетевых регуляторов давления. Одним
из распространенных способов присое-
присоединения газопроводов к действующим
газовым сетям является телескопи-
телескопический. Присоединяемый газопровод
подводят к действующему газопроводу
под углом 90°. На конец присоеди-
присоединяемого газопровода надевают отре-
отрезок трубы. Против него к действую-
действующему газопроводу приваривают па-
патрубок, диаметр которого превышает
диаметр надетого отрезка трубы.
Внутри патрубка в стенке действую-
действующего газопровода вырезают окно,
размер которого соответствует диамет-
диаметру присоединяемого газопровода. Вы-
Вырезанное окно извлекают с помощью
заранее приваренного стержня, вдви-
вдвигают в патрубок соединительный отре-
отрезок трубы, а зазоры между трубами
заделывают асбестом. После удаления
воздуха из узла присоединения концы
соединительного отрезка трубы под-
вальцовывают и приваривают. При
вырезании окна в стенке газопровода
образующуюся щель замазывают гли-
глиной. Окно до конца не вырезают —
наверху оставляют перемычку разме-
размером 3...5 мм. После остывания тру-
трубы перемычку перерубают зубилом и
вырезанную стенку газопровода выни-
вынимают.
Газопроводы к действующим сетям
среднего и высокого давления присое-
присоединяют, снижая давление в них или
без снижения давления. В первом
случае участок газопровода, к которо-
которому присоединяют, отключают при по-
помощи ближних задвижек, газ сбрасы-
сбрасывают в атмосферу. После того как
давление в газопроводе снизится при-
примерно до 600... 1000 Па, производят
присоединение обычным способом.
Недостатком такого способа является
перерыв в подаче газа потребителям,
получающим его от участка, в котором
было произведено снижение давления.
Присоединить новый газопровод к
действующему без снижения давления
можно через задвижку. В этом слу-
случае к действующему газопроводу
приваривают патрубок с фланцем, к
которому крепится задвижка со спе-
специальной камерой, имеющей фрезу.
Фрезой вырезают отверстие в трубе.
Вырезанную стенку вместе с фрезой
перемещают в камеру и закрывают
задвижку. После ее закрытия снима-
снимают приспособление и к фланцу за-
задвижки присоединяют газопровод. Не-
Недостатком этого способа является не-
необходимость в установке задвижки
даже в том случае, когда по усло-
условиям обслуживания она не требуется.
Кроме того, задвижку приходится ус-
устанавливать вблизи основного газо-
газопровода, что осложняет эксплуатацию.
Существуют другие способы присоеди-
231
нения газопроводов к действующим
газовым сетям без снижения давления,
при которых установка задвижки
необязательна.
Газопроводы к действующим газо-
газовым сетям после их отключения и
полного освобождения от газа при-
присоединяют редко.
Этот способ применяют в тех слу-
случаях, когда работу выполнять при дав-
давлении газа в трубопроводе нельзя
(например, вблизи работающих кот-
котлов и печей).
Продувку газопровода (т. е. удале-
удаление из него воздуха и наполнение
газом) производят немедленно после
присоединения к действующему газо-
газопроводу. Для этого в конце присоеди-
присоединяемого газопровода устанавливают
специальную трубку (продувочную
свечу) или используют отводные труб-
трубки из конденсатосборников. Высота
продувочных свечей над землей долж-
должна быть около 2,5 м, а их число
и диаметр зависят от длины и диа-
диаметра продуваемого газопровода.
Продувку начинают постепенным от-
открыванием задвижки у места при-
присоединения и кранов или задвижек
на продувочных свечах. При отсут-
отсутствии задвижки в узле присоедине-
присоединения продувку начинают открыванием
кранов на продувочных свечах. Окон-
Окончание продувки определяют путем ана-
анализа выходящего газа. Если содер-
содержание кислорода в нем составляет
меньше 1 %, продувку считают закон-
законченной.
В сети жилых зданий газ пус-
пускают после заселения квартир. При
этом жителей знакомят с правилами
пользования газовыми приборами и
выдают инструкции для каждого при-
прибора, которые содержат указания по
их эксплуатации и основные требо-
требования, обеспечивающие безопасное ис-
использование газовых приборов. В га-
газопроводы общественных и комму-
коммунальных зданий газ разрешается пус-
пускать при наличии персонала, обучен-
обученного правилам эксплуатации газообо-
газооборудования зданий. Газ абонентам
включает представитель организации,
эксплуатирующей газовые сети горо-
232
да. При включении объекта газопро-
газопроводы продувают газом до полного
вытеснения воздуха.
12.3. Обслуживание
и ремонт газопроводов
Задачей обслуживания и профи-
профилактического ремонта является под-
поддержание газопроводов и, сооружений
на них в состоянии, обеспечивающем
безопасную эксплуатацию и беспере-
бесперебойное снабжение потребителей газом.
При повреждениях газопроводов (раз-
(разрыве стыков, сквозной коррозии стенок
трубы, расстройстве фланцевых соеди-
соединений, неисправности задвижек, арма-
арматуры и оборудования) газ через об-
образовавшиеся неплотности проникает
в грунт. Под действием давления или
в результате меньшей плотности по
отношению к воздуху он движется
вверх, стремясь выйти в атмосферу.
Встречая на своем пути плотное до-
дорожное покрытие или промерзший и
насыщенный влагой грунт, газ может
отклониться от места утечки на десят-
десятки и даже сотни метров. Дойдя до
колодцев подземных сооружений, ка-
каналов или туннелей, газ скапливается
в них. В результате может образо-
образоваться взрывоопасная концентрация.
Для своевременного выявления
мест утечки за состоянием газопро-
газопроводов, их оборудованием и армату-
арматурой устанавливают систематическое
наблюдение. Трассы газопроводов ре-
регулярно осматривают. Наружным ос-
осмотром трассы проверяют загазован-
загазованность колодцев и контрольных трубок,
а также загазованность колодцев дру-
других подземных сооружений, располо-
расположенных на расстоянии до 15 м от
оси газопровода. При осмотре про-
проверяют действие арматуры и произ-
производят мелкий ремонт оборудования
газопроводов. Указанные работы вы-
выполняют бригады обходчиков и слеса-
слесарей.
Для контроля состояния подземных
газопроводов применяют приборный
метод их обследования, который про-
проводят не реже 1 раза в 5 лет.
Он включает в себя проверку состоя-
состояния изоляционного покрытия газопро-
газопровода и проверку герметичности газо-
газопроводов. Контроль состояния осу-
осуществляет комплексная бригада с по-
помощью переносных приборов.
Контроль качества изоляции осу-
осуществляют аппаратом нахождения по-
повреждения изоляции АНПИ С по-
помощью аппаратуры АНПИ проверяют
состояние изоляционного покрытия га-
газопровода без вскрытия грунта и до-
дорожного покрытия. АНПИ состоит из
трех блоков: генератора, приемника и
аккумуляторной батареи. Прицип ра-
работы аппарата при определении места
повреждения изоляции состоит в ре-
регистрации изменения потенциала
вдоль газопровода, образующегося
при прохождении переменного тока
частотой около 1000 Гц от генера-
генератора по цепи: генератор—труба—
земля — генератор. При контроле гер-
герметичности газопровода приборами
типа «Универсал», «Вариотек» прове-
проверяются на загазованность грунт над
газопроводом, газовые колодцы, кон-
контрольные трубки, а также колодцы
других подземных коммуникаций, рас-
расположенные до 15 м по обе сторо-
стороны от газопровода.
Профилактический ремонт газопро-
газопроводов включает контроль состояния
газопровода, изоляции, арматуры и
оборудования, их техническое обслу-
обслуживание и текущий ремонт. На осно-
основании профилактического осмотра и
ремонта дают заключение о пригод-
пригодности газопровода для дальнейшей
эксплуатации. При неудовлетвори-
неудовлетворительном состоянии газопровода (силь-
(сильной коррозии, расстройстве большого
числа соединений, засорении труб
и пр.) производят капитальный ремонт
газопровода.
12.4. Эксплуатация
газорегуляторных пунктов
После внешнего осмотра газорегу-
ляторные пункты испытывают на проч-
прочность и герметичность. Величина испы-
испытательного давления приведена в
Таблица 122 Нормы давления при
испытаниях ГРП
Давление ? аза в ГРП,
МПа
До 0,005
Более 0,005 до 0,3
Более 0,3 до 0,6
Более 0,6 до 1,2
Испытательное давление, МПа
на прочность
0,3
0,45
0,75
1,5
на герметич
ность
0,1
0,3
0,6
1,2
табл. 12.2 Испытания на проч-
прочность производят 1 ч, а на герме-
герметичность— 12 ч. Падение давления
в последнем случае не должно быть
более 0,5 % ог начального давления.
После испытаний газорегулятор-
ный пункт принимают в эксплуата-
эксплуатацию При пуске ГРП открывают за-
запорный предохранительный клапан,
а мембрану регулятора давления или
регулятора управления разгружают.
Затем приоткрывают входную задвиж-
задвижку, и в результате возникает движе-
движение газа через регулятор на сброс
в атмосферу. Для этой цели исполь-
используют продувочную свечу, незалитый
гидравлический затвор или любую
импульсную линию выходного газо-
газопровода. После того как регулятор
приведен в равновесие, его настраи-
настраивают на требуемое давление, изменяя
массу грузов или степень натяжения
пружины. Затем медленно открывают
входную задвижку, а после нее, по-
постепенно открывая выходную задвиж-
задвижку, ставят регулятор под нагрузку.
Прекращают сброс газа в атмосферу.
После включения регулятора произво-
производят продувку выходного газопровода
и настраивают предохранительные
клапаны. Запорный клапан на ГРП
низкого выходного давления устанавли-
устанавливают на 500...700 Па выше нормального
давления, а выхлопное предохранитель-
предохранительное устройство — на 150...200 Па ниже
давления запорного клапана. Уста-
Установку производят, подбирая нужную
величину груза или степень натя-
натяжения пружины предохранительных
клапанов. Работы по пуску газоре-
газорегуляторных пунктов выполняют в со-
соответствии с правилами производства
газоопасных работ.
233
Для уменьшения зоны колебания
давления газа у потребителей изме-
изменяют давление, на которое настроены
регуляторы в соответствии с режимом
потребления. Зимой поддерживают
максимальное давление, а летом дав-
давление снижают. Сезонное регулиро-
регулирование производит обслуживающий
персонал при обходе ГРП. Лучшие ре-
результаты дает автоматическое измене-
изменение выходного давления в зависимости
от расхода газа.
Контроль давления и дистанцион-
дистанционное управление регуляторами с по-
помощью телемеханических приборов
позволяют диспетчеру оперативно ус-
устанавливать наилучший режим давле-
давлений в газовой сети. Телемеханизация
газовых сетей повышает качество ра-
работы системы газоснабжения. Телеме-
Телемеханическими приборами следует обо-
оборудовать городские газораспредели-
газораспределительные станции ГРС, питающие сеть
среднего давления, и наиболее нагру-
нагруженные сетевые ГРП низкого давле-
давления. Для бесперебойной работы обору-
оборудования газорегуляторных пунктов ус-
устанавливают непрерывное наблюде-
наблюдение, плановую проверку и профилакти-
профилактический ремонт. Для осмотра оборудо-
оборудования, проверки правильности его
работы, изменения выходного давле-
давления и смены картограмм регистри-
регистрирующих приборов бригада рабочих ре-
регулярно обходит ГРП. В большинстве
случаев обход производится ежесу-
ежесуточно. Результаты осмотра и показа-
показания приборов обходчики записывают
в журнал. Плановую проверку и ре-
ремонт оборудования производит бри-
бригада слесарей 1 раз в 2...3 мес;
1...2 раза в год производят плано-
плановый профилактический ремонт, при
котором разбирают и смазывают все
узлы, а износившиеся детали заме-
заменяют новыми.
12.5. Техника безопасности
при эксплуатации
газовых сетей
К газоопасным относятся такие ра-
работы, которые выполняют при нали-
наличии в окружающей среде газа или
234
когда имеется возможность его вне-
внезапного появления. Опасность про-
производства работ в отмеченных усло-
условиях связана с токсическими свой-
свойствами газа и его способностью
образовывать взрывчатые смеси с воз-
воздухом. Подавляющее большинство ра-
работ по эксплуатации городского
газового хозяйства относится к газо-
газоопасным. Присоединение газопрово-
газопроводов к действующим газовым сетям,
ликвидацию утечек газа, продувку
газопроводов, ремонт арматуры и обо-
оборудования на действующих газопро-
газопроводах — все работы, выполняемые в
колодцах и помещениях ГРП, произ-
производят в газоопасной среде.
Газоопасные работы выполняют не
менее двух человек. Наиболее ответ-
ответственные работы производят под руко-
руководством инженерно-технических ра-
работников; рабочие и инженерно-техни-
инженерно-технический персонал проходят специаль-
специальную подготовку и тренировку. Место,
где производят газоопасные работы,
ограждают и охраняют. Курить и раз-
разводить огонь в таких местах кате-
категорически воспрещается. При появле-
появлении газа следует надевать противо-
противогазы. Тип используемого противогаза
зависит от характера работ. Для
работы в котлованах и колодцах
наиболее пригодны шланговые проти-
противогазы, а при работе в помещениях —
изолирующие. Рабочие, производящие
работы в котлованах и колодцах,
должны надевать пояса с веревка-
веревками, концы которых остаются снару-
снаружи в руках у наблюдающих за
работой.
Сварочные работы можно произ-
производить на газопроводах, находящихся
под небольшим давлением B00...
...1200 Па), или на выключенных и
продутых воздухом газопроводах. За-
Запрещается производить сварку на от-
отключенных, но непродутых газопро-
газопроводах. Проверку герметичности соеди-
соединений и арматуры следует производить
только мыльной эмульсией. Использо-
Использовать огонь для этой цели категори-
категорически запрещается. Сложные газо-
газоопасные работы выполняют по спе-
специально разработанному плану.
Глава 13
Системы снабжения потребителей
сжиженными углеводородными газами
13..1. Основные свойства
сжиженных
углеводородных газов
Под сжиженными углеводородны-
углеводородными газами, используемыми для газо-
газоснабжения городов и промышленно-
промышленности, понимают такие индивидуальные
углеводороды или их смеси, которые
при температуре окружающего возду-
воздуха и атмосферном давлении находят-
находятся в газообразном состоянии, а при
относительно небольшом повышении
давления (без снижения температуры)
переходят в жидкости.
Состав сжиженных газов зависит
от исходного сырья и способа полу-
получения. Основными источниками полу-
получения сжиженных газов являются по-
попутные нефтяные газы и газы кон-
денсатных месторождений, которые на
газобензиновых заводах разделяют
на этан, пропан, бутан и газовый
бензин. Технические пропан и бутан,
а также их смеси представляют собой
сжиженные газы, используемые для
газоснабжения потребителей. Техни-
Технические газы отличаются от чистых
содержанием небольших количеств уг-
углеводородов легче пропана и тяжелее
бутана, а также наличием примесей.
На нефтеперерабатывающих за-
заводах получают предельные и непре-
непредельные углеводороды. Выделяемые из
них смеси пропан-пропилена и бутан-
бутилена можно использовать для га-
газоснабжения. Вместе с тем следует
отметить, что реакционно-способные,
непредельные углеводороды являются
ценным сырьем для производства
синтетических продуктов, поэтому их
прежде всего следует использовать в
различных химических синтезах.
Основные компоненты сжиженных
углеводородных газов (пропан и бу-
бутан) относятся к насыщенным угле-
углеводородам открытого строения — ал-
канам. Их общая химическая формула
CnH2n+2. Алканы представляют собой
бесцветные вещества с характерным
запахом нефти, практически нераство-
нерастворимые в воде. Они мало активны и
трудно вступают в соединения с дру-
другими веществами. Метан СШ и этан
СгНб являются газами. Метан можно
сконденсировать при температуре ни-
ниже —82,6 0C, а этан—ниже +32,3 0C.
Пропан, нормальный бутан и изобутан
при нормальных условиях находятся
в газообразном состоянии, но при
незначительном повышении давления
до 0,47 МПа (пропан), 0,115 МПа
(бутан) и 0,16 МПа (изобутан) и
при /=0°С они конденсируются в жид-
жидкость. Это свойство выгодно выделяет
пропанобутановые смеси и делает их
особенно ценными источниками газо-
газоснабжения, ибо транспортировать и
хранить их можно в виде жидкостей,
а сжигать — в виде газа. Таким об-
образом, при транспортировании и хра-
хранении используют преимущества жид-
жидкой фазы, а при сжигании — газооб-
газообразной.
Пентан С5Н12 — летучая жид-
жидкость — входит в состав газового бен-
бензина. Высшие углеводороды — твер-
твердые тела. Алканы являются доста-
достаточно сильными наркотиками, но их
действие ослабляется малой раство-
растворимостью в крови. Поэтому при обыч-
обычных условиях они являются физиоло-
физиологически индифферентными. Они могут
вызывать удушье только при очень
высоких концентрациях из-за умень-
уменьшения содержания кислорода.
Ненасыщенные углеводороды от-
открытого строения — алкены (общая
химическая формула С„Н2«) — имеют
одну двойную связь между соседними
атомами углерода. Они имеют спо-
способность к реакциям присоединения,
ибо двойная связь легко разрыва-
разрывается и за счет освободившейся валент-
валентности углерода происходит присоеди-
присоединение нового атома или атомной группы.
235
CO ?· — СО ¦*
h Q- с
СО СО
с--'—~
стГ ю ?·" lc to
О 00 CM 00 CD
UO Tf ¦* со СО со·*
_ СО —< CN CS ^h N-
=?> оо" CN Ю- ?' «?' О N-"
—00 ^ О — co~*ri"
CM СО
-*~ о"
-SIi
СО со 00/— CM \
— ^ CN(O 00
¦* LO Ю\сО LOJ
СО СО Oi
TfCDo
СО LO СО
OO N-
CO СО СО СО 00
— Ю О О СО
О — Oi О) OJ
— LO N-
CN О СО Ю
со — см <м
— CM CM CM
CM О
СО CM
CM CM
см о ?л &
со ?? „ со
СО CT) CT)
со" CT)" —
CT) CTi
О
NO-*
LO см — — —
СО — СО
—'COCT)
— см —
N- _ CM CM
CJ
<Я 4»
SmCXSюХ ЛС
Жидкость
Пар
Энтальпия t, кДж/кг
Рис. 13.1. Построение
?— {"диаграммы
Токсическое действие алкенов сходно
с действием алканов. В состав сжи-
сжиженных газов, получаемых при пере-
переработке нефти, могут входить незна-
незначительные количества циклических уг-
углеводородов— цикланов (СиНгл). Во
избежание повышения упругости па-
паров сжиженный газ не должен со-
содержать значительных качеств этана,
а для недопустимого снижения упру-
упругости — пентана. Некоторые физико-
химические свойства углеводородов,
входящих в состав сжиженных газов,
приведены в табл. 13.1.
Как отмечалось выше, основной
особенностью и положительным свой-
свойством сжиженных углеводородных га-
газов, с точки зрения транспортирования
и использования в качестве топлива,
является способность сжижения при
сравнительно небольшом повышении
давления. Это приводит к тому, что
при использовании сжиженных газов
всегда наблюдаются фазовые превра-
превращения. Поэтому в отличие от сис-
систем, использующих сухой (тощий)
газ, элементы систем снабжения
сжиженными газами необходимо рас-
рассчитывать исходя из свойств жидкой
и паровой фаз с учетом особенностей
фазовых превращений. Расчеты про-
проводят по таблицам и диаграммам
состояния углеводородов.
Принципиальная схема диаграммы
?,??-w5
-W О 40 80 720 160 200 2пО 280 320 360 400 4UO 480 520 560 6001,кДж/кг
Рис. 13.2. Диаграмма
состояния пропана
? — давление, Па, T —
температура, К, ? — эн-
энтальпия, кДж/кг, s —
энтропия, кДж/(кгХ
Xград), ? — удельный
объем, м 3/кг, ? — су-
сухость пара, ??/кг
состояния пропана в р — i координатах
показана на рис. 13.1. Здесь по оси
абсцисс отложена энтальпия /, а по
оси ординат — абсолютное давление
р. Нижняя пограничная кривая MK
соответствует началу кипения, а верх-
верхняя пограничная кривая NK — сухому
насыщенному пару (началу конденса-
конденсации). Критическое состояние обозна-
обозначено точкой К.
Слева от нижней пограничной кри-
кривой расположена однофазная систе-
система — жидкость. Правее верхней по-
пограничной кривой находится пар. В об-
области между пограничными кривыми
расположена двухфазная система
«жидкость — пар». Следовательно,
здесь пар находится в насыщенном со-
состоянии: Соотношение между количе-
количеством пара и жидкости отражают ли-
линии постоянной сухости х, которые по-
показывают долю пара в системе. На
диаграмме нанесены изотермы /, линии
постоянной плотности и линии посто-
постоянной энтропии 5. Диаграммы состоя-
состояния для пропана и н-бутана даны
соответственно на рис. 13.2 и 13.3.
При необходимости более точного оп-
определения плотности сухого насыщен-
насыщенного пара или жидкости (на линии
насыщения) следует использовать
данные табл. 13.2. Скрытая теплота
испарения жидкости в зависимости от
температуры приведена в табл. 13.2.
В области двухфазного насыщен-
насыщенного состояния каждому значению
температуры соответствует определен-
определенное давление. Это давление представ-
представляет собой упругость насыщенных па-
паров. С ростом температуры упругость
паров увеличивается: так, для про-
пропана при t=— 400C р=0,11 МПа
(абс), а при t=40°C p= 1,37 МПа
(абс.). Из приведенных значений сле-
следует, что в области температур
атмосферного воздуха пары пропана
имеют достаточное давление для ис-
использования их в качестве газообраз-
газообразного топлива. Кривая зависимости
237
?,??-705
.«#
-40 О 40 80 120 160 200 2UO 280 320 360 400 440 480 520 560 ь,кДж/кг
Рис. 13.3. Диаграмма
состояния н-бутана
? — давление, Па; T —
температура, К; i — эн-
энтальпия, кДж/кг, s —
энтропия, кДж/(кгХ
Хград); ? — удельный
объем, м 3/кг; ? — су-
сухость пара, кг/кг
_ 1 _
Рж 1/
упругости паров от температуры
заканчивается критической точкой.
Для пропана значение /Кр=96,84°С,
а ркр=4,21 МПа (см. табл. 13.1).
Зависимость давления насыщенных
паров от температуры для некоторых
углеводородов приведена в табл. 13.2.
Рассмотрим примеры решения неко-
некоторых практических задач, возникаю-
возникающих при расчете систем снабжения
потребителей сжиженными газами,
с использованием таблиц и диаграмм
состояния.
Пример 13.1. Определить упругость рнас
пропана и плотность ? его жидкой и паровой
фаз. Пропан находится в баллоне при тем-
температуре t=— 25°C и /= + 16°С.
Решение 1. Определим параметры пропана
при t=—25° С. По ? — «-диаграмме:
рНас=0,2 МПа (абс);
».78
= 0,562 кг/л
(на пограничной кривой жидкости);
454 ^3
По табл. 13.2 получим более точные зна-
значения: ркас=0,2 МПа (абс); рж=0,559 кг/л;
рп=4,62 кг/м3.
2. Определим параметры при /=16°С.
По р—/-диаграмме рНас=0,73 МПа (абс);
рж=0,501 кг/л; рп=15,4 кг/м3. По табл. 13.2:
рнас=0,748 МПа (абс); рж=0,505 кг/л; рп=
= 15,97 кг/м3. Из проведенных расчетов следует,
что с повышением температуры упругость
паров пропана существенно увеличивается,
плотность пара также растет, а плотность
жидкости несколько уменьшается.
Пример 13.2. После заполнения баллона
пропаном объем жидкой фазы составил 90 %
объема баллона. Температура /=10°С. С повы-
повышением температуры объем паровой подушки
будет уменьшаться.
Определить, при какой температуре баллон
полностью будет заполнен жидкостью.
Решение 1. Плотность жидкости при /=
= 10° С по табл. 13.2 равна: рж=0,514 кг/л.
Тогда количество жидкого пропана в баллоне
238
h-OI00TfOC0OCDO100lOC0 — CO 00 —
CT)CTH00000h-h-COCDLOiOTfTfCOOlO)
cocococococococococococococococo
—" of of со* со* те ю со 1^- оо ? 2 ?? ??
Ol O^ rf NlOW —Ю 00 -- СО Ю rf — —
?" LO* —? CD* CT)* Ю* CD* Ю CT)* ^f* t~^ of CD* О* —<* СО* Ю* Ю*
,OOt^t^COiniOTfTfCOCOOtOl-¦ — OCJSOOh-
C0C0C0C0C0C0C0C0C0C0C0C0C0C0C0OJO1O1
C= О
о.
я 2·
_ - _ _ Tf CT) ^*4 h- Ol Ю Tf —* LO
TfCOCT)IOOlOCOOCT)CT)CT)Ol-1-
— — — of CO* CO* Tf" ю" 10" CO" h-" CT)" — — — — ^
Tf 00 CM CD
S
Ю —^CT)CDLO —^
ЛСОГСТ COCOCTJOlOOiO — t~-COOCJiOO
ОООО —? —« —' —'0101COCOTfTfcOCOCOt--
Tf — Ю CD CO
3 s
Z ?
?-
?E S
»1
?
vo 3
CJ
ю ? ю ?? to о Tf го <о
COOiOi- —? —<©?>?>
TfTfTfTfTfTfTfCOCO
С— — OOTfCOi-OTf — —'COiOLOh-- —
h-"co"CT)"—"
—_ CO^ 00 о_ CD4 о| оо_ CD^ т}<_ Tf^ Lq
" со" СО" Tf" ю" со" h-"
4
CT) О ¦— СО Ю h- О Ol IO OO Tf CD О Tf
-^, C, ^n C4 0 0 j j
TfCT)Tf-¦Г^ЮСОСОСОЮ^ — h-CO
оюоюоюоюоюо
COiOiOTfTfCOCOOIOl — —
— — OlOlCOCOTfTfiOlOCO
Pi
Пропан ?\
¦/
t=30 с Ii
РА=1,07МПп ?
t= const
А р = 0,128 MПа
\ y^t=3o°c
IJL t = 9°G
I
Рис. 13.4. Процесс
дросселирования про-
пропана (I—II)
/^-пограничная кри-
кривая, 2 — критическая
будет: Л4ж=0,514-0,9 V (V — объем баллона
в л).
2. Плотность пара при ^= 100C равна:
Pn= 13,6 кг/м13. Количество парообразного
пропана в баллоне будет: ??,,= 13,6· 0,1 ТогТо кг ·
Общее количество пропана в баллоне составит
??==@,514-0,9 + ущр K=@,465 + 0,0014) V =
щ
= 0,466К кг. Доля массы паровой фазы
весьма незначительная (всего 2,9 %).
3. Определим плотность жидкости, когда
она полностью заполнит баллон:
0,466 V п лаа ,
рж=-Ь =0,466 кг/л.
Этой плотности соответствует температура
(на линии насыщения) /=39°С (по табл. 13.2
для /=35°С рж=0,474, а для /=40°С рж=
= 0,464; температуру, соответствующею рж=
= 0,474, определяем линейным интерполирова-
интерполированием).
Следовательно, когда температура пропана
повысится до 390C, паровая подушка исчез-
исчезнет, и при дальнейшем повышении темпе-
температуры жидкость будет расширяться, расти
давление в баллоне и напряжение его стенок,
что может привести к разрыву баллона.
Пример 13.3. В баллоне вместимостью V=
= 50 л под давлением насоса заливают
20 кг пропана. После установления термо-
термодинамического и теплового равновесия тем-
температура пропана и баллона становится рав-
равной ^=150C. Определить давление, которое
установилось в баллоне, количество и объем
жидкой и паровой фаз.
Решение. 1. Предположим, что в баллоне
образовалась паровая подушка, тогда давление
в нем будет равно давлению насыщения для
пропана при /=15°С. По табл. 13.2. вели-
величина рнао=0,73 МПа (аба). Если в баллоне
однофазная система (жидкость), то давление
может быть больше рНас-
2 Определим плотность жидкой и паровой
фаз при давлении насыщения (по нижней и
верхней пограничным кривым):
рж=0,507 кг/л; рп= 15,61 кг/м3.
3. Определим объем паровой подушки
Vn и жидкости Vm, учитывая, что их суммар-
суммарная масса равна 20 кг, а Vn+V1K= 50 л.
^JQ 15,51+E0—У„H,507=20,
отсюда
Kn= 10,9 л; Уж=50—10,9=39,1'л.
Расчетом подтверждено наличие паровой по-
подушки.
4. Определим массы пара и жидкости:
10,9
Mn=
1??? 15,51 = 0,17 кг; Мж=39,1-0,507=
???? =ig,83 кг
Пример 13.4. Температура пропана в бал-
баллоне /=30°С. Пары его проходят через ре-
регулятор, где их давление снижается до
0,128 МПа (аба). Определить температуру
пропана после регулятора и величину пере-
перегрева паров.
Решение. 1. При решении используем
диаграмму рис. 13.2. Из баллона выходит на-
насыщенный пар, поэтому его состояние в
?—/-диаграмме будет соответствовать точке
пересечения изотермы /=30°С и пограничной
кривой пара (рис. 13.4, точка /). Давление
в баллоне рн= 1,07 МПа (абс).
2. Процесс дросселирования на клапане
протекает при постоянной энтальпии, т. е.
при /=const. Поэтому для определения конеч-
конечного состояния через точку / проводим линию
i=const до пересечения с линией р=0,128 МПа.
Через эту точку проходит изотерма ^=9°С.
Процесс дросселирования на рис. 13.4 показан
в виде линии /—//. Температура пропана
при этом снижается на д^=30—9=210C.
3. Несмотря на снижение температуры
пропана, пар перегревается, гак как давлению
рн=0,128 МПа (абс.) соответствует температу-
температура насыщения /=—38 0C. Следовательно, пере-
перегрев пара составит Л^пеР=9—(—38)=47°.
Пример 13.5. Баллон с пропаном уста-
установлен в помещении, в котором температура
воздуха 18 0C. Вместимость баллона 50 л {d—
= 300 мм, //=826 мм). Заполнен он на вы-
высоту 600 мм. Пары пропана поступают к
горелкам плиты. Нагрузка плиты равна
9,3 кВт. Определить количество испаряющегося
пропана и его температуру в баллоне. Коэф-
Коэффициент теплопередачи от воздуха к жидкому
пропану принимаем равным 9,3 Вт/(м2·град).
Решение. 1. Рассмотрим процесс транс-
трансформации теплоты и фазовых превращений,
который наблюдается при стабильном режиме
работы установки. Тепловой поток из помеще-
помещения поступает через стенки баллона к жид-
жидкому пропану и расходуется на его испаре-
испарение. ,'Необходимое количество испарившегося
пропана определяется нагрузкой плиты. Отсюда
с увеличением нагрузки увеличивается тепло-
240
вой поток, поступающий в баллон в резуль-
результате изменения температурного напора между
воздухом помещения и пропаном в баллоне.
В результате этого с увеличением нагрузки
температура в баллоне будет снижаться.
Значение температуры можно определить из
следующих равенств: поток теплоты из окру-
окружающей среды в баллон равен расходу теп-
теплоты на испарение пропана; часовое количест-
количество испаряющегося пропана, умноженное на его
теплоту сгорания, равно тепловой нагрузке
плиты. Из этих равенств находят все тепло-
тепловые потоки и параметры жидкой и паровой
фаз пропана.
2. Количество пропана Мпр, необходимого
для работы плиты, определяем исходя из на-
нагрузки плиты QnJ1=9,3 кВт и теплоты сгорания
пропана QJ,=46 400 кДж/кг;
М„р=<3„л/<2{;=9,3/46 400=2,01 · 10^4 кг/с.
3. Зная количество пропана, которое необ-
необходимо испарить в баллоне, определяем тепло-
тепловой поток из окружающей среды в баллон и
температуру в баллоне:
Mnpr=kF(t0, — /„ас),
где г — скрытая теплота испарения, кДж/кг;
k — коэффициент теплопередачи от окружаю-
окружающей среды к жидкому пропану, В г/(м2· град);
F — поверхность нагрева (в данном случае
смоченная поверхность в м2). Тепловым пото-
потоком, поступающим к жидкости через стенки,
омываемые воздухом и парами пропана, можно
пренебречь; tOi. и /HdC— температура окружаю-
окружающей среды и пропана.
Так как величина г зависит от /нас, то
уравнение решаем .методом последовательных
приближений: задаемся величиной Z1131, находим
г и проверяем принятое значение /нас.
Принимаем iHaiL = 6 0C, тогда по табл. 13.2
л=369 кДж/кг. Поверхность нагрева определя-
определяем с некоторым приближением как сумму
боковой поверхности цилиндра и днища, т. е.
F= ? 0,3-0,6+ Л'?'3
Таблица 13.3 Состав сжиженных
углеводородных газов, используемых для
газоснабжения' коммунально-бытовых
потребителей
4
=0,638 м2.
Определяем t»^'-
Для этой температуры величина г=343, г е.
отличается от принятого значения в расчете
только на 0,14 %. Такая точность достаточна,
поэтому пересчета не производим.
Тепловой поток Q, поступающий из окру-
окружающей среды к пропану для его испарения,
равен:
Q = kF(t0 с -/нас) = 9,3 -0,638-12,4 = 73,6 Вт.
Состав сниженных углеводород-
углеводородных газов, используемых для комму-
1 IuK J 33TGJi Ь
Компонентный состав, %
(по массе):
сумма метана, этана и
этилена, не более
сумма пропана и пропи-
пропилена, не менее
Сумма бутанов и бугиле-
нов:
не менее
не более
Жидкий остаток (в том
числе >глеводороды Cs
и высшие) при /=20 0C,%
(по объему), не более
Давление насыщенных па-
паров избыточное, МПа:
при +45 0C, не более
при — 20 СС, не менее
Массовая доля сероводо-
сероводорода и меркаптановой се-
серы, %, не более
В том числе сероводоро-
сероводорода, не более
Содержание свободной
воды
Содержание щелочи
Марка
СПБТЗ
4
75
Не
нор-
миру-
мируется
1
1,6
0,16
0,015
0,003
сжиженного га за
СПБТЛ
6
ы
6
Не норми-
нормируется
—
60
2
1,6
—
0,015
0,003
60
—
2
1,6
—
0,015
0,003
Отсутствует
»
нально-бытового газоснабжения, дол-
должен соответствовать нормам, приве-
приведенным в табл. 13.3. Установлены сле-
следующие марки сжиженных газов:
СПБТЗ — смесь пропана и бутана
технических зимняя; СПБТЛ — смесь
пропана и бутана технических летняя;
БТ — бутан технический.
Деление составов на зимний и лет-
летний связано с наружными температу-
температурами, от которых зависит упругость
паров сжиженных газов, находящихся
в баллонах на открытом воздухе
или в подземных резервуарах. В зим-
зимних условиях при низких температу-
температурах для поддержания необходимого
давления в системах газоснабжения
в составе сжиженного газа должно
быть больше легкого компонента (про-
(пропана). Летом количество пропана мо-
может быть сокращено.
Так, в составе СПБТЗ содержа-
содержание пропана должно быть не менее
241
75 %, в противном случае при низких
температурах упругость паров сжи-
сжиженного газа будет слишком мала.
В летнем составе это количество со-
сокращается до 34 %. Те же цели
преследует лимитирование максималь-
максимального содержания бутана, так как при
низких температурах бутан имеет ма-
малую упругость паров. Технические
составы допускают содержание не-
небольших количеств легких компонен-
компонентов (метана, этана, этилена) и жидких
остатков. Нормы устанавливают так,
что сжиженные углеводородные газы
должны содержать сероводорода не
более 5 г на 100 м , а их запах
должен ощущаться при содержании
паров сжиженных газов в воздухе
0,5—0,3 % (объема).
Наиболее благоприятными свой-
свойствами, с точки зрения газоснаб-
газоснабжения, обладает технический пропан,
ибо в пределах температур от —35 до
+45 0C он имеет достаточно высокую
упругость паров и поэтому пригоден
для использования в установках с от-
отбором паровой фазы при естественном
испарении. Это позволяет баллоны и
резервуары со сжиженным пропаном
устанавливать снаружи помещения, а
также в грунте.
Давление смеси идеальных газов,
которые не вступают между собой в
химические реакции, определяет закон
Дальтона. Каждый индивидуальный
газ, называемый компонентом, ведет
себя в смеси так, как будто в объеме
нет других газов. Он занимает весь
объем и подчиняется уравнению
состояния, написанному для него.
Этим уравнением определяется его ин-
индивидуальное (парциальное) давле-
давление. Давление смеси рсм равно сумме
парциальных давлений компонентов
ношение числа молей компонента
N1 к общему числу молей смеси, т. е.
где
парциальное давление газа i
Состав газовых смесей и смесей
взаимно растворимых жидкостей за-
задают молярными долями (для газов
г,, а для жидкостей X1), массовыми
долями т, и объемными долями
V1. Молярную долю определяют как от-
242
г, [X)=I
Массовую долю определяют как
отношение массы компонента M1 ко
всей массе смеси ZM1:
Объемную долю для жидких смесей
находят как отношение объема компо-
компонента V1, рассчитанного по плотности
при температуре смеси, к объему
смеси:
и,= V./? Ус-
Объемную долю для газовых сме-
смесей получают как отношение парци-
парциального объема компонента V1 к сумме
парциальных объемов, равной объему
смеси. Парциальным объемом компо-
компонента называют объем, занимаемый
им при температуре и давлении сме-
смеси. Так как компонент в парциаль-
парциальном объеме и объеме смеси находится
при одинаковой температуре, то по
закону Бойля—Мариотта можно напи-
написать:
где Pi и V1 — парциальные давления и объем
компонента ?.
Следовательно,
ем)·
По закону Авогадро при одинаковых
температурах и давлении объемы, занимаемые
молями различных газов, одинаковы. Этому
закону подчиняются идеальные газы. Реаль-
Реальные газы немного отклоняются от него
(см. табл. 13.1). Закон Авогадро дает простой
способ определения плотности газа
где ? — плотность газа при нормальных ус-
условиях, кг/м3, ? — молекулярная масса кило-
моля газа, кг; V11 — объем, занимаемый 1 кило-
молем газа при нормальных условиях, м3
Для идеальных газов и с некото-
некоторым приближением для реальных га-
газов ??=22,4 м3/кмоль. Точные зна-
значения ?? приведены в табл. 13.1.
На основании закона Авогадро
можно сказать, что для газовых
(идеальных) смесей мольные и объем-
объемные доли равны. Действительно, объ-
объем, занимаемый компонентом i, можно
определить как
Таблица 13.4. Пересчет состава газовых смесей
Компоненты
1
2
?
?
Задан объемный состав
объемные доли г.
Г[
T2
масса компонента Л1, = г,р,
Af,
M2
Mn
???,= ??,?,
Задан массовый состав
массовые доли т,
mi
т2
ГПп
?/?,= 1
объем компонента V1=
= m1/p,
V1
V2
Таблица 13.5. Пересчет состава жидких смесей
Ком
понен
ты
1
2
?
?
Задан мольный состав
мольные
ДОЛИ X1
Xl
Х2
Xn
ZjC1=I
масса ком-
компонента
M1
M2
Mn
ZAf1=
= ??,?,
объем
компонен-
компонента V1=
_*-?-
V2
? F1=
_^*.?,
Р>
Задан объемный состав
объемные
ДОЛИ V,
Vi
V2
Vn
Zu1=I
масса ком-
компонента
??,= ?«?
Xp,
M1
M2
Mn
??,=
= ??,?,
количе
ство молей
компонен
та N1=
= Vjp,
?.
Nx
N2
Nn
??,=
?·
Задан массовый состав
массовые
доли т,
mi
ТП2
тп
Zm1=I
объем ком-
компонента
V1 = Ib.
P-
Vl
V2
V'n
?1/,=
— ?·
Р«
количе-
количество молей
компонента
JV1 = ^i
?.
Ni
N2
Nn
ZiV1=
-?'
?.
Подставляя это выражение в фор-
формулу, определяющую объемную долю,
и учитывая, что объемы киломолей
?? всех газов одинаковые при одина-
одинаковых условиях, получаем V1=T1:
V1 V^-N1
Поэтому для расчета газовых сме-
смесей используют мольные (объемные)
доли rt и массовые доли mt.
Пересчет состава, заданного одни-
одними долями, в другие для газовых
смесей удобно производить с помощью
табл. 13.4.
Плотность смеси определяют по
следующему уравнению:
_МСМ
рем—-Г, —
',?,
?
V Il
Zj ?
Расчет средней (условной) молеку-
молекулярной массы ?0? производим деле-
делением массы газа на число кило-
молей в ней.
При смеси, заданной объемным
составом,
? г<р< ? г>р,
= V
так как
= ?,
= 1
При задании смеси массовым сос-
составом
?
^ ?,
При пересчете состава жидкой сме-
смеси, заданной одними долями, на другие
используют табл. 13.5.
243
Плотность смеси взаимно рас-
растворимых жидкостей определяют из
уравнения
*'?' V lth l
Среднюю молекулярную массу на
ходят из уравнения
? ?? *? ? ^p1
У <р< V Zl
Пример 13.6. Задан объемный состав паро-
паровой фазы сжиженного углеводородного газа:
Ли!о-с4н,о== 20 /о; ^(\н12=з %·
Определить: плотность, молекулярную массу
и массовый состав смеси.
Решение. 1. Определяем плотность смеси
при ^=O, 1013 МПа и при ^=O0C:
???=? ^tP.= 0,04. 1,356 +
+ 0,6.2,0037 + 0,13-2,703-j-
+ 0,2 · 2,668 + 0,03 · 3,457 = 2,243 кг/м3.
Величину р, находим по табл. 13 1.
2. Молекулярная масса равна:
???=? ?;?; = 0,04.30,07 + 0,6-44,1 +
0,13-58,12+ 0,2-58,12+ 0,03-72,15 = 49.
?, находим по табл. 13.1
3. Определяем массовый состав смеси:
? ггр«
0,04-1,356
Шс2н6 2,243
— 0,024,
0,6-2,0037
тп u =—?^?-??. = 0,53/;
2,243
_ 0,13-2,703
2,243~~
_ 0,2-2,668
~~ 2,243
0,03-3,457 _
2,243
= 0,156;
= 0,238 ;
= 0,045.
Как отмечалось выше, сжиженные
углеводородные газы обладают свой-
244
ством взаимной растворимости. Они с
достаточнрй точностью подчиняются
закону Рауля. Смеси жидких угле-
углеводородов можно рассматривать как
идеальные растворы. По закону Рауля
парциальное давление паров данного
компонента, находящегося в жидкой
смеси, равно его молярной концен-
концентрации в жидкости, умноженной на
упругость паров этого компонента в
чистом виде при температуре смеси,
т. е.
p-XlplHac, A3.1)
где P1 — парциальное давление паров компонен-
компонента г, находящегося в жидкой смеси; х, —
молярная доля компонента i в жидкой смеси;
Ршас — упругость паров чистого компонента при
температуре смеси.
Упругость паров жидкой смеси (ее
давление) равна сумме парциальных
давлений паров всех компонентов.
Учитывая уравнение A3.1), давление
смеси (упругость) ? определяют по
следующему выражению:
с. A3.2)
Изменение парциального давления
паров жидких компонентов смеси, со-
состоящей из пропана и изобутана,
показано на рис. 13.5. Температура
принята постоянной и равной 00C.
Из рисунка следует, что парциальное
давление низкокипящего компонента,
в данном примере пропана, растет
от нуля (при X1=O) до 0,47 МПа (при
Xi=I), равного упругости насыщен-
насыщенного пара при 00C. Давление взаи-
взаиморастворимой смеси зависит от их
количественного соотношения. Так,
при 50 %-ном (мольном) содержании
пропана и изобутана упругость паров
смеси будет равна 0,315 МПа. Из
рис. 13.5 видно, что с увеличением
содержания высококипящего компо-
компонента (изо-С4Ню) упругость паров
смеси падает. Все уравнения p=f\x\
линейные, так как /=const.
Для каждого компонента пар-
парциальное давление газа, находящего-
находящегося над уровнем жидкости (в паровой
фазе), равно давлению^ паров компо-
компонента в жидкой фазе. Это равен-
равенство является следствием термодина-
термодинамического равновесия. Действительно,
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 ?,? 0,9
Низкокипящии компонент /HKK/ ,C3Hg
0,9 0,8 OJ 0,5 0,5 OA 0,3 0,2 0,1
Высококипящий компонент /BKK/ ,H-C4H-J0
если парциальное давление данного
компонента в паровой фазе превысит
давление паров этого компонента в
жидкой фазе, то наступит процесс
конденсации. Противоположное соот-
соотношение давлений приведет к процессу
испарения. Эги процессы будут про-
протекать до тех пор, пока не устано-
установится равновесие. Таким образом, для
каждого компонента можно написать
равенство парциального давления с
использованием законов Дальтона и
Рауля.
Парциальное давление компонента
i в паровой фазе по закону Даль-
Дальтона равно:
Давление паров компонента ?,
находящегося в жидкой фазе, по
закону Рауля составляет:
Из равенства парциальных давле-
давлений получаем основное уравнение
Г1р = Х,р1 Нас ¦ A3.3)
Рис. 13.5. Изменение
давления смеси пропа-
пропана и бутана в зависи-
зависимости от их концент-
концентрации
J- ? ? , —С,Н8, 2-
?,?,,? ичо C4HiO, 3-
р- «.меси
T1
A3.4)
где k, - константа равновесия или коэффици-
коэффициент распределения, равный ?? ношению упру
гости паров компонента plHti к общему
давлению смеси
Константа равновесия определяет
соотношение молярных долей компо-
компонента i в паровой и жидкой фазах.
Для более ле1учих компонентов, нахо-
находящихся в смеси, коэффициент ko\.
В паровой фазе его относительная
доля больше, чем в жидкой. Менее
летучие компоненты обладают мень-
меньшей упругостью паров, поэтому они
в меньшей доле находятся в паро-
паровой фазе, для них значение k,
меньше единицы.
Двухфазное состояние двухкомпо-
нентных систем хорошо отражается
диаграммой состояния. Она строится
по упругостям испарения компонентов
и объединенному закону Дальтона—
Рауля. Построим такую диаграмму
для пропана — н-бутана. Давление
жидкой смеси определится уравнением
A3.2), представляющим собой пря-
245
мую линию, которая для пропана
(его мольная доля х) и н-бутана
(мольная доля A—х)) примет следу-
следующий вид:
—*H,115 МПа
A3.5)
или р=0,115+0,355*.
Уравнение A3.5) написано для t—
=0°C=const. Зависимость A3.5) по-
показана на рис 13.6. Линия AB
является границей между жидкой фа-
фазой и двухфазной системой и явля-
является линией упругости жидкой смеси.
Выше этой линии находится жид-
жидкость; при снижении давления на-
начинается процесс испарения (ки-
(кипения) жидкости и образуется двух-
двухфазная система. Таким образом,
линия AB является линией начала
испарения. Если продолжать испаре-
испарение и снижать давление, тогда на-
наступит момент, когда испарится по-
последняя капля жидкости и образуется
смесь сухого пара. Геометрическое мес-
место точек таких давлений образует
линию 2—линию начала конденсации
или линию точек росы. Ниже этой
линии находится смесь перегретого
пара. Эта кривая строится по урав-
уравнению A3.3), откуда для каждых
пар значений ?, ? определяем соот-
соответствующее значение г и по г строим
кривую. Построим кривую для рас-
рассматриваемого примера. Примем /=
= 0°С. При х=0 р=0,115, при х=1
р=0,47. Отсюда
г=х@,47/р),
где ? определяется уравнением A3 5), тогда
для каждого значения ? сперва находим р,
а затем г Результаты расчетов представлены
ниже
X
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
P
0,115
0,151
0,186
0,222
0,257
0,293
0,328
0,364
0,399
0,435
0,470
г
0
0,311
0,505
0,635
0,714
0,802
0,860
0,904
0,942
0,972
1
По проведенным расчетам на
рис. 13.6 построена кривая конден-
конденсации. Этой кривой соответствует
смесь сухого пара пропана и н-бутана.
На рисунке показаны также давле-
давления стандартных смесей (зимней и
летней). Выше кривой / находится
жидкая смесь, кривая 2 представляет
смесь сухого пара компонентов, об-
область 3 соответствует двухфазной
системе, состоящей из жидкости и
пара. Во всех баллонных и резервуар-
ных установках состав жидкости со-
соответствует линии /, а пара — 2.
Процесс фазового перехода иллю-
иллюстрируется на рис. 13.7. Линия ACB —
линия начала кипения. Ее уравне-
уравнение, как было показано выше, урав-
уравнение упругости паров жидкой смеси,
т. е.
Предположим, что жидкая смесь
соответствует точке С (рис. 13.7)
и давление этой жидкой смеси будет
рс. При снижении давления и без
изменения состава смеси начнется
процесс испарения. В первом паровом
пузырьке концентрация низкокипя-
щего компонента будет гсв, а высоко-
кипящего A—гсв). При дальнейшем
понижении давления паровая фаза
будет обогащаться высококипящим
компонентом, но его концентрация
будет всегда меньше концентрации
низкокипящего компонента. Так, для
давления, соответствующего точке «к»
рк, концентрация низкокипящего ком-
компонента будет равна rme, а высо-
кокипящего компонента— A—гте).
Их мольные соотношения в паровой
и жидкой фазах определяются из
закона Рауля—Дальтона. Со сниже-
снижением давления паровая фаза будет
увеличиваться, а концентрация г,
низкокипящего компонента будет в
ней уменьшаться, и при конце
испарения (т Д.) концентрация низ-
низкокипящего компонента станет равной
его концентрации в жидкой фазе
в начале процесса испарения, т. е.
Хд=гд. В последней капле жидкости
концентрация низкокипящего компо-
компонента будет Xa-
246
???
0,5
о,эвг
ом
Жидкость СПБП
t--o
0,3
0,23И
0,34 \ \0,75\ I
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
— *>л
1,0
1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 О
у=A-х) -*
Рис. 13.6. Изотерми- паров жидкой смеси
ческие кривые фазового (кипения), 2 —линия
состояния пропан —
н-бутановой смеси
конденсации, 3— зона
двухфазной смеси
/— линия упругости
I
i
? = const
m
а ^^^
А ^*^
* me
^e
¦* — *¦
X
^
С
^-
^•^^^^ ь
^^
А
1-Х
концентрация HKK/
У
В
I
Рис. 13.7. Фазовые пе-
переходы двухкомпонент-
ной системы при / —
=const
(? — мольная концент-
концентрация низкокипящего
компонента)
Уравнение кривой, когда вся смесь
переходит в паровую фазу, опреде-
определяется следующим образом. По закону
Рауля—Дальтона имеем следующее
соотношение для любого компонента:
Определим из этого соотношения хг.
л
" «нас
Просуммируем X1 для всех компо-
компонентов, имея в виду, что ???=\:
? ?^
1 ,
отсюда
A3.6)
Уравнение A3.6) является уравне-
уравнением конденсации для двухфазной
системы.
Если смесь углеводородов нахо-
находится в замкнутом объеме, при термо-
термодинамическом равновесии и представ-
представляет собой двухфазную систему, то
при данной температуре по составу
жидкой фазы рассчитывают состав
паровой фазы или по составу паровой
фазы определяют состав жидкости.
В процессе расчета также вычисляют
давление смеси. Если известен состав
жидкой фазы, то состав паровой
фазы рассчитывают следующим обра-
образом. По заданной температуре (см.
табл. 13.2) определяют упругость
паров р/нас компонентов и рассчи-
рассчитывают давление смеси по формуле
По формуле A3.3) определяют
мольный состав паровой фазы
"гнас
При известном составе паровой
фазы состав жидкости находят сле-
следующим образом. По формуле A3.6)
рассчитывают давление смеси. Далее
по формуле A3.3) определяют состав
жидкой фазы Xi.
Пример 13.7. В баллоне находится сжижен-
сжиженный газ при температуре ^=20°С. Молярный
состав жидкой фазы следующий:
*с3н8=0,25; JWc4H1O=0-4; ^h-C4H10=°-35-
Определить давление смеси и состав паро-
паровой фазы.
Решение. 1. По табл. 13.2 определяем
упругость паров компонентов смеси при /=
= 20°С в МПа (абс):
рСзН8 = 0,83; ризо-с,н,„=0,306; P11-C4H10=O^.
Рассчитываем давление смеси:
р=0,25 · 0,83+0,4 · 0,306+0,35 · 0,23=
= 0,411 МПа (абс).
2. Определим мольный состав паровой
фазы:
О 83
^ 0504
г сн = 0,4^ = 0,196;
изо-с4н10 о,411
г г „ =0,35 -i—--- = 0,3.
н"С4Н!0 0,411
Результаты расчета показывают
закономерность распределения угле-
углеводородов в жидкой и паровой фазах.
При анализе уравнения A3.2) было
отмечено, что более летучие компонен-
компоненты в паровой фазе находятся соответ-
соответственно в большей доле, чем в жид-
жидкой. Действительно, более летучим
компонентом в данной смеси является
пропан СзНв. Его доля в жидкой
фазе х=0,25, а в паровой фазе
г=0,504, т. е. в 2 раза больше.
Вместе с тем количество менее ле-
летучего компонента н-бутана в жидкой
фазе х=0,36, а в паровой фазе его
доля уменьшилась до г=0,3. Давле-
Давление смеси находится в пределах значе-
значений упругости паров наиболее летуче-
летучего компонента (р=0,83) и наименее
летучего (р=0,23).
Часто возникает задача расчета
двухфазной системы, если известны ее
давление и температура, а также
состав в однофазном состоянии. Такая
задача встречается при расчете сос-
состава смеси в баллоне, если известен
состав жидкости, которую в него за-
заливают. Рассмотрим решение такой
задачи. Предположим, что в резер-
резервуар заливают жидкую (исходную)
смесь углеводородов, мольный состав
которой равен:
248
Температура / и давление в бал-
баллоне ? заданы. Требуется опре-
определить состав паровой Zr1= 1 и жид-
жидкой ??,—1 фаз, а также долю об-
общего числа молей, залитых в баллон,
которые перешли в паровую фазу
V и остались в жидкой фазе L(V+¦
+ L=I).
Эту задачу можно решить следу-
следующим образом. Запишем уравнение
материального баланса для компонен-
компонента /. Общее количество молей этого
компонента A1 равно количеству молей
в жидкой фазе X1L плюс количество
молей в паровой фазе rtV, т. е.
A1=X1L-^r1V. A3.7)
Из формулы A3.3) подставим в
это уравнение выражение для ве-
величины г ?'.
а также исключим величину V, ис-
используя выражение V= 1—L:
P гнас
Далее определим
А,
Ршас
¦— I)L
1
Просуммируем хг для всех компо-
компонентов
?
13.8)
Из уравнения A3.8) определим
значение L и рассчитаем состав жид-
жидкой и паровой фаз. Аналогично можно
получить расчетную зависимость, по
которой сначала определяют величину
V, далее рассчитывают состав паро-
паровой и жидкой фаз. Порядок решения
рассмотрим на примерах.
Пример 13.8. Жидкая смесь, имеющая
исходный состав ЛСзНа = 0,6; ЛИЗО_С4Н|0=0,25;
Лн.С4Н|о = О,15, была залита в резервуар, в ко-
котором превратилась в двухфазную систему.
После того как установилось термодинами-
термодинамическое равновесие, температура и давление
двухфазной системы стали равны: /=30°С,
р=0,687 МПа (абс). Определить составы
паровой и жидкой фаз, а также долю молей
от общего количества, которое перешло в па,-
ровую фазу.
Решение. 1. По табл. 13.2 определяем
упругость паров компонентов смеси при t=
= 30°С в МПа (абс):
Pc1H.= 1.07; РИЗо-с4н10=0,41; pH.C4Hl0=0,314.
2. Рассчитаем коэффициенты распределе-
распределения для компонентов:
*„.,=
0,687
0,41
изо C4H10 0,687
0,314
= 1,56 ;
= 0,598,
= 0,457.
3. По формуле A3.8) находим величину L:
0,6 , 0,25
1,56-A,56-I)L ' 0,598-@,598-I)L
0,15
0,457 —@,457—I)L
_ 1
Уравнение решаем методом последователь-
последовательных приближений. Принимаем L=0,4 и рассчи-
рассчитываем левую часть уравнения
0,6
1,56 — 0,56-0,4
0,15
0,457 + 0,543-0,4
-+
0,25
0,598 + 0,402-0,4 '
= 0,448 + 0,33 + 0,222=1
Таким образом, значение L=O,4 удовлет-
удовлетворяет уравнению
Из расчета следует, что в жидкой фазе
остается 0,4 общего числа молей, а в паро-
паровую фазу переходит !/=1—0,4=0,6 молей.
Состав жидкой фазы определяем по фор-
муле A3.8): xCjH8=0,448; *изо-с4н,„=0,33;
*нС4н10 = 0,222.
4. Состав паровой фазы рассчитываем по
формуле A3.3):
гСзн8=0,448-1,56 = 0,702; WC4Hlo=0,33X
X 0,598 = 0,197; гн_С4Н|о = 0,222-0,457 =0,101.
Пример 13.9. Для условий примера 13.8 оп-
определить давление, при котором в баллоне
б>дет находиться только жидкая фаза, а также
давление, при котором вся жидкость перейдет
в пар.
Решение. 1. Если резервуар наполняют
(под давлением) жидкой смесью и в нем
устанавливается давление меньшее, чем упру-
упругость паров жидкой смеси, то жидкость
частично испаряется, образуя двухфазною сис-
систему. Если же давление в резервуаре будет
равно или больше давления паров жидкой
смеси, то паровая фаза образовываться не
будет и состав заполняемой жидкости будет
такой же, как и жидкой смеси. Давление
паров жидкой смеси, заливаемой в резервуар,
будет равно:
249
р„ар= Sx1P1H30= 0,6 · 1,07+0,25 · 0,411 +0,15?
Х0,315=0,79 МПа
Итак, если давление рПаР^
^0,79 МПа, то паровая фаза образо-
образовываться не будет.
2. Если давление в резервуаре
снизить, то количество пара увели-
увеличится и при определенном его зна-
значении вся жидкость перейдет в паро-
паровую фазу. В этом случае состав
паровой фазы будет такой же, как
и исходной смеси. Для определения
давления, при котором жидкой фазы
не будет, можно использовать урав-
уравнение A3.8), приняв L=O:
ИЛИ
? (V^Hac)
Для данных предыдущего примера
давление будет равно:
P =
0,6 0,25 0,15
XoT+ ~0jT 0,314
-=0,606 МПа
Таким образом, при давлении,
равном или меньшем 0,606 МПа,
в резервуаре будет содержаться толь-
только паровая фаза.
Если исходная смесь содержит
инертные газы (азот, диоксид угле-
углерода), то ввиду их большой лету-
летучести по сравнению с углеводородами
считают, что они полностью переходят
в паровую фазу. Для них величина
Av=-ru л:,=0, что следует учитывать
при составлении уравнения A3.8).
Когда первоначальная смесь имеет
жидкую часть с малой летучестью,
тогда предполагают, что она полно-
полностью остается в жидкой фазе, т. е.
для нее A1=X1, а г,=0.
Из анализа свойств двухфазного
состояния углеводородных смесей сле-
следует, что при отборе из резервуара
паровой фазы в начальном периоде
газ содержит больше легких компо-
компонентов. Теплота его сгорания имеет
соответственно меньшее числовое зна-
значение. По мере расхода газа содержа-
содержание тяжелых компонентов в жидкости
будет увеличиваться, давление в ре-
резервуаре будет падать, а теплота
сгорания отбираемого газа будет рас-
расти. В результате характеристики сжи-
сжигаемого газа будут нестабильными,
а при пониженных температурах
давление может оказаться недос-
недостаточным для нормального газоснаб-
газоснабжения. Отмеченные факторы явля-
являются главным недостатком систем,
использующих смеси углеводорода и
работающих при отборе паровой фазы.
При использовании индивидуальных
углеводородов указанные недостатки
будут исключены. Их можно также
исключить и при использовании сме-
смесей углеводородов, если в установ-
установках газоснабжения предусмотреть от-
отбор из резервуаров жидкой фазы и
искусственное ее испарение в специ-
специальных теплообменниках.
13.2. Газонаполнительные
станции
Газонаполнительная станция
(ГНС) является базой системы снаб-
снабжения потребителей сжиженными уг-
углеводородными газами. На ГНС осу-
осуществляют прием сжиженного газа,
переливание его в резервуары хра-
хранилища и наполнение баллонов и авто-
автоцистерн. В баллонах газ доставляют
непосредственно потребителям, в авто-
автоцистернах — к резервуарным установ-
установкам зданий, промышленных и сель-
сельскохозяйственных потребителей, а
также на автозаправочные станции.
Сжиженный газ поступает на ГНС
с газобензиновых заводов. Для транс-
транспортирования его на большие расстоя-
расстояния используют железнодорожные ци-
цистерны. Для приема, перелива, хране-
хранения и наполнения баллонов и резер-
резервуаров на газонаполнительной стан-
станции имеются следующие отделения и
цехи: сливная эстакада с железно-
железнодорожной веткой, хранилище, состоя-
состоящее из стальных резервуаров; насос-
но-компрессорный и испарительный
цех для слива сжиженного газа из
250
железнодорожных цистерн в храни-
хранилища и подачи его для наполне-
наполнения баллонов и автоцистерн; цех для
наполнения баллонов и слива из
них неиспарившихся тяжелых остат-
остатков; колонки для наполнения авто-
автоцистерн; коммуникации жидкой и па-
паровой фаз, связывающие все отделе-
отделения ГНС и обеспечивающие пере-
перемещение потоков жидкости и пара.
Газонаполнительные станции име-
имеют водопровод, канализацию, систе-
систему электро- и теплоснабжения. На
территории ГНС расположены ремонт-
ремонтные мастерские и котельная (при от-
отсутствии централизованного тепло-
теплоснабжения), гараж с открытой стоян-
стоянкой для автомобилей, а также адми-
административные помещения. Газонапол-
Газонаполнительные станции следует размещать
вне черты селитебной территории или
населенного пункта с подветренной
стороны. При выборе площадки для
строительства газонаполнительной
станции необходимо соблюдать требу-
требуемые расстояния между ГНС сжижен-
сжиженного газа, а также зданиями, соору-
сооружениями, железными и автомобиль-
автомобильными дорогами. Эти расстояния
в зависимости от объема хранилища,
способа установки резервуаров (над-
(надземных или подземных) и типа соору-
сооружения или типа дороги изменяются
от 40 до 300 м. Расположение
площадки должно обеспечивать воз-
возможность присоединения ГНС к же-
железной и автомобильным дорогам,
сетям электро-, тепло- и водоснаб-
водоснабжения, а также канализации. ГНС
оборудуют телефонной связью и ра-
радиотрансляцией.
Территория газонаполнительной
станции по периметру должна иметь
ограду из несгораемых материалов,
а также должна быть разделена
оградой на две зоны: 1) рабочую,
включающую главную эстакаду, хра-
хранилище, насосно-компрессорный, ис-
испарительный и наполнительный цехи,
а также колонки для наполнения
автоцистерн; 2) вспомогательную,
включающую административно-хозяй-
административно-хозяйственные помещения, гараж, водона-
водонапорную башню и резервуар для
хранения противопожарного запаса
воды. На территории ГНС иногда
располагают эксплуатационную служ-
службу газового хозяйства. На рис.
13.8 показана схема генерального пла-
плана ГНС производительностью 20 тыс.
т. в год.
Территория ГНС разделена на про-
производственную и вспомогательную зо-
зоны. В производственную зону входят
главные цехи и технологические уст-
устройства. Это: база хранения сжижен-
сжиженного газа, сливная эстакада с желез-
железнодорожными путями, насосно-ком-
насосно-компрессорный цех, цех для наполнения
баллонов и колонки для наполне-
наполнения автоцистерн. Во второй зоне
находятся вспомогательные и адми-
административно-хозяйственные здания и
сооружения. МосгазНИИпроектом ра-
разработаны типовые проекты на 10, 20
и 40 тыс. т. сжиженного газа в год.
Для снабжения углеводородными
сжиженными газами городов и насе-
населенных пунктов предназначены ГНС
общего назначения. Суммарный объем
их резервуарного парка хранения
не должен превосходить 8 000 м3.
Мощность ГНС зависит от потреб-
потребности в сжиженном газе обслужива-
обслуживаемой зоны, которая определяется при-
принятой генеральной схемой развития
газоснабжения района, области, кото-
которую разрабатывают на срок 10—15
лет. Системы сжиженного газа эко-
экономически выгодны при мелких рас-
рассредоточенных потребителях, располо-
расположенных вдали от магистральных газо-
газопроводов природного газа. Сжижен-
Сжиженный газ используют для приготовле-
приготовления пищи и горячей воды в горо-
городах и сельских населенных пунктах,
а также в сельскохозяйственном про-
производстве. Район радиусом 50—70 км
с проживающим населением до 1 мил-
миллиона человек обслуживается ГНС
мощностью в 10—40 тыс. в год
Для разработанных типовых про-
проектов ГНС предусмотрено раздельное
хранение технического пропана и тех-
технического пропана в смеси с повы-
повышенным содержанием бутана (до
60 %), а также их раздельная подача
в баллоны и автоцистерны. Коммуни-
251
ШШм
???????????????????????????
?
?
?
L
-
|—???—-·?-1
7
GT
216
Рис. 13.8. Схема гене-
генерального плана газо-
газонаполнительной станции
/— технологические це
ха, 2— база хранения
сжиженного гача, 3 -
эстакада для слива
сжиженного газа из
железнодорожных цис
терн, 4— сливные ре
зервуары, 5— автоко
лонки, 6— блок вспо
MOi ательных помеще
ний, 7 — автовесы, 8
трансформаторная под
станция, 9— резервуар
для воды, 10 — водона
порная башня, // — ге
нераторная, 12— за
крытая стоянка авто
мобилей, 13— матери
альный склад
кации ГНС запроектированы так, что
возможен одновременный слив сжи-
сжиженного газа из железнодорожных
цистерн с различным процентным со-
содержанием пропана и бутана.
Хранилище состоит из групп над-
надземных резервуаров. В соответствии
с нормативными требованиями каж-
каждая группа резервуаров по периметру
должна иметь земляной вал, высоту
которого принимают такой, чтобы объ-
объем пространства, ограниченный им,
был не менее 85 % полного объема,
заключенного внутри резервуаров, но
и не менее 1 м. Это предотвра-
предотвращает растекание жидкости при по-
повреждении наземных резервуаров.
Ширина земляного вала вверху сос-
составляет не менее 0,5 м. Для отвода
ливневых и талых вод предусмотре-
предусмотрены трубы с отключающими устрой-
устройствами.
Газонаполнительные станции, как
правило, оборудуют надземными ре-
резервуарами. Подземные установки до-
допускаются в том случае, если по мест-
местным условиям нельзя выдержать рас-
расстояния, указанные в действующих
нормативах для надземного располо-
расположения. Надземные резервуары уста-
устанавливают на фундаменте из несго-
несгораемого материала с уклоном 0,002—
0,003 в сторону сливного патрубка.
Для обслуживания арматуры измери-
измерительных приборов и предохранитель-
предохранительных устройств служат стационарные
252
металлические площадки с лест-
лестницами.
При надземной установке резер-
резервуары располагают группами (не ме-
менее двух) в районе с пониженными
планировочными отметками площадки
станции. При суммарном объеме
хранилища до_ 2000 м3 объем резер-
резервуаров в группе должен быть не
более 1000 м , а при объеме храни-
хранилища 2000—8000 м3 — не более
2000 м3. Расстояние в свету между
резервуарами принимают равным ди-
диаметру, но не менее 2 м; расстоя-
расстояние от резервуара до подошвы вала
или ограждающей стенки принимают
0,5 D, но не менее 1 м; расстоя-
расстояния между группами резервуаров при-
принимают 5 м при объеме группы до
200 м3, 10 м при объеме группы
200...700 м3 и 20 м при объеме
700...2000 м3.
Резервуары хранилища ГНС обо-
оборудуют предохранительными и изме-
измерительными устройствами. Должны
быть установлены: два предохрани-
предохранительных клапана с помощью трех-
трехходового крана, которые обеспечивали
бы сброс газа в случае превышения
давления в резервуаре на 15 % выше
рабочего; указатели уровня жидкости;
дренажные незамерзающие клапаны,
манометры. Газы от предохранитель-
предохранительных клапанов отводят через проду-
продувочные свечи. Целесообразно все про-
продувочные трубопроводы объединить в
одну свечу и осуществить организо-
организованный сброс.
На ГНС сжиженный газ транс-
транспортируют с газобензиновых заводов
в железнодорожных цистернах. Из цис-
цистерн жидкость переливают в храни-
хранилище, состоящее из надземных сталь-
стальных резервуаров. Объем хранилища
должен соответствовать графикам по-
потребления и поступления сжиженного
газа. Если уровень жидкости в цис-
цистерне выше, чем в хранилище, сжи-
сжиженный газ может переливаться само-
самотеком. Для этого необходимо соеди-
соединить шлангами жидкостные и паро-
паровые пространства цистерны и резер-
резервуары хранилища. При таком спосо-
способе на перелив жидкости расходу-
расходуется большое количество времени.
В связи с указанным недостатком
метод перелива сжиженного газа са-
самотеком не находит практического
применения. Наибольшее распростра-
распространение на газонаполнительных стан-
станциях получил насосно-компрессорный
способ перелива жидкости. Компрес-
Компрессоры отбирают пары сжиженного газа
из емкости и нагнетают их в цис-
цистерну. Этим обеспечивается устойчи-
устойчивый процесс перелива сжиженного
газа.
Конструкция железнодорожной ци-
цистерны предусмотрена для верхнего
налива и слива сжиженного газа.
Наверху цистерна имеет горловину —
люк-лаз, через которую осматривают
внутреннюю полость цистерны. Крыш-
Крышка горловины выполнена в виде
фланца, на которой крепится вся
арматура цистерны. На фланце цис-
цистерны крепятся две сливно-наливные
трубы, которые доходят до самого низа
цистерны. Под концами труб в цис-
цистерне имеется приямок, расстояние от
которого до труб 25 мм. В середи-
середине фланца установлена труба для
отбора или подачи паров сжиженного
газа. Все трубы имеют угловые вен-
вентили и скоростные клапаны. Скорост-
Скоростные клапаны при резком увеличении
скорости движения среды через них
(например, при разрыве соединитель-
соединительного шланга) закрываются и предот-
предотвращают выливание сжиженного газа
из цистерны. При сливе цистерны
паровая труба с помощью специаль-
специального резино-тканевого шланга эстака-
эстакады слива соединяется с паровой
линией ГНС, а две жидкостные тру-
трубы цистерны соединяются с жидко-
фазными линиями ГНС. Кроме того,
на фланце цистерны установлены
предохранительный клапан и два
крана, контролирующих правильность
заполнения цистерны. Манометр уста-
устанавливают отдельно, под специальным
колпаком. Для возможности обслужи-
обслуживания арматуры имеются площадки и
лестницы.
Цистерны для перевозки сжижен-
сжиженного газа должны обладать высокой
прочностью, необходимой для того,
253
чтобы выдержать давление паров лег-
кокипящих углеводородов при макси-
максимальной температуре окружающего
воздуха. Чем больше содержится
в смеси легкокипящих компонентов
(этана, пропана), тем более высокое
давление следует поддерживать в ре-
резервуаре, чтобы смесь находилась
в жидком состоянии. С увеличением
содержания бутана требуемое.давле-
требуемое.давление становится ниже. В резервуа-
резервуарах сжиженные углеводороды нахо-
находятся в насыщенном состоянии, поэ-
поэтому давление в них зависит от соста-
состава сжиженного газа и температуры.
При транспортировании пропана же-
железнодорожные цистерны рассчиты-
рассчитывают на рабочее давление 2 МПа, при
перевозке бутана — на 0,8 МПа. Же-
Железнодорожные цистерны выпускают
вместимостью 100 и 51...60 м3. От воз-
воздействия солнечных лучей цистерны
защищают, покрывая светлой краской.
Выше были рассмотрены главные
цехи и оборудование, позволяющие
ГНС принимать и хранить сжижен-
сжиженный газ. И, как отмечалось выше,
существенной чертой современных
схем ГНС является возможность при-
принимать, хранить и распределять сжи-
сжиженные газы разных составов: техни-
технический пропан и смесь технического
пропана с техническим бутаном. В ре-
результате этого требования необходимо
проектировать ГНС с двумя храни-
хранилищами для сжиженного газа разных
составов, усложненные коммуникации,
позволяющие раздельное заполнение
как хранилищ, так и потребитель-
потребительских емкостей сжиженными газами
разных составов в зависимости от вре-
времени года и характера производства.
Перемещение сжиженного газа
представляет собой сложный термо-
термодинамический процесс. Действитель-
Действительно, перемещается среда, находящаяся
в двухфазном состоянии, как в цис-
цистерне, так и в хранилищах, имеется
физический раздел между жидкой и
паровой фазой. Жидкость находится
внизу, а паровая фаза — вверху.
Но по законам физики известно, что
двухфазная система постоянного сос-
состава, находящаяся в термодинами-
термодинамическом равновесии, обладает опреде-
определенным давлением, и изменить дав-
давление можно лишь путем изменения
параметров смеси или термодинами-
термодинамического равновесия в определенной зо-
зоне двухфазной смеси. Например, ес-
если в относительно холодный резер-
резервуар с двухфазной системой, имеющий
определенный уровень жидкости, по-
подавать теплые пары компрессором
(или из испарителя), тогда эти пары
будут конденсироваться на поверх-
поверхности жидкой фазы, нагревать ее и
образовывать теплую пленку, с кото-
которой в дальнейшем установится термо-
термодинамическое равновесие с парами,
находящимися над ней. В результате
в паровой фазе будет давление боль-
больше, чем в жидкой фазе, термоди-
термодинамическое равновесие всей жидкости
нарушится и жидкая фаза будет
вытесняться из емкости, как поршнем,
тонким горячим слоем жидкости,
находящимся в термодинамическом
равновесии с паровой фазой. В этом
состоит физическая природа передав-
ливания жидкости из резервуара в
резервуар путем повышения давления
паровой фазы в резервуаре, из кото-
которого передавливают жидкость.
Таким образом, перемещение жид-
жидкости из резервуара в резервуар
объясняется не напором, создаваемым
компрессором, а возникающей раз-
разностью давлений в двух резервуа-
резервуарах в результате нарушения термоди-
термодинамического равновесия во всей сис-
системе. В опорожняемом резервуаре
возникает локальное избыточное дав-
давление, которое связано с возникшим
локальным термодинамическим равно-
равновесием между парами жидкости и тон-
тонким прогретым верхним слоем жидко-
жидкости.
Как отмечалось выше, для пере-
перелива жидкости из железнодорожных
цистерн в резервуары хранилища ГНС
используют компрессоры. Компрес-
Компрессоры при сливе железнодорожных
цистерн отсасывают пары пропан-
бутана из наполняемой емкости и на-
нагнетают их в железнодорожные цис-
цистерны, создавая в них избыточное
давление 0,2...0,3 МПа. При переме-
254
щении жидкости из одного резерву-
резервуара хранилища в другой процесс
протекает аналогично. Для обеспе-
обеспечения указанных процессов на ГНС
устанавливают три компрессора: два
рабочих и один резервный. Рабочие
компрессоры имеют трубопроводные
коммуникации, рассчитанные на раз-
разные продукты: технический пропан
и смесь технического пропана с бу-
бутаном. Резервный компрессор позво-
позволяет работать как для перемещения
пропана, так и для смеси пропа-
пропана с бутаном. На всасывающей линии
компрессоров устанавливают конден-
сатосборники, а на нагнетательной —
обратный клапан и маслоотделитель.
В зимний период для большей
эффективности повышения температу-
температуры в поверхностном слое жидкости
железнодорожной цистерны и повыше-
повышения в ней давления применяют
испарители сжиженного газа. В типо-
типовых проектах ГНС предусматривают
установку трех испарителей, трубопро-
трубопроводные коммуникации которых по сво-
своему назначению аналогичны таковым
у компрессоров. Испарители работают
в режиме напорных аппаратов. Испа-
Испарители заполняются пропаном за счет
упругости паров в резервуарах хра-
хранилища на 85 %. В дальнейшем
пропан разогревают и он поступает
в опорожняемый резервуар, создавая
там в результате нагрева- верхнего
слоя жидкости избыточное давление,
которое используется для перемеще-
перемещения жидкой фазы углеводородов.
Создаваемое избыточное давление
исключает кавитацию у насосов,
подающих сжиженный газ в напол-
наполнительный цех баллонов и для напол-
наполнения автоцистерн. В типовой схеме
предусмотрено пять насосов: два для
пропана и наполнения баллонов и ав-
автоцистерн; два для пропан-бутана и
выполнения тех же функций и пя-
пятый — резервный. На всасывающих
линиях насосов устанавливают
фильтр, на нагнетательных — обрат-
обратный и перепускной клапаны. Время
наполнения одного баллона — 5...
8 мин. В зимнее время входящие
в состав сжиженного газа наиболее
тяжелые углеводороды не испаряют-
испаряются и в баллонах имеется неиспарив-
шийся остаток. Такие баллоны сна-
сначала направляют на слив, а затем
наполняют сжиженным газом.
Технологическая схема газонапол-
газонаполнительной станции сжиженного газа с
надземной установкой резервуаров
показана на рис. 13.9. Она состоит
из хранилища сжиженного газа в виде
надземных стальных резервуаров, на-
сосно-компрессорного и испаритель-
испарительного отделений, подъездного железно-
дорожногго пути с эстакадой, коло-
колонок для наполнения автоцистерн,
отделения для наполнения балло-
баллонов. Паровая и жидкая фазы сжи-
сжиженного газа, находящегося в резер-
резервуарах газонаполнительной станции,
соединены коллекторами, к которым
подключены паровые и жидкие фазы
опорожняемых и наполняемых резер-
резервуаров. Это позволяет управлять пе-
перемещением сжиженного газа из од-
одних резервуаров в другие. Хранилище
имеет две группы резервуаров: для
пропана и для смеси пропана с бу-
бутаном.
Расходный коллектор жидкой фазы
резервуаров хранилища соединен со
всасывающим коллектором насосов.
От насосов по нагнетательной линии
сжиженный газ поступает в коллек-
коллекторы для наполнения автоцистерн,
испарителей и баллонов. К всасы-
всасывающему коллектору компрессоров
присоединены паропроводы резервуа-
резервуара для слива и отделения для сли-
слива из баллонов неиспарившихся (тя-
(тяжелых) остатков сжиженного газа.
Всасывающие и нагнетательные кол-
коллекторы компрессорного отделения
соединены с трубопроводами паровой
фазы колонок для наполнения авто-
автоцистерн. Такая схема трубопроводов
позволяет при помощи компрессоров
отбирать паровую фазу газа из напол-
наполняемой автоцистерны и нагнетать ее
в опорожняемый резервуар. Нагне-
Нагнетательные коллекторы компрессорного
отделения соединены с испарителем.
Для лучшего представления об основ-
основных технологических процессах, проте-
протекающих на ГНС, на схеме рис. 13.9
255
rl—Ц-
irur
JiJt
Рис. 13.9. Принципи-
Принципиальная технологичес-
технологическая схема газонаполни-
газонаполнительной станции с над-
надземной установкой ре-
резервуаров
/—первая группа хра-
хранилища (пропан), //—
вторая группа хранили-
хранилища (пропан-бутан); ///
и IV—подгруппы хра-
хранилища пропана, V и
VI — подгруппы храни-
хранилища пропан-бутана;
VII — железнодорож-
железнодорожная эстакада; VIII —
насосно-компрессор-
ный цех с отделением
испарителей сжиженно-
сжиженного газа, IX— наполни-
наполнительное отделение; X—
сливное отделение;
XI — наполнительные
колонки; XII— резер-
резервуар для слива неис-
парившихся остатков
сжиженного газа и дре-
дренажа; 1— трубопровод
жидкой фазы (бутан);
2—трубопровод жид-
жидкой фазы (пропан); 3—
трубопровод паровой
фазы (бутан); 4—тру-
4—трубопровод паровой фазы
(пропан); 5— сбросной
газопровод; 6— дре-
дренажный газопровод,
7— маслоотделитель;
8— вентиль, задвижка;
9— задвижка с элект-
электрическим приводом;
10— железнодорожная
цистерна; //— обрат-
обратный клапан; 12— ско-
скоростной клапан, 13—
предохранительный кла-
клапан; 14— сигнализатор
уровня; 15— поплавко-
поплавковый указатель уровня;
16— трехходовой кран,
17— фильтр; 18— кон-
денсатосборник; 19—
манометр; 20— резер-
резервуар первой группы
хранилища (пропан);
21— резервуар второй
группы хранилища
(пропан-бутан); 22—
компрессор; 23 —
центробежный герме-
герметичный насос; 24— ис-
испаритель; 25— пост
слива баллонов; 26—
пост наполнения балло-
баллонов; 27—испаритель
не показаны резервные агрегаты, а
количество испарителей и насосов
уменьшено. Это позволило упростить
схему и ярче представить основы тех-
технологии ГНС.
13.3. Установки
сжиженных
углеводородных газов
у потребителей
Для снабжения сжиженным газом
отдельных потребителей широко ис-
используются газобаллонные установки
состоящие из одного или двух балло-
баллонов, наполненных сжиженным газом;
регулятора, снижающего давление
паров сжиженного газа до 3...4 кПа;
предохранительных клапанов; за-пор-
ных вентилей и соединительных трубо-
трубопроводов. Баллоны, рассчитанные на
рабочее давление 1,6 МПа, изготов-
изготовляют из стали. Вместимость балло-
баллонов изменяется от 0,9 до 50 л.
В настоящее время в газовых хо-
хозяйствах находятся в эксплуатации
портативные баллоны вместимостью
0,9; 5 и 12 л·. Доставляют эти бал-
баллоны и подключают их к газовым
приборам сами потребители. Транс-
Транспортабельные баллоны имеют вмести-
вместимость 27 и 50 л. В качестве запор-
запорного устройства у баллонов вмести-
вместимостью от 0,9 до 27 л используют
самозапирающиеся клапаны, которые
ввертывают в горловину баллона. Гор-
Горловины баллонов вместимостью 50 л
оборудуют угловыми вентилями. Бал-
Баллоны вместимостью 5, 12 и 27 л выпус-
выпускают с защитными воротниками, а
баллоны вместимостью 50 л — с за-
защитными колпаками. Портативные
баллоны вместимостью более 5 л
присоединяют к газовой плите через
регулятор давления и устанавли-
устанавливают рядом с плитой. Промышлен-
Промышленность выпускает специальные трех-
конфорочные плиты, имеющие духовой
шкаф и встроенный баллон вмести-
вместимостью 27 л.
Газобаллонные установки разме-
размещают внутри здания и вне его.
Установки с одним баллоном распо-
располагают в помещении, где потреб-
потребляется газ, на расстоянии не менее
1 м от плиты, радиаторов отопле-
отопления или печи. Их размещают в поме-
помещениях, где по правилам безопас-
безопасности допускают установку газовых
плит. Достоинством газобаллонных
установок, располагаемых в помеще-
помещениях, являются их простота и высо-
высокая производительность. Баллон в лю-
любое время года имеет температуру
около 200C, обеспечивающую интен-
интенсивное испарение сжиженного газа.
Установлено, что баллон вмести-
вместимостью 50 л обеспечивает одновре-
одновременную работу четырехконфорочной
плиты и емкостного водонагревателя
или разновременную работу той же
плиты и проточного водонагревателя.
Недостатком такой установки явля-
являются наличие в здании сосудов с
горючим веществом и неудобство экс-
эксплуатации, заключающееся в переносе
и присоединении баллонов.
Баллоны перевозят в грузовых ав-
автомобилях, оборудованных специаль-
специальными приспособлениями. Сжиженный
9 Зак 1052
257
газ обладает большим коэффициентом
объемного расширения. Коэффициент
объемного расширения пропана в 16
раз превышает коэффициент объемно-
объемного расширения воды. Поэтому напол-
наполнять жидкостью весь объем резер-
резервуара нельзя. В противном случае
при повышении температуры и увели-
увеличении давления его стенки могут
разорваться. Во избежание этого над
поверхностью жидкости в резервуаре
предусматривают паровую подушку и
заполняют резервуар на 80—90 %.
Степень заполнения лимитируется в
зависимости от плотности сжиженного
газа и района его применения.
Газобаллоннные установки, распо-
располагаемые вне здания, состоят из
двух баллонов, помещенных в метал-
металлическом шкафу. Их применяют для
газоснабжения одноквартирных до-
домов. При эксплуатации газ отбирают
из одного баллона, а второй нахо-
находится в резерве. В шкафу устанавли-
устанавливают один регулятор давления на два
баллона с вмонтированным предохра-
предохранительным клапаном. Регулятор при-
присоединяют к вентилю баллона медны-
медными или латунными трубками и на-
накидными гайками. Газ поступает из
регулятора к приборам по стальным
трубам, обычно вводимым через на-
наружную стену непосредственно в по-
помещение, где используется газ. Шкаф
с баллонами устанавливают у стены
здания, желательно с северной сторо-
стороны. Наружные газопроводы проклады-
прокладывают на высоте 2,5 м от поверх-
поверхности земли и выше. Они не должны
пересекать оконных и дверных про-
проемов и должны быть надежно за-
закреплены. Внутриквартирные газо-
газопроводы прокладывают в соответствии
с общими правилами.
Достоинством установки баллонов
вне здания является большая безо-
безопасность, недостатками — малая ин-
интенсивность испарения сжиженного
газа в зимние дни и более высо-
высокая стоимость. Для сокращения ме-
талловложений шкаф можно заменить
специальным защитным кожухом, за-
закрывающим вентили баллонов и регу-
регулятор давления. Такую установку
допускают на огражденных террито-
территориях. По опытным данным, один
баллон с техническим пропаном вмес-
вместимостью 50 л при установке вне
здания в средней полосе СССР в зим-
зимнее время обеспечивает работу одной
4-конфорочной плиты или водонагре-
водонагревателя с тепловой нагрузкой 11,63 кВт.
Групповые установки, состоящие
из нескольких баллонов, размещают в
металлическом шкафу и применяют
для газоснабжения отдельных жилых
зданий. Суммарная вместимость бал-
баллонов не должна превышать 600 л при
расположении их у глухих несгорае-
несгораемых стен и 1000 л при размещении
баллонов вне здания на расстояниях,
которые в зависимости от степени
огнестойкости зданий изменяются от 8
до 25 м. Каждую групповую уста-
установку оборудуют регулятором давле-
давления, предохранительным клапаном,
манометром и запорной арматурой.
Расчетную испаряемость газа из
баллона вместимостью 50 л при
использовании его для газоснабжения
жилого дома принимают равной
0,25 м3/ч (при 00C и 101,3 кПа).
Эта величина учитывает периодич-
периодичность работы газовых приборов.
Для снабжения сжиженным газом
многоэтажных жилых домов или групп
зданий применяют групповые установ-
установки, состоящие из двух и более под-
подземных резервуаров.
Максимальное количество сжи-
сжиженного газа в одной групповой уста-
установке не должно превышать при под-
подземном хранении 300 м3, при надзем-
надземном —5 м3. Расстояние от резерву-
резервуаров до жилых, общественных и ком-
коммунально-бытовых зданий устанавли-
устанавливают в зависимости от геометрическо-
геометрического объема резервуаров и степени
огнестойкости зданий. Оно колеб-
колеблется в пределах 8...25 м. Расстоя-
Расстояния от резервуаров до подземных
сооружений изменяются от 2 до 5 м.
Групповые газобаллонные установки
размещают вблизи потребителей га/за
на площадках, имеющих удобный
подъезд для автотранспорта. Резерву-
Резервуары устанавливают под землей на
фундаментах и покрывают усиленной
258
или весьма усиленной противокор-
противокоррозионной изоляцией.
На рис. 13.10 показан подземный
резервуар газобаллонной установки
вместимостью 2,1 м3 (его геометричес-
геометрическая емкость равна 2,5 м3), рассчитан-
рассчитанный на рабочее давление 1 МПа.
Резервуар оборудован головкой для
работы без испарителя. Пары сжи-
сжиженного газа выходят из него, прохо-
проходят через регулятор, который снижает
давление до низкого, и по подзем-
подземным газопроводам поступают во
внутридомовые газопроводы. Теп-
Теплота, необходимая для испарения
жидкости, поступает от грунта через
стенки резервуара. Недостаточно ин-
интенсивный подвод теплоты обуслав-
обуславливает и низкие производительности
г^пповых установок рассматриваемо-
гоатипа. При интенсивном отборе газа
температура в резервуаре понизится,
давление его уменьшится и может
наступить перебой в газоснабжении.
Рис. 13.10. Подземный
резервуар емкостью
2,1 мJ с головкой
для работы без испа-
испарителя
1— фундамент, 2— за
щитный кожух, 3—
подземный резервуар с
рабочим объемом 2,1 м3,
4— головка подземного
резервуара для работы
без испарителя, 5, 6—
трубы для объединения
жидких и паровых
фаз резервуаров, 7—
днище карман, 8 —
уровнемерные трубки,
9 — трубка для опо-
опорожнения резервуара
Подземный резервуар заполняют
сжиженным газом из автоцистерны
через наполнительный шланг, который
присоединен к узлу 3 (рис. 13.11).
Паровые фазы при наполнении соеди-
соединяются через узел 2. Количество жид-
жидкости в резервуаре контролируется
уровнемерными трубками 8 (см. рис.
13.10), которые измеряют степень за-
заполнения его на 10, 40 и 85%
(85%-ное заполнение резервуара оп-
определяет предельный уровень). Для
опорожнения резервуара предусмот-
предусмотрена труба 9.
После заполнения подземной цис-
цистерны сжиженный газ из резино-
259
тканевого шланга автоцистерны сбра-
сбрасывается по трубе 15 (см. рис. 13.11) в
расходный газопровод. Давление газа
в резервуаре контролируется мано-
манометром 12. Для предотвращения повы-
повышения давления выше допустимого
значения на головке устанавливается
пружинный предохранительный кла-
клапан //. Пары сжиженного газа вы-
выходят из резервуара по трубе 9,
проходят через предохранительно-за-
предохранительно-запорный клапан ПКК-40, который от-
отключает подачу газа в сеть при
недопустимом увеличении давления
после регулятора, и через регулятор
давления РД-32 поступают в расход-
расходный газопровод 10. Давление в газо-
газовой сети контролируется манометром,
который присоединяется через лабора-
лабораторный кран 17. Головка резервуара
с арматурой защищена кожухом.
Групповые установки состоят из
двух или нескольких подземных резер-
резервуаров. При двух резервуарах каждый
из них оборудуется головкой с ар-
арматурным узлом; соединяются резер-
резервуары только по паровой фазе и
могут подавать газ в сеть как сов-
совместно, так и раздельно. При трех
резервуарах два из них объединяют
в один блок. Резервуары в блоке
соединены трубопроводами паровой и
жидкостной фаз и оборудованы одной
головкой с арматурой. Третий резер-
резервуар объединен с блоком только по
паровой фазе, поэтому может работать
как совместно с блоком, так и раз-
раздельно. Такой принцип объединения
резервуаров позволяет производить их
профилактический ремонт без прекра-
прекращения подачи газа потребителям.
Групповая резервуарная установ-
установка, состоящая из трех резервуаров,
показана на рис. 13.12. Групповые ус-
установки с испарением жидкости внут-
внутри резервуара за счет теплоты грунта
или воздуха с отбором паровой фазы
имеют ряд недостатков. Они работают
с малой интенсивностью отбора пара,
поэтому повышение производитель-
производительности установки может быть достиг-
достигнуто за счет увеличения ее вмести-
вместимости, что неэкономично. Кроме того,
в паровом пространстве содержится
Рис. 13.11. Оборудова-
Оборудование головки подземного
резервуара
а — вид спереди, б —
вид сбоку и план, /—
фланец головки, 2—
узел для присоединения
парового шланга, 3—
узел для присоединения
наполнительного шлан-
шланга, 4— узел для при-
присоединения дренажного
шланга при сливе ос
татков, 5— уровнемер-
ныетрубки,6— предох-
предохранительно-запорный
клапан, 7— регулятор
давления РД, 8— им-
импульсная трубка регу-
регулятора, 9— трубка вы
сокого давления паро-
паровой фазы, 10— труба
для присоединения рас-
расходного газопровода,
//— пружинный пре
дохранительный клапан
высокого давления,
12— манометр, 13—
вентили запорные, 14—
вентили запорные угло-
угловые, 15—труба для
сброса сжиженного га-
газа из резинотканевого
шланга автоцистерны
после заполнения ре-
резервуара, 16- пробоч-
пробочный кран натяжной,
17— лабораторный
кран
больше низкокипящих компонентов,
поэтому теплота сгорания паровой
фазы ниже теплоты сгорания жидкой
фазы, и притом ее значение непре-
непрерывно изменяется. В резервуаре будут
накапливаться более тяжелые угле-
углеводороды (бутаны и пентаны).В связи
с изменением состава газа ухудшается
работа газовых горелок.
260
6-6
2150
Условные обозначения
Трубопровод жидкой фазы
Трубопровод паровой фазы высокого давления
—— Трубопровод паровой фазы низкого давления
HIXh Вентиль фланцевый
Рис. 13.12 Групповая
установка трех подзем-
подземных резервуаров
а — разрез по А—А,
б —- план, в — разрез
по Б—Б, г — схема,
/— подземный резерву
ар объемом 2,1 м3 с
головкой редуцирова
ния, 2—подземный ре
зервуар объемом 2,1 м3,
3— головка редуциро
вания в кожухе, 4—
ограда
Отмеченные недостатки устранены
в установках сжиженного газа, ра-
работающих с испарением жидкости в
специальных теплообменниках, обог-
обогреваемых горячей водой В этом слу-
случае из резервуара отбирается жид-
жидкая фаза, которая поступает в испа-
испаритель. В результате нагрева жид-
жидкость испаряется и образовавшийся
пар подается потребителям.
Схема испарительного отделения
групповой установки приведена на
рис. 13.13. Сжиженный газ из подзем-
подземного резервуара под давлением соб-
собственных паров по трубопроводу /
поступает в испаритель 2, сопри-
соприкасается с поверхностью змеевика, в
который подается горячая вода с тем-
температурой 80 0C, и испаряется. Пары
сжиженного газа выходят сверху из
испарителя и по газопроводу (паро-
(паропроводу) высокого давления 3 посту-
поступают в ресивер 4. После ресивера газ
проходит через узел регулирования,
где его давление снижается до низко-
низкого. Здесь газ последовательно про-
проходит через предохранительный запор-
запорный клапан 6, регулятор давления
7 и по газопроводу 8 поступает в
газовую сеть. На газопроводе низкого
давления установлен мембранно-пру-
жинный сбросной клапан 9. На под-
подводящем трубопроводе жидкой фазы и
на испарителе имеются предохрани-
предохранительные пружинные сбросные клапаны
262
Сброс газа
высокого давления
Ввод паровой фазы
высокого давления
Паровая фаза
низкого давления
импульсный газопровод
трубопровод сниженного газа
пар высокого давления
пар низкого давления
вода
сбросной трубопровод
заглушка
переход
вентиль запорный фланцевый
вентиль запорный муфтовый
кран натяжной муфтовый
кран лабораторный
кран трехходовой муфтовый
с фланцем для манометра
Рис. 13.13 Схема ис-
испарительного отделе-
отделения групповой установ-
установки
/— трубопровод жид
кой фазы, 2— испари
те-лр, 3— газопровод
(паропровод) высоко
го Давления, 4— реси
вер, 5— обводной газо
провод, 6— предохра-
предохранительно-запорный кла
пан, 7— регулятор дав-
давления РД, ?—расход
ный газопровод низкого
давления, 9— мембран
но пружинный сброс
ной клапан, 10— им
пульсная линия к регу
лятору давления, 11—
импульсная линия к
предохранительно за
порному клапану, 12,
13—предохранительные
сбросные пружинные
клапаны, 14— трубо
провод горячей воды,
15— трубопровод ох-
охлажденной воды, 16—
предохранительный за
порный клапан на ли
нии горячей воды, 17—
импульсная линия к
клапану, 18— сбросной
газопровод, 19— напо-
ромер для измерения
давления в газопроводе
низкого давления, 20—
манометр, 21—24—
краны (они должны
быть запломбированы в
открытом положении),
25— газопровод для
подачи паровой фазы
высокого давления из
подземного резервуара
Выход паров сжиженного газа
Рис. 13.14. Испаритель
сжиженного газа
/— корпус испарителя,
2— крышка, 3— попла-
поплавок, 4— направляющая
трубка, 5— клапан, 6—
уплотнительное кольцо
из бензомаслостойкой
резины
12 и 13, которые предотвращают
повышение давления сверх нормы.
На трубопроводе горячей воды уста-
установлен предохранительный запорный
клапан 16, который берет импульс
от давления паров в испарителе. Если
давление в испарителе повышается
(несмотря на сброс избытков пара
через предохранительный клапан 13)
и достигает предельного значения, то
срабатывает клапан 16 и прекращает
подачу горячей воды в испаритель.
Для контроля давления предусматри-
предусматриваются напорометр 19 и манометр
20. В летний период испарительная
способность подземного резервуара
увеличивается и потребители могут
быть обеспечены газом без работы
испарителя. В этом случае, а также
при проведении ремонта испаритель-
264
ной установки из подземного резерву-
резервуара подается паровая фаза по
газопроводу 25 в ресивер и далее в
узел регулирования давления газа.
Испаритель сжиженного газа Мос-
газпроекта (рис. 13.14) представляет
собой цилиндрический резервуар, в
котором расположен змеевик. Произ-
Производительность испарителя 50 м3/ч
газа при нормальных условиях. Уро-
Уровень жидкости в испарителе зависит
от потребления газа. При увеличении
потребления газа давление в испари-
испарителе уменьшается, в результате чего
уровень жидкости повышается и по-
поверхность змеевика, соприкасающая-
соприкасающаяся с жидкой фазой, увеличивается,
что приводит к повышению производи-
производительности испарителя. При уменьше-
уменьшении отбора газа давление в испарителе
увеличивается, уровень жидкости сни-
снижается и производительность испари-
испарителя уменьшается. Таким образом/
производительность испарителя авто-
автоматически устанавливается в соот-
соответствии с потреблением газа. При
прекращении потребления газа дав-
давление в испарителе увеличится,
превысит давление в подземном резер-
резервуаре и жидкость стечет в резервуар.
В случае падения давления паров в
испарителе в результате прекращения
подачи теплоносителя или при рез-
резком возрастании расхода газа уро-
уровень жидкости повысится, поплавок
3 поднимется и закроет клапан 5,
предотвратив попадание жидкой фазы
в газопровод и приборы, установлен-
установленные за испарителем.
Подземный резервуар, предназна-
предназначенный для работы с испарителем,
оборудован головкой со следующей
арматурой: узлами для наполнения,
соединения паровых фаз при наполне-
наполнении и слива сжиженного газа; уровне-
мерными трубками, контролирующими
10-, 40-и 85%-ное заполнение резерву-
резервуара; пружинным предохранительным
клапаном высокого давления и мано-
манометром; узлами для подачи жидкий
и паровой фаз в испарительное отде-
отделение; запорной арматурой.
Групповая резервуарная установка
из трех резервуаров вместимостью
4,2 м3 каждый компонуется с одним
Утепленный ввод
газопровода в здание
Конденсатосборник ниже зоны'
промерзания грунта
испарителем. Два резервуара из трех
соединены по паровой и жидкой фазам
в блок и оборудованы одной арма-
арматурной головкой. Испарительное отде-
отделение размещается в отдельном зда-
здании на расстоянии 10 м и более от
групповой установки подземных резер-
резервуаров.
Трубопроводы, транспортирующие
газ от групповых установок к зданиям,
прокладывают в грунте на глубине
!...0,8 м от поверхности. Газопроводы
рекомендуется прокладывать с укло-
уклоном. В низших точках следует уста-
устанавливать сборники конденсата, куда
стекают в холодное время года скон-
сконденсировавшиеся тяжелые компонен-
компоненты. Минимальный диаметр подземных
газопроводов равен 25 мм, а мини-
минимальная толщина стенки —3 мм. Тре-
Требования к прокладке газопроводов те
же, что и в случае использования
природных или искусственных газов.
На рис. 13.15 показана схема газо-
газоснабжения жилого дома от резервуар-
ной установки с естественным испаре-
испарением.
Для газоснабжения квартир ис-
используют обычные газовые приборы
с установкой сопл у горелок, диаметр
которых соответствует теплоте сгора-
сгорания применяемого газа. Номинальное
давление газа перед приборами при-
принимают 1,3...2 кПа. Исходя из приня-
принятого давления газа и тепловой произ-
производительности прибора определяют
диаметр сопла горелки.
Рис. 13.15. Схема га-
газоснабжения сжижен-
сжиженным газом от резер-
вуарной установки
Интенсивное потребление пропана
химической промышленностью страны
вызвало определенные осложнения в
эксплуатации существующих и в про-
проектировании новых систем газо-
газоснабжения на базе СУГ. Они связаны
с увеличением доли бутанов в СУГ,
поставляемых коммунально-бытовым
потребителям. Увеличение содержа-
содержания бутановой фракции снижает упру-
упругость паров смеси и может привести
к выпадению конденсата из паровой
фазы. Учитывая это, при проектиро-
проектировании следует предусматривать такую
установку использования СУГ, кото-
которая была бы работоспособна при
направляемых составах сжиженного
газа, в том числе в холодных районах
страны. Области применения различ-
различных марок сжиженных газов приве-
приведены в ГОСТ 20448—80*.
При температуре грунта в зоне
прокладки газопровода, равной 0 0C,
упругость насыщенных паров н-бутана
практически равна 0,1 МПа, т. е. из-
избыточное давление равно нулю. Беспе-
Бесперебойное транспортирование паров
СУГ с повышенным содержанием бу-
бутанов обеспечивается созданием смеси
паров СУГ с каким-либо нераство-
нерастворимым в пропан-бутане и неконден-
неконденсирующимся газом. Для этой цели в
наибольшей мере подходит воздух.
265
Минимальное содержание воздуха в
смеси будет определяться заданным
давлением смеси (из условий обеспе-
обеспечения парциального давления бутана,
исключающего конденсацию паров
при температуре окружающей среды).
Максимальное содержание воздуха в
смеси будет ограничено условием безо-
безопасности — содержание газа в газо-
газовоздушной смеси должно в 2 раза пре-
превышать верхний предел взрываемости
газа. Для пропан-бутановой смеси
верхний предел взрываемости счита-
считают равным 10% (объема).
Использование газовоздушной
смеси расширяет географическую зону
надежного газоснабжения сжижен-
сжиженными газами, так как температура
конденсации паров н-бутана в газо-
газовоздушной смеси значительно ниже
температуры кондесации н-бутана в
пропан-бутановой смеси. Так, при
80%-ном содержании бутана в СУГ
выпадение конденсата происходит для
пропан-бутановой смеси при давлении
рсм=0,1043 МПа при минус 40C,
а для газовоздушной смеси при
том же давлении в составе 50% воз-
воздуха и 50% паров СУГ — при минус
21 0C.
Весьма эффективным является ис-
использование установок получения га-
газовоздушной смеси (УГВС) для
покрытия пиковых и аварийных нагру-
нагрузок, а также как временного источ-
источника газоснабжения городов и посел-
поселков, которые впоследствии будут
присоединены к сетям природного га-
газа. Установка УГВС как аварийный
резерв имеет следующие основные
преимущества перед другими резерв-
резервными хозяйствами, например, мазут-
мазутными: а) приготовляемая газовоздуш-
газовоздушная смесь эквивалентна по своим
теплотехническим свойствам заменяе-
заменяемому газу, и поэтому переход с одного
вида топлива на другой не требует пе-
переналадки газогорелочных устройств
и мало сказывается на режимах
работы тепловых агрегатов; б) быст-
быстрота перехода с одного вида газа на
другой. Последнее особенно важно
для промышленных потребителей.
Под эквивалентностью теплотехни-
теплотехнических свойств понимают обеспече-
обеспечение постоянного теплового потока в
газоиспользующих агрегатах без пере-
переналадки газогорелочных устройств и
без изменения режима давления в
газовых сетях. Следовательно, если в
сеть будет поступать вместо природ-
природного газа эквивалентная пропан-бута-
новоздушная смесь, тогда горелки бу-
будут обеспечивать те же тепловые
потоки, а давление газа после ГРП
будет неизменным. Математически
это условие формулируется следую-
следующим образом:
ргрп=const; Q=const,
где ргрп — давление газа после ГРП, Q — теп-
тепловой поток газовой горелки
Будем считать, что движение газа
по газопроводу от ГРП и через
сопла горелки подчиняется квадрат-
квадратному закону, тогда
W2 \
= ?—^-р_, A39)
W2
? г
где ? — коэффициент гидравлического сопро-
сопротивления системы Wn г и Wcm—скорости при
родного газа и пропан бутановоздушной смеси,
отнесенные к одному и тому же сечению F при
нормальных условиях, р„ г и рсм — плотности
природного газа и пропан-бутановоздушнои
смеси при нормальных условиях
Заменим скорости через тепловые
потоки
W=Q/(QCHF), A3.10)
где Qh— низшая теплота сгорания сухого
состава природного газа или пропан-бу
тановоздушной смеси
Из уравнений C.9) и A3.10) полу-
получаем:
Рпг/№пГJ=Рсм/(<2нсм)
или
QH/Vp=const.
13.12)
Соотношение A3.2) называют чис-
числом Воббе.
Из соотношения A3.12) рассчиты-
рассчитывают состав газовоздушной смеси.
Если к 1 м3 газа подмешивается
объем воздуха V3, м3, тогда:
_ ^ н суг
1 +
A3 13)
266
Раскрываем уравнение A3.12)
для природного газа и смеси сжи-
сжиженных углеводородных газов (СУГ)
с воздухом:
0е 0е -л/1
4^ н ? г ^ н суг у
Jp ({ + V \Jp +1,29 V
V ^n г I4 * в^ у СУГ Е
ИЛИ
суг
-^, A3 14)
суг
где Scyr=-^^ относительная плотность
Рвозд
СУГ по воздуху
Состав пропан-бутановоздушной
смеси рассчитывают по формуле
A3.14). Эквивалентная природному
газу пропан-бутановоздушная смесь
состоит (по объему) примерно из 50%
воздуха и 50% паров СУГ.
Все УГВС можно классифициро-
классифицировать по главному признаку — созда-
созданию необходимого давления возду-
воздуха — на две основные группы: комп-
компрессорные установки, в которых воз-
воздух сжимается компрессорами или
воздуходувками; эжекторные установ-
ки, в которых воздух засасывается
в смесители из окружающей среды
за счет энергии струи газа, вытека-
вытекающей из сопла, и сжимается в эжек-
эжекторе. Если на выходе из УГВС необ-
необходимо иметь газовоздушную смесь
низкого давления, в этом случае наи-
наиболее выгодными являются эжектор-
эжекторные установки. При эжекционном спо-
способе смешения паров СУГ с возду-
воздухом отсутствуют нагнетатели воздуха,
не требуется дополнительная энергия
для сжатия воздуха Эжекционные
смесители просты в изготовлении и
надежны в эксплуатации.
Основное требование, которое не-
необходимо выполнить в УГВС,— это
создание надежной и в то же время
простой в эксплуатации системы авто-
автоматического регулирования произво-
производительности установки при перемен-
переменных режимах ее работы и поддер-
поддерживание постоянных состава и давле-
давления газовоздушной смеси. Наиболее
сложно решается этот вопрос, когда
УГВС используются как основной ис-
источник газоснабжения коммунально-
бытовых потребителей. Эти потребите-
потребители используют газ с наибольшей
неравномерностью, и нагрузка сети
меняется практически от нуля (в
ночное время) до максимума
Раздел III.
Использование газа
Глава 14.
Теоретические основы
сжигания газа
14.1. Расчет
продуктов сгорания
Показатели горения рассчитывают
по реакциям горения компонентов
горючей смеси. Расчет ведут на 100 м3
сухого газа, и все объемы относят
к нормальным условиям. Результаты
расчета сводят в таблицу. Порядок
расчета рассмотрим на конкретном
примере. Объемный состав сухого газа
примем следующий, %: СН4=98;
С2Н6=0,14; C3H8-0,04; С4Н10=0,02;
СО2=0,5; N2=1,3. Влагосодержание
воздуха dB=\0 г/м3 сухого воздуха,
QCH=35 235 кДж/м3, рс=0,73 кг/м3.
Рассчитываем расход воздуха и про-
продуктов полного сгорания при коэффи-
коэффициенте избытка воздуха а= 1,1. Ре-
Результаты расчета сведены в табл.
14.1. Во второй графе таблицы даны
объемные количества компонентов,
приходящиеся на 100 м3 газа. В
третьей графе показаны стехиометри-
ческие уравнения реакций горения.
Продукты горения газа сначала рас-
рассчитываем при теоретическом коли-
количестве воздуха (а=1), а затем опре-
определяем избыточный воздух. При рас-
расчете расхода воздуха учитываем, что
соотношение между азотом и кисло-
кислородом равно:
N2/O2=79/21 = 3,76,
а балластные газы CO2 и N2 перехо-
переходят в продукты сгорания без изме-
изменения. Если горючий газ содержит
кислород, то его объем и соответ-
соответствующее количество азота нужно
вычесть из объема воздуха, расхо-
расходуемого на горение. Теоретическое
количество воздуха показано в итоге
шестой графы табл. 14.1, оно равно
935,9 м3 на 100 м3 газа или
У0=9,35 м3/м3. Количество избыточ-
избыточного воздуха 936 A,1 —1) =93,6.
Объем влаги, внесенной с воздухом,
составит A0 ·935,9)/( 1000-0,80) =
= 11,65 м3 @,804 кг/м3—плотность
водяного пара при нормальных усло-
условиях). Объем воздуха при а= 1,1
составит: V8= 10,3 м3/м . Объем
влажных продуктов сгорания при а=
= 1,1 будет равен: 1/г = 11,4 м3/м3.
Объем водяных паров 1/вп=2,1 м3/м3.
Объем сухих продуктов сгорания
Vcr=VT—VBn= 11,4-2,1=9,3 м3/м3.
Состав влажных продуктов сгора-
сгорания, %
O2 =
N2 = IOO-
143,46
Ю9.5
143,46
19,7
1143,46
100=8,62,
100=18,3,
100=1,72,
14.2. Определение
температуры сгорания
Под калориметрической температу-
температурой сгорания понимают температуру,
до которой нагрелись бы продукты
полного сгорания, если бы вся теплота
топлива и воздуха пошла на их нагре-
нагревание. Запишем уравнение тепло-
268
«•/г
I !
t-, -? Ю СТ>
СО 00 1-- ¦*
t- —" ?" ?"
со ^i
о -оо
00 CN 00
00 1^ —' О
о о' о" о"
со оо ?~~ -ф
г~- _Г о' о"
O Il
u L
б СО'
+ О
O^
CJ Il
бо
U +QJ U
о
S
с
га
а.
о
и.
CJ
S -^
I
3
\о
S
о
СО
е? ?
м °
° S
<Я
СО
О
>>
СО
О
а
|
о
?_
CJ
S
Q.
^^
О
2
о
СП
S
я У
CJCJ CJCJ
О
8
я S
§3
M О
о. оз
269
вого баланса. В левую часть уравне-
уравнения войдет теплота, введенная с топли-
топливом и воздухом в топку, в правую
часть — энтальпия газов
где QE — низшая теплота сгорания газообраз-
газообразного топлива, кДж/м3; Im и /в— физическая
теплота топлива и воздуха, отнесенная к 1 м3 га-
газообразного топлива, кДж/м3; /к— энтальпия
дымовых газов при калометрической температу-
температуре сгорания /к, ° С, отнесенная к 1 м3 газообраз-
газообразного топлива, кДж/м3.
В развернутом виде и решенное от-
относительно калориметрической темпе-
температуры сгорания уравнение имеет вид
?
¦ ™2 Ч + Ч ^Co2 + ^CO2 + ^h2O ^h2O
где /к— калориметрическая температура сго-
сгорания, 0C; U и to—температуры газообраз-
газообразного топлива и воздуха, ° С; VT— объемные
доли компонентов газообразного топлива, м3/
/м3; VN2, Vq2, VCq2, VH2o — объемы продук-
продуктов сгорания N2, O2, CO2 и H2O в м3,
отнесенные к 1 м3 сжигаемого газа; ст — сред-
средние объемные теплоемкости компонен-
компонентов газообразного топлива при постоянном дав-
давлении, кДж/(м3-град); ??, Cn^ Cq ? сн о—
средние объемные теплоемкости воздуха, N2,
O2, CO2, H2O при постоянном давлении,
кДж/(м3-град).
Значения средних объемных тепло-
емкостей газов приведены в табл. 14.2
и 14.3.
Калориметрическую температуру
сгорания находят методом последо-
последовательных приближений, так как ве-
величины теплоемкости, входящие в
уравнение, зависят от температуры.
Пример 14.1. Определить калориметричес-
калориметрическую температуру сгорания природного газа
следующего состава, %: CN4=98; C2H6=
= 0,14; С3Н8=0,04; С4Н,о=О,О2; СО2=0,5;
N2= 1,3. Температуру газа и воздуха, посту-
поступающих в топку, принять равной 25° С. Состав
продуктов сгорания и теплоту сгорания газа
взять из табл. 14.1.
Решение. 1. Определяем теплоту, вносимую
в топку топливом и воздухом.
Таблица
давлении
14.2. Средние объемные теплоемкости газов с'рт, кДж/(м3-град), при постоянном
Температура, 0C
О
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
Теплоемкость
N2
,2988
1,3005
1,3038
,3109
1,3206
1,3323
1,3453
1,3587
1,3717
1,3846
1,3972
1,4089
,4202
1,4307
,4407
1,45
,4588
,4671
,4747
1,4822
1,4889
1,4956
1,5019
1,5073
1,5128
1,5178
С'рт, КДЖ/(М3
O2
,3059
,3177
,3352
,3562
,3775
,398
,4169
,4345
1,45
,4646
,4776
,4893
,5006
,5107
,5203
,5295
,5379
,5463
,5542
,5618
,5693
,576
,5831
,5898
,5965
,6028
•град)
Воздуха
1,2971
1,3005
1,3072
1,3172
1,329
1,3428
1,3566
1,3708
1,3842
1,3976
1,4098
1,4215
1,4328
1,4433
1,4529
1,4621
1,4709
1,4788
1,4868
1,4939
1,501
1,5073
1,5136
1,5195
1,5253
1,5303
CO2
1,5999
1,7003
1,7874
1,8628
1,9298
1,9888
2,0412
2,0885
2,1312
2,1693
2,2036
2,235
2,2639
2,2899
2,3137
2,3355
2,3552
2,3744
2,3916
2,4075
2,4222
2,436
2,4486
2,4606
2,4712
2,4812
H2O
1,4943
1,5052
,5224
1,5425
1,5655
,5898
,6149
,6413
,6681
,6957
,723
,7506
1,777
,8029
1,828
1,8527
,8762
,8996
1,9214
1,9423
1,9629
1,9825
2,001 R1,
2,019
2,0366
2,0529 Bf
270
Таблица 14.3. Средние объемные теплоемкости газов с'рп
давлении
кДж/(м3-град), при постоянном
Температу
pa, 0C
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
H2
1,2766
1,2909
1,2971
1,2992
1,3022
1,3051
1,308
1,3122
1,3168
1,3227
1,329
1,3361
1,3432
СО
1,2992
1,3017
1,3072
1,3168
,329
,3428
,3574
,3721
,3863
,3997
,4127
,4248
,4361
'еплоемкость с'рт
CH4
1,55
1,6421
1,759
1,8862
2,0156
2,1404 -
2,271
2,377
2,4942
2,6026
2,6994
2,7864
2,8631
, кДж/(м3-град
СгНв
2,4192
2,495
2,7747
3,0444
3,3086
3,5527
3,7779
3,9864
4,1811
4,362
4,5295
4,684
4,8255
C3H8
3,0486
3,51
3,9655
4,3691
4,7598
5,0939
5,4322
5,7236
5,9887
6,2315
6,4614
6,6778
6,8818
С4Н10
4,1284
4,7054
5,2564
5,7722
6,2671
6,6892
7,115
7,4851
7,8083
8,1144
8,4041
8,6788
8,9384
, = 25 @,98 · 1,573 + 0,0014 · 2,4381 +¦
+ 0,0004 · 3,1637 4- 0,0002 · 4,2728 +
+ 0,005 · 1,625 + 0,013 · 1,2992) =
= 25-1,572 = 39 кДж/м·1;
IB = aVocJB= 1,?0,3·1,2976 =
= 366,4 кДж/м3; Q?+/T+/B =
= 35 235 + 39 + 366,4 == 35 640 кДж/м3.
В расчетах принято значение QS, так как
используют сухой газ. Как следует из расчета,
физическая теплота воздуха и газа состав-
составляет весьма малую величину по сравнению с
величиной QS. Эти составляющие будут иметь
существенное значение при подогреве газа и
воздуха.
2. Определяем калориметрическую темпе-
температуру сгорания природного газа. Задается
S1K= 1890 0C. Находим удельные теплоемкости
газов по табл. 14.2 Cn =1,4814; C0 =1,5609;
сСОг=2,4058; Ch2O= 1,9402.
Объем продуктов сгорания составляет:
у =8,153; IZn =0,197;
35 640
8,153· 1,4814 + 0,197· 1,5609 +
35 640
+ 0,9898 · 2,4058 + 2,095 · 1,9402 18,8313
= 1890 0C.
Полученная температура совпадает с при-
принятой, поэтому пересчета не производим.
Теоретической температурой сго-
сгорания является температура, до кото-
которой нагрелись бы продукты горения,
если бы на их нагрев затрачива-
затрачивалась не вся теплота, внесенная в топку,
а теплота за вычетом потерь от хими-
химической неполноты сгорания и потерь
теплоты до диссоциации газов. В этом
случае расчетная формула принимает
следующий вид:
QE-Q,„ + ',? Vc^aVnCnL
t =
где Qxh=-
100
химическая неполнота сго-
сгорания, включая потери теплоты от диссоциации
газов, кДж/м3; qx „— эти же потери, отне-
отнесенные к низшей теплоте сгорания газов, %;
EVnCr — произведение объемов продуктов сго-
сгорания на их средние теплоемкости.
При сжигании газа под котлами и
для большинства случаев сжигания
газа в промышленных печах диссо-
диссоциацию СОг и НгО можно не при-
принимать во внимание, так как при тем-
температурах до 15000C диссоциирует
ничтожно малая доля продуктов сго-
сгорания. При высоких температурах в
печах A800...20000C) диссоциацию
газов следует учитывать. Для приб-
приближенного учета диссоциации продук-
продуктов сгорания можно использовать гра-
график (рис. 14.1), где по оси ординат
отложены относительные количества
СОг и H2O в дымовых газах,
подвергшиеся диссоциации, а по оси
абсцисс — температура.
271
CO2 H2C
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
O1I
0
CO2,
^-<
о,ъ°л
/
*//
л
?/
V//
/J
/A
H2O
0,0/.
0,1 у
I
Vl
'/л
?
Sr
ко,ои
/ ?
7
^0.3
0,2
1600 2000 2400 0O
0,4
0,35
0,3
0,25
0,2
0,15
0,1
0,05
О
Рис. 14.1. Зависимость ратуры и парциального
степени диссоциации давления
CO2 и H^O от темпе-
14.3. Скорость
химических реакций
В зависимости от количества ато-
атомов или молекул, вступающих в соеди-
соединение, реакции разделяют по порядку
на мономолекулярные, бимолекуляр-
бимолекулярные и тримолекулярные.
В мономолекулярных реакциях
(реакция первого порядка) продук-
продукты образуются в результате химичес-
химического превращения отдельной молеку-
молекулы:
В бимолекурярных реакциях (реак-
(реакциях второго порядка) происходит
взаимодействие между двумя молеку-
молекулами или атомами или атомом и моле-
молекулой
?+?=?+?...
В тримолекулярных реакциях
(реакциях третьего порядка) взаимо-
взаимодействуют три частицы:
осуществления необходимо одновре-
одновременное столкновение нескольких моле-
молекул или атомов. Реакции выше третье-
третьего порядка не встречаются, ибо одно-
одновременное столкновение четырех и бо-
более молекул, обладающих достаточной
энергией для реакции, маловероятно.
Порядок реакции часто бывает ни-
ниже той величины, которая получа-
получается по стехиометрическому уравне-
уравнению. Это объясняется тем, что стехио-
метрические уравнения в большинстве
случаев не вскрывают механизма
реакции, а являются лишь уравнени-
уравнениями итогового баланса. В действитель-
действительности химические реакции протекают
в виде целого ряда элементарных
реакций между атомами, свободными
радикалами (т. е. осколками моле-
молекул с ненасыщенными валентностями)
и молекулами. В каждой элементар-
элементарной реакции участвуют не более трех
атомов или молекул. В силу этого
суммарная зависимость порядка реак-
реакции от текущих концентраций ис-
исходных веществ часто не соответствует
суммарному химическому уравнению.
В частности, порядок такой реакции
(точнее порядок химического процесса
в целом) может быть дробным.
Под скоростью химической реак-
реакции понимают изменение концентра-
концентрации реагирующих веществ С, т. е.
количество вновь образовавшегося ве-
вещества или уменьшение реагирующего
вещества в единице объема в единицу
времени. В общем виде мгновенная
скорость реакции изображается урав-
уравнением
dC
Чем выше порядок реакции, тем
медленнее она протекает, так как для ее
~~ dx
Так как вещества реагируют в эк-
эквивалентных количествах, то о ско-
скорости реакции можно судить по изме-
изменению концентрации любого из реаги-
реагирующих веществ, поэтому в указанном
уравнении стоит знак «плюс—минус».
Скорость химических реакций зависит
от природы реагирующих веществ и
условий, в которых они протекают.
Важнейшими условиями, влияющими
на скорость реакции, являются: кон-
концентрация реагирующих веществ, тем-
272
пература и наличие катализаторов. По
закону действующих масс скорость
химических реакций пропорциональна
произведению концентраций реаги-
реагирующих веществ. На основании этого
закона скорости реакций можно
выразить через концентрации реаген-
реагентов следующим образом:
для мономолекулярной реакции
dC
зависимость, согласно закону Ap-
рениуса, отражается на константе ско-
скорости реакции следующим образом:
для бимолекулярной реакции
dC
??
для тримолекулярной реакции
dCu
d% о А а С
В этих уравнениях k,— константы ско-
скоростей реакций.
Константа скорости реакции постоян-
постоянная для данной реакции при данной темпера-
температуре. Она характеризует природу реагирующих
веществ с точки зрения их склонности к взаимо-
взаимодействию. Константа скорости k, численно рав-
равна скорости реакции, когда произведение кон-
концентраций реагирующих веществ равно едини-
единице.
Реакции, протекающие между га-
газами, называются гомогенными, а
реакции, протекающие на поверхности
твердых тел,— гетерогенными. В вы-
выражение для скорости гетерогенной
реакции входит только концентрация
газовой фазы. Например, скорость
реакции горения углерода
C-fO2=CO2
определяют так:
где Cq2— концентрация Ог.
По мере исчерпания реагирующих
веществ изотермической реакции ско-
скорость ее будет непрерывно падать.
Изотермическое течение реакции, иду-
идущей с выделением теплоты, можно осу-
осуществить путем интенсивного тепло-
отвода из реакционной зоны. Скорость
неизотермических реакций в большей
степени зависит от температуры, резко
возрастая с ее увеличением. Эта
т. е. скорость реакции экспоненциаль-
экспоненциально связана с температурой.
В уравнении приняты следующие обозначения:
ко— множитель, который в первом прибли-
приближении принимают постоянным, не зависящим от
температуры; E— энергия активации, кДж/
/(кмоль· град); R — 8,315—газовая постоян-
постоянная, кДж/(кмоль-град); T — абсолютная тем-
температура, К.
Учитывая закон Аррениуса, выра-
выражение для скорости химической реак-
реакции можно записать так:
где /(C)— функция, отражающая зависимость
скорости от концентраций по закону действую-
действующих масс.
В процессе теплового движения мо-
молекулы сталкиваются между собой.
Если бы каждое столкновение приво-
приводило к реакции, то любая химическая
реакция протекала бы практически
мгновенно. Однако опыт показывает,
что реакция протекает с определен-
определенными конечными скоростями. Следо-
Следовательно, не всякое столкновение меж-
между разнородными молекулами приво-
приводит к реакции. Для того чтобы про-
произошла реакция между столкнувши-
столкнувшимися молекулами, необходимо, чтобы
они к моменту столкновения обла-
обладали энергией (кинетической и колеба-
колебательной), достаточной для разруше-
разрушения старых внутримолекулярных свя-
связей, т. е. столкновение должно про-
произойти между активными молекулами.
После разрушения старых связей
образуются новые. Это сопровождает-
сопровождается выделением энергии. Если выде-
выделяющаяся энергия больше затра-
затраченной, то тепловой эффект положи-
положительный, т. е. реакция экзотерми-
экзотермическая. У эндотермических реакций
выделяющаяся энергия меньше зат-
затраченной.
Минимальная величина энергии,
достаточная для разрушения или зна-
значительного ослабления старых внутри-
273
Q ?
?"
ЕЕ
*- ? /время/ - прямая реакция
-* т /время/ — обратная реакция
Рис. 14.2. Энергия ак-
активации прямой и об-
обратной реакции
молекулярных связей, называется
энергией активации. Для реакции
между устойчивыми молекулами она
должна быть равна или в 1...2 раза
меньше энергии разрываемых связей.
Энергия активации E является харак-
характеристикой активности молекул при
реагировании между собой. Чем мень-
меньше величина L·, тем легче молекулы
вступают в реакцию. Энергию актива-
активации можно рассматривать как энер-
энергетический барьер, который нужно
преодолеть для того, чтобы произошла
реакция. При экзотермической реакции
энергия системы уменьшается, новые
связи делаются прочнее старых, выде-
выделяется теплота реакции. Но прежде
чем снизится энергетический уровень
системы, необходимо преодолеть неко-
некоторый барьер, который характеризует
энергию старых внутримолекулярных
связей (рис. 14.2). Для того чтобы
произошла прямая экзотермическая
реакция, энергия должна быть равна
или больше величины ??; для обрат-
обратной, эндотермической реакции энергия
активации должна быть не менее
величины E2.
Теплота реакции связана с энер-
энергией активации прямой и обратной
реакции уравнением
Q=E2-Ei.
При течении реакции в прямом
направлении нужно преодолеть мень-
меньший энергетический барьер, чем при
обратной реакции (при переходе с
энергетического уровня II на энергети-
энергетический уровень I). Закон Аррениуса
имеет теоретическое толкование, выте-
вытекающее из законов статистической фи-
физики. Исходя из статистических пред-
представлений (по Максвеллу—Больцма-
ну) доля столкновения между моле-
молекулами, обладающими энергией не
меньше величины E, из общего числа
соударений равна:
E
где Zo— общее число соударений между мо-
молекулами за 1 с.
Это уравнение аналогично уравне-
уравнению Аррениуса, так как константа
скорости реакции пропорциональна
числу эффективных соударений, т. е.
таких соударений, в результате кото-
которых происходит реакция. Общее число
соударений между молекулами опре-
определяется выражениями:
для одинаковых молекул
2о=A C2V^;
для разнородных молекул
Z0 = А хС\С2л!Т\ .
где Ci, Сг, С — концентрация молекул; Ai, А —
коэффициенты, зависящие от природы молекул.
Так как предэкспоненциальный
множитель пропорционален Zo, т. е.
общему числу столкновений между
молекулами, он, следовательно, про-
пропорционален и величине -д/Г. Это учи-
учитывается при более строгом подходе к
расчету скорости реакции. На рис.
14.3 показана кривая распределения
Максвелла, где по оси ординат отло-
отложено отношение числа молекул dN,
обладающих скоростями от W до
W-{-dW, к общему числу молекул N,
а по оси абсцисс — значения скорости
молекул W.
Как следует из предыдущего изло-
изложения, для реакции имеет значение
только крайняя правая часть кривой,
где молекулы обладают скоростями,
превышающими критическую WKp, ко-
которая соответствует энергии актива-
активации. Например, если ?=84 000 к
274
кмоль, тогда при Г=1000°С в реак-
реакцию способны вступить только
0,0045% молекул. Здесь следует отме-
отметить, что закон распределения ско-
скоростей Максвелла построен в предпо-
предположении упругих соударений, а нали-
наличие в системе химических процессов
говорит о том, что соударения не
являются упругими. Молекулы, стал-
сталкиваясь, ассоциируют в пары, вступа-
вступают в соединение или снова расхо-
расходятся. Кроме того, молекулы обладают
вращательной и колебательной энер-
энергиями, а в системе могут происходить
сложные преобразования энергии пос-
поступательного движения во внутримо-
внутримолекулярную и обратно.В связи с изло-
изложенным в газовой системе должны
иметь место известные отклонения от
закона Максвелла.
Экспоненциальная зависимость
для константы скорости реакции
графически показана на рис. 14.4.
Все практически встречающиеся реак-
реакции в топках протекают при темпе-
температурах до точки перегиба кривой
(см. рис. 14.4), поэтому скорости
реакции резко возрастают с увели-
увеличением температуры. Для химических
реакций горения топлива энергия ак-
активации ?=60 000...160 000 кДж/
/кмоль. Для таких величин энергии
активации значение температуры, от-
отвечающее точке перегиба, находится
в области недостижимых пределов
C800...10 000 К). Как подтверждают
эксперименты, большинство реакций
хорошо согласуется с законом Арре-
ниуса. Однако в применении к суммар-
T(
чка
пере
j
А
гиба
/
/
J
/
0.1 0,2 0,3 0,4 RlJE
1
0,8
0,6
о,и
0,2
О
I
IgJf-
У Точка перегиба
——¦
RT/E
Рис. 14.4. Зависимость
скорости реакции от
температуры
Рис. 14.3. Кривая рас-
распределения Максвелла
ному процессу горения закон наиболее
правильно рассматривать как эмпири-
эмпирическую связь.
14.4. Кинетика
цепных реакций
Рассмотренные в предыдущем па-
параграфе зависимости составляют ос-
основы классической кинетики, базирую-
базирующейся на законе действующих масс
и законе Аррениуса. Механизм реак-
реакций представляется чисто молекуляр-
молекулярным и описывается обычными стехио-
метрическими соотношениями. Уста-
Установленные положения подтверждены
большим числом экспериментов. Од-
Однако многие реакции не находят объ-
объяснения в классической химической
кинетике.
Существуют химические процессы,
в которых наблюдается ускоряющее
действие конечных продуктов реакции
на собственно реакции, а также уско-
ускоряющее действие на реакцию ничтож-
275
но малых количеств примесей. Есть
реакции, которые не требуют для тече-
течения заметного предварительного ра-
разогрева. Они могут протекать изотер-
изотермически при низких температурах и с
довольно значительными скоростями.
Отмеченные явления говорят о том,
что в этих случаях аквивация не может
иметь чисто термический характер,
когда активные молекулы поставляет
тепловое движение и их концентра-
концентрация определяется законом распределе-
распределения скоростей Максвелла. Здесь ак-
активные центры должны поставляться
в ходе самой реакции, которая для
своего течения использует собствен-
собственные энергетические ресурсы. Объясне-
Объяснение этим и многим другим явле-
явлениям дает теория цепных реакций,
которая исходит из принципиально
нового взгляда на их природу.
С переходом к представлению о
цепном течении химических реакций
формальный аппарат классической хи-
химической кинетики в основном сохра-
сохраняется, но уже применяется к описа-
описанию элементарных актов цепной реак-
реакции. Заслуга создания и развития
теории цепных реакций, цепного и
теплового воспламенений принадле-
принадлежит академику H. H. Семенову и
его сотрудникам
В теории цепных реакций рассмат-
рассматривается действительный механизм те-
течения реакции, а стехиометрические
уравнения считаются лишь итоговыми
равенствами материального баланса.
По цепной теории механизм реакции
представляется как цепь последова-
последовательных звеньев, а каждое звено со-
состоит из совокупности элементарных
реакций между атомами, радикалами
(т. е. осколками молекул с нена-
ненасыщенными валентностями) и молеку-
молекулами. Основное свойство цепи реакций
заключается в том, что она начинает-
начинается с активного центра, который в конце
каждого звена регенерируется.
Началом каждого звена служит
также активный центр. Если в конце
каждого звена регенерируется только
один активный центр, реакция назы-
называется неразветвленной цепью, если
каждое звено порождает несколько
активных центров, реакция представ-
представляет собой разветвленную цепь. Энер-
Энергия реакции передается активным
центрам, а не распределяется по всем
степеням свободы. В период своего
кратковременного неустойчивого су-
существования активные центры могут
вступать в реакции с атомами, ра-
радикалами или молекулами, образуя
промежуточные также неустойчивые
соединения, пока звено цепи реакции
не завершится конечными продуктами
и новыми активными центрами. Наря-
Наряду с этим они могут рекомбиниро-
ваться, терять свою избыточную
энергию, иначе — гибнуть.
Первоначальное возниковение ак-
активных центров (например, атомов
водорода H, кислорода О, радика-
радикалов ОН) может происходить в резуль-
результате теплового движения молекул
и их взаимных соударений. Элемен-
Элементарные реакции между молекулой и
активным центром характеризуются
малыми энергиями активации, так как
активные центры имеют свободные ва-
валентные связи. Эти реакции протекают
во много раз быстрее, чем молеку-
молекулярные реакции. Кроме того, элемен-
элементарные акты цепи обычно идут по
более низким порядкам. Интенсив-
Интенсивность течения цепной реакции опреде-
определяется ее природой, концентрацией
реагирующих веществ, внешними ре-
режимными условиями и наличием ката-
катализаторов. Примером разветвленной
цепной реакции является реакция го-
горения водорода. Ход ее можно пред-
представить следующим образом. Первич-
Первичная активация водорода происходит
по уравнению
которое представляет собой процесс
обычной термической диссоциации.
Активный центр — атом водорода —
ложится в основу цепи реакции,
состоящей из отдельных звеньев (цик-
(циклов). На рис. 14.5 показано структур-
структурное уравнение течения химической
реакции горения водорода. Изобра-
Изображенное на рисунке уравнение пред-
представляет собой звено разветвленной
цепи реакций. Каждое звено начи-
276
нается одним активным центром H,
а заканчивается двумя молекулами
H2O и тремя активными центрами H.
Таким образом, каждое звено не толь-
только регенерирует один активный центр,
но и создает два новых. В этом
случае будут непрерывно расти число
активных центров и скорость реакции,
а сам процесс будет самоускоряющим-
самоускоряющимся, лавинным, существенно нестацио-
нестационарным, самопроизвольно от еле за-
заметных скоростей переходящим к бур-
бурному реагированию. Такие явления
характерны для взрывных процессов.
Однако наряду с основной цепью
реакций, ведущей к росту концентра-
концентрации активных центров, протекают по-
побочные реакции их гибели, поэтому
при определенных условиях концент-
концентрация активных центров может стаби-
стабилизироваться, а реакция принимать
стационарный характер.
Звено реакции горения водорода
состоит из четырех элементарных ре-
реакций:
первая реакция
Н+О2=ОН+О
эндотермическая (теплота реакции
71 000 кДж/кмоль), имеет большую
энергию активации ?=75 400 кДж/
/кмоль и поэтому протекает медленно;
вторая реакция
О+Н2=ОН+Н
быстрая, для нее ?=25100 кДж/кмоль;
третья реакция
ОН+Н2=Н2О+Н
протекает дважды, быстрая — E=
=41 900 кДж/кмоль. Следовательно,
первая реакция как самая медленная
определяет общую скорость течения
цепного процесса.
Экспериментальные исследования
подтвердили наличие в разреженном
пламени водорода гидроксила ОН и
атомарного водорода. В результате
этих исследований было установлено,
что концентрация ОН и H значительно
превышает равновесную. Это доказы-
доказывает, что гидроксил и атомарный водо-
водород являются основными активными
центрами реакции горения водорода.
С момента возникновения реакции
Рис. 14.5. Структурное акции горения водоро-
уравнение течения ре- да
Рис. 14.6. Зависимость
скорости разветвлен-
разветвленной цепной реакции
от времени
Wi — начальная, прак
тически наблюдаемая
скорость реакции
концентрация атомарного водорода
непрерывно растет и по истечении не-
некоторого времени достигает такой ве-
величины, при которой скорость реакции
становится заметной. Период, в тече-
течение которого происходит накопление
активных центров и рост скорости ре-
реакции до практически заметной вели-
величины, называют периодом индукции
Тинд. Период индукции в значитель-
значительной степени зависит от начальных ус-
условий возникновения реакции и осо-
особенно от начальной концентрации ак-
активных центров.
Зависимость скорости реакции с
разветвленными цепями от времени
(рис. 14.6) резко отличается от зави-
зависимости для изотермических реакций.
За период индукции скорость реакции
достигает такой величины, которую
можно практически измерить; далее
она самопроизвольно резко возрастает
до очень большой, но конечной вели-
277
чины и после этого уменьшается вви-
ввиду исчерпания реагирующих веществ.
Неограниченному росту концен-
концентрации атомарного водорода пре-
препятствует процесс его гибели, вызыва-
вызываемый различными причинами. Атомар-
Атомарный водород превращается, например,
от рекомбинации в молекулярный по об-
обратной экзотермической реакции:
Механизм реакции горения оксида
углерода связан с наличием водорода.
Сухая смесь оксида углерода с кисло-
кислородом или воздухом не реагирует до
температуры 700 0C, а выше этой тем-
температуры идет медленная реакция на
стенках сосуда. Гомогенная цепная ре-
реакция возможна только в том случае,
если в смеси имеется некоторое коли-
количество влаги или атомарного водоро-
водорода. Экспериментальные исследования
показали, что в реакции принимают
участие атомарный кислород и гидрок-
сильная группа.
Цепные реакции горения углеводо-
углеводородов представляют собой весьма
сложную совокупность разнообразных
реакций большей частью моно- и бимо-
бимолекулярного характера. Спектроско-
Спектроскопическими исследованиями обнару-
обнаружено, что в реакционной зоне находят-
находятся неравновесные концентрации гид-
роксила.
Реакции горения являются экзо-
экзотермическими, при их течении проис-
происходят выделение теплоты и разогрев
системы. Вместе с тем при изучении
кинетики цепных реакций для исклю-
исключения температурного фактора можно
представить себе изотермическую ре-
реакцию при соответствующем отводе
теплоты из реакционной зоны. В этом
случае переход от медленного течения
реакции к практически мгновенному
реагированию не может быть объяс-
объяснен ускорением реакции, связанным с
повышением температуры, он может
быть объяснен цепной природой про-
процесса.
Теория цепного взрыва была раз-
разработана академиком H. H. Семено-
Семеновым и его школой. Рассмотрим условия
возникновения цепного воспламене-
воспламенения. Предположим, что в сосуде за-
заключена газовоздушная смесь и процесс
окисления газа протекает в изотер-
изотермических условиях. Пусть скорость об-
образования начальных активных цент-
центров будет Wq (скорость зарождения
цепей). Эти активные центры могут
образовываться, в частности, вследст-
вследствие теплового движения молекул. Если
САесть истинная концентрация актив-
активных центров, то в результате развет-
разветвления цепей она будет увеличиваться,
а в результате обрыва цепей — умень-
уменьшаться.
Обозначим константу скорости
разветвления цепей через f, а констан-
константу скорости обрыва цепей через g. Тог-
Тогда скорость изменения концентрации
активных центров можно определить
по уравнению
dCA
где fCA — увеличение концентрации активных
центров, обусловленное разветвлением цепей;
gCA — уменьшение концентрации активных
центров, обусловленное обрывом цепей
Обозначим ?=/—g. Величину ?
можно рассматривать как приведен-
приведенную константу скорости разветвле-
разветвления цепей, уже учитывающую их об-
обрыв. Теперь уравнение примет вид
dCA
После интегрирования этого урав-
уравнения при начальных условиях ?=
= 0, Сл=0 получим lrf
w lH
Скорость разветвления цепей fCA
определяет скорость появления про-
продуктов реакции. Если в результате
цепной реакции образование каждого
нового активного центра сопровожда-
сопровождается появлением ? молекул конечного
продукта, тогда скорость цепной реак-
реакции W=dC Jdx, т. е. изменение кон-
концентрации конечных продуктов СL во
времени определяется выражением
?'=.
dC
afW
*-?).
278
Изменение внешних режимных ус-
условий (температуры и давления) при-
приводит к изменению величин fug. Кон-
Константа разветвления цепей f в большей
степени зависит от температуры, чем
константа обрыва цепей g. Поэтому
при низких температурах разность
?=/—g отрицательна, а с повышени-
повышением температуры меняет свой знак и де-
делается положительной. Остановимся
на анализе уравнения скорости цепной
реакции в зависимости от температу-
температуры, которая, в свою очередь, определя-
определяет величину и знак приведенной кон-
константы ?. Если ?<0, то скорость
реакции стремится к пределу
w =-
пр
afWc
так как при возрастании ? величина
ефТ стремится к нулю. Реакция проте-
протекает без самоускорения, а величина
Wnp обычно так мала, что практически
можно считать, что реакция не идет.
Для более высоких температур
?>0, при этом разветвление цепей
происходит быстрее их обрыва, реак-
реакция идет с самоускорением по экспо-
экспоненциальной зависимости.
W =
afW
О фт
?
Вначале скорость неизмеримо ма-
мала, но после периода индукции тИНд до-
достигает уже измеримой величины W-\ и
в дальнейшем начинает интенсивно
возрастать. Если <р=0, то разветвле-
разветвление цепей компенсируется их обрывом,
и процесс идет с равномерно воз-
возрастающей скоростью
W= а,
Параметры, отвечающие этому ре-
режиму, соответствуют границе между
областью стационарных и нестаци-
нестационарных режимов. Эта граница пере-
перехода стационарного течения реакции
окисления горючей смеси, заключен-
нрй в замкнутый сосуд, к существенно
нестационарному течению, когда ско-
скорость реакции резко возрастает, и
смесь загорается сразу по всему объе-
объему, называется самовоспламенением.
Реакция будет носить стационарный
. ?
-*—— 3H
/
//
/
—
/?>0
,—-
?<0
?
W
W,
Рис. 14.7. Цепное са-
самовоспламенение
характер в том случае, когда увеличе-
увеличение концентрации активных центров
будет компенсироваться их гибелью
(?<[0). Если при определенных
внешних режимных условиях стацио-
стационарная концентрация активных цент-
центров становится невозможной и начи-
начинает существенно возрастать, то воз-
возникает цепное самовоспламенение —
цепной взрыв.
На рис. 14.7 графически показана
зависимость скорости реакции W от
? при различных значениях ?.
Цепные реакции, развивающиеся с по-
помощью активных центров (атомов и
радикалов), представляют собой мате-
материальные цепи. Материальные цепи
могут самоускоренно развиваться и
приходить к цепному самовоспламене-
самовоспламенению при изотермическом режиме, ибо
в этом случае активные центры порож-
порождаются самой разветвляющейся реак-
реакцией, и в начальной стадии хими-
химическая энергия исходных веществ пре-
превращается не в тепловую энергию, а в
химическую энергию активных цен-
центров. В этом случае для накопления
активных центров достаточно не-
незначительных количеств энергии, выде-
выделяющейся при практически незамет-
незаметной скорости реакции.
14.5. Тепловое
воспламенение
Быстрый рост скорости реакции
связан с накоплением теплоты. При
низких температурах скорость реак-
279
ции ничтожно мала, но выделяющая-
выделяющаяся в результате реакции теплота
постепенно накапливается и приводит
к повышению температуры и скорос-
скорости. Таким образом, саморазогрев
системы является причиной ускорения
процесса и приводит к ' тепловому
самовоспламенению. Тепловое само-
самовоспламенение может произойти и при
наличии теплоотвода, но для этого не-
необходимо, чтобы разогрев горючей
смеси не был компенсирован теплоот-
водом. Тогда при определенном режи-
режиме стационарное тепловое состояние
реагирующей смеси становится невоз-
невозможным, и температура смеси начина-
начинает возрастать нестационарным об-
образом, возникает тепловое самовос-
самовоспламенение.
Рассмотрим тепловое самовоспла-
самовоспламенение горючей смеси, заключенной в
замкнутый сосуд. Будем характеризо-
характеризовать состояние смеси средними (по
объему) температурой и концентраци-
концентрацией, рассматривать квазистационар-
квазистационарный процесс, т. е. такой, скорость ко-
которого настолько мала, что процесс
можно заменить рядом стационарных
состояний, для которых будут иметь
место равномерные по объему тем-
температуры, а следовательно, и концен-
концентрации. Предполагается, что разность
температур между газом и стенкой сос-
сосредоточена на границе газа и стенки.
Ввиду того что температура воспла-
воспламенения соответствует еще относи-
относительно слабому разогреву горючей
смеси, можно пренебречь изменением
концентрации, происходящим в ре-
результате течения реакции. Тепловыде-
Тепловыделение, происходящее в реакционном
сосуде, определим по формуле
где q — тепловой эффект реакции, V — объем
сосуда, f (C) — функция, определяющая зави-
зависимость скорости реакции от концентрации
Сгруппируем постоянные величины
и обозначим их буквой А:
A=kof(C)qV,
тогда
280
Как следует из этого уравнения,
выделение теплоты в объеме имеет экс-
экспоненциальный характер и в рассмат-
рассматриваемой области температур резко
возрастает с увеличением темпера-
температуры. Процесс теплоотвода можно за-
записать следующей формулой:
Q0TB=CcF(T-T0) ,
где а — коэффициент теплоотдачи от смеси к
стенке сосуда, F — поверхность сосуда, Го —
температура стенки сосуда
В первом приближении можно счи-
считать, что коэффициент ? постоянный и
не зависит от температуры. Обозначая
произведение постоянных величин бук-
буквой В,
получим следующее уравнение для
теплоотвода:
Q0TB=B(T-TQ).
Следовательно, процесс теплоотво-
теплоотвода линейно зависит от разности тем-
температур. Представим графически кри-
кривые тепловыделения и теплоотвода в
координатах Q — Г (рис. 14.8). Как
видно из рассмотрения кривой тепло-
тепловыделения а, интенсивность выделения
теплоты резко возрастает с повышени-
повышением температуры. Процесс теплоотвода
изображается прямой б. Угол наклона
прямой к оси абсцисс определяется
интенсивностью теплообмена между
смесью и стенкой сосуда. Точка пере-
пересечения прямой теплоотвода с осью
абсцисс соответствует температуре
стенки сосуда Го. Будем считать, что в
первоначальный момент температура
газовоздушной смеси равна темпера-
температуре сосуда T0, но с течением времени
температура газа будет расти, будет
увеличиваться и теплоотвод. При ста-
стационарном течении процесса количест-
количество выделяющейся теплоты равно
количеству отводимой теплоты. Тако-
Такому процессу отвечают точки пересе-
пересечения кривых тепловыделения и тепло-
теплоотвода.
Рассмотрим три возможных случая
взаимного расположения этих кривых.
Первому случаю соответствуют кри-
кривые а и б. Они пересекаются в
точках / и 2. Точка / отвечает
стационарному течению процесса, и
равновесие в этой точке будет устой-
устойчивым. В этом легко убедиться.
Действительно, предположим, что в
системе произошли незначительные
отклонения от равновесия. Если откло-
отклонения были в сторону больших тем-
температур, то теплоотвод будет превы-
превышать тепловыделение, и система вер-
вернется в первоначальное состояние.
При отклонении в сторону меньших
температур тепловыделение будет
больше теплоотвода, в результате чего
система опять вернется в точку /.
Следовательно, точке / отвечает ус-
устойчивое равновесие.
Для состояния в точке 2 равновесие
будет неустойчивым. Воспользуемся
для доказательства тем же методом.
Если система отклоняется в сторону
больших температур, то тепловыделе-
тепловыделение будет превышать теплоотвод, ре-
результатом чего будут нестационарный
разогрев системы и воспламенение.
Однако это воспламенение («взрыв»)
не будет самовоспламенением, так как
оно произойдет только в том случае,
когда смесь нагреется до значи-
значительно более высокой температуры,
чем температура стенки сосуда; сама
же смесь, находившаяся первона-
первоначально при T=To, воспламениться
не может (такой нагрев можно осу-
осуществить, например, при сжатии смеси
поршнем в цилиндре). При отклонении
системы влево произойдет остывание и
система будет стремиться к точке /.
Следовательно, состояние равновесия
в точке 2 будет неустойчивым, и это
состояние 2 можно не рассматривать.
Стрелками на рисунке показана устой-
устойчивость системы в точках 1 и 2.
Если постепенно повышать темпе-
температуру стенки сосуда Го, то прямая
теплоотвода будет смещаться вправо
параллельно первоначальному поло-
положению. При определенном значении
Го прямая не пересечет кривую теп-
тепловыделения, а коснется ее (кривые
а г;И е). Точка 3 будет соответство-
соответствовать крайнему положению, тогда сис-
система еще может находиться в стацио-
стационарном состоянии. Дальнейшее повы-
повышение температуры смеси приведет к
Q {
Tg Tg
Рис. 14.8 Зависимость
тепловыделения и теп-
теплоотвода от температу-
температуры
а — кривая тепловыде
ления, б, в, е d —
кривые теплоотвода
нестационарному режиму, интенсив-
интенсивному повышению температуры, резко-
резкому возрастанию скорости процесса и
тепловому взрыву. Следовательно, ка-
касанию кривых тепловыделения и теп-
теплоотвода соответствует режим воспла-
воспламенения, а температура, отвечающая
точке 3, является температурой само-
самовоспламенения Гв. Наконец, для кри-
кривой Ъ стационарный режим вообще
невозможен. Если изменять не темпе-
температуру стенки, а условия теплообмена,
изменяя, например, объем сосуда, пря-
прямая теплоотвода будет менять угол
наклона и может стать касательной к
кривой теплоотвода (точка 3'). Этому
состоянию будет отвечать темпера-
температура самовоспламенения Тв', причем
она уже не будет равной Гв.
Теория теплового взрыва, предло-
предложенная академиком H. H. Семеновым,
является основой современной тепло-
тепловой теории горения и устанавливает
важный физический смысл явления
воспламенения, утверждая наличие
критического условия воспламенения,
когда интенсивность тепловыделения
превосходит теплоотвод, и стационар-
стационарный процесс оказывается невозмож-
невозможным. Теория доказывает, что темпера-
температура воспламенения не является фи-
физико-химической константой газовоз-
281
душной смеси, она зависит от условий
теплообмена смеси с внешней средой.
Этот факт очень важен, так как долгое
время температуру самовоспламене-
самовоспламенения считали физико-химической кон-
константой.
В отличие от температуры само-
самовоспламенения Гв, при которой еще
возможно стационарное течение реак-
реакции, температурой воспламенения на-
называют минимальную температуру
стенки, при которой происходит взрыв.
Эта температура Го отличается от тем-
температуры Гв, причем всегда Гв;>
>7V Критическому условию воспла-
воспламенения отвечает точка 3 (см. рис.
14.8). Для этой точки имеет место
следующая система уравнений:
(Bвыд)тв==(<3отв)гв·
dT )т*~\ dT
Эти уравнения вытекают из того,
что точка 3 является касательной для
кривых выделения и отвода теплоты.
Преобразуем уравнения с учетом на-
написанных выше:
-E
Ae в =
-?
RTa
К ^о~ I — & ?
AE -^?"_?
RT2B 6
Разделив одно уравнение на дру-
другое, получим:
RT\/E=TB-T0.
Отсюда определим температуру Гв:
E
W
T0E
~R~
Перед корнем стоит знак минус,
так как плюсу отвечает точка каса-
касания с экспоненциальной кривой за ее
перегибом. Но эта область была ис-
исключена из рассмотрения ввиду не-
нереально высоких температур. Преоб-
Преобразуем последнее уравнение
-г
JL
1-4/?
Это уравнение является формулой
H. H. Семенова, определяющей темпе-
температуру самовоспламенения. Если
то формулу H. H. Семенова
можно
упростить,
разложив
T T
-\l\~4R-y- в ряд по -^, откуда по-
получим
отсюда
? ^Л.^J
в 2R 2R
2RTf
Следовательно, предвзрывной ра-
разогрев характеризуется величиной
Полученное уравнение показывает,
что численное значение Гв мало отли-
отличается от T0. Если энергия активации
имеет достаточно большое значение,
например, если ?=210 000 и Го=
= 1000, то
2 _
8,32-10OQ
7B7O- 210000
Таким образом, использование в
ряде случаев вместо величины Гв
приближенного значения Го не вызы-
вызывает существенных ошибок.
Рассмотренному процессу теплово-
теплового самовоспламенения в замкнутом со-
сосуде отвечает экспериментальный спо-
способ определения температуры воспла-
воспламенения, который заключается в том,
что заранее приготовленную газовоз-
газовоздушную смесь определенного состава
и давления впускают в нагретый
сосуд, из которого предварительно от-
откачан воздух. После некоторого пери-
периода наступает или стационарный ре-
режим, или происходит самовоспламе-
самовоспламенение. Наступление того или иного ре-
режима зависит от температуры стенЪк
сосуда. В этом методе температуру са-
самовоспламенения отождествляют ' с
минимальной температурой стенки со-
сосуда, при которой происходит самовос-
282
пламенение. Измеряемая температура
в действительности несколько превы-
превышает минимально возможную, что
связано с задержкой воспламенения,
которая определяется индукционным
периодом (чем меньше температура
стенки превосходит минимально воз-
возможную температуру, тем больше ин-
индукционный период). Если температу-
температура стенки будет равна минимально
возможной температуре, то индук-
индукционный период теоретически станет
равным бесконечности. При прак-
практических измерениях задают какую-
либо определенную величину ин-
индукционного периода, обеспечиваю-
обеспечивающую достаточную точность.
Как отмечалось выше, температура
самовоспламенения не является физи-
физико-химической константой, а зависит
от условий воспламенения. Значит,
для сосудов меньших размеров, для
которых отношение поверхности к
объему больше, а следовательно, выше
интенсивность теплоотдачи, темпера-
температура самовоспламенения должна быть
выше. Эксперименты подтверждают
это положение. Так, например, темпе-
температура воспламенения водородо-воз-
душной смеси в сосуде объемом
350 см3 соответствовала 590 0C, а в
сосуде 9 см3 — 625 0C.
Рассмотренный метод является
наиболее надежным, однако сущест-
существуют и другие способы определения
температуры воспламенения: нагрев
смеси, протекающей через трубку, ади-
адиабатное сжатие и т. д. Температуры
воспламенения, определяемые этими
способами, также отличаются друг от
друга. Таким образом, эксперимен-
экспериментально определенные температуры
воспламенения дают некоторый раз-
разброс значений. В практических усло-
условиях обычно интересует минимальная
температура. В табл. 14.4 приведены
минимальные значения температуры
воспламенения некоторых газовоз-
дущных смесей, полученные экспери-
экспериментальным путем.
Выше было рассмотрено тепловое
самовоспламенение, когда зависи-
зависимость скорости реакции от температу-
температуры подчинялась закону Аррениуса.
Таблица 14.4. Минимальные значения
температуры воспламенения газовоздушных
Газ
Водо-
Водород
Оксид
углеро-
углерода
Метан
Этан
Температура
воспламене
ния, °С
530
610
654
530
Газ
Пропан
Бутан
Сероводо-
Сероводород
Природ-
Природный газ
Температура
воспламене-
воспламенения, 0C
530
490
290
530
Если механизм течения реакций
является цепным, то на тепловое ус-
ускорение накладывается ускорение про-
процесса, связанное с накоплением ак-
активных центров и разветвлением це-
цепей. Возникает цепочно-тепловой
взрыв, при этом вследствие цепного
реагирования и одновременного тепло-
теплового разогрева смеси максимальная
скорость процесса будет значительно
больше (см. рис. 14,7, пунктирная
кривая).
14.6. Вынужденное зажигание
и границы воспламенения
газовоздушных смесей
в зависимости
от концентраций в них горючего
Для начала горения газовоздуш-
газовоздушной смеси ее необходимо воспла-
воспламенить. Воспламенение смеси может
быть осуществлено двумя способами.
При первом способе вся смесь дово-
доводится до такой температуры, при ко-
которой она сама воспламеняется. В
этом случае говорят о самовоспламе-
самовоспламенении. Процесс самовоспламенения и
его основные характеристики были
рассмотрены выше. Второй способ ха-
характеризуется тем, что холодную газо-
газовоздушную смесь поджигают в одном
месте (искрой, раскаленным телом,
пламенем) и возникающее пламя рас-
распространяется по объему с опреде-
определенной скоростью, вовлекая в процесс
горения все новые и новые массы
283
с
T ?
\
О
-A1
Л
5)
T j
/
/
Л
V
X
Рис. 14.9. Вынужденное
зажигание газовоздуш-
газовоздушной смеси от раскален-
раскаленной стенки
а, б, в — изменение
температуры газовоз-
газовоздушной смеси при раз-
различных температурах
воспламеняющей стен-
газовоздушной смеси. Такой процесс
называется вынужденным зажига-
зажиганием. Можно считать, что воспламе-
воспламенение при вынужденном зажигании
носит тепловой характер. В технике
находят применение оба способа вос-
воспламенения смеси, но в газо-
горелочных и топочных устройствах
зажигание осуществляют вторым ме-
методом.
Рассмотрим физическую картину
вынужденного зажигания газовоз-
газовоздушной смеси раскаленным телом.
Критерием зажигания является спо-
способность пламени, возникшего у ис-
источника зажигания, распространяться
на весь объем. Таким образом, кри-
критические условия зажигания в этом
случае должны быть связаны как со
свойствами источника зажигания, так
и с условиями распространения пла-
пламени.
Представим, что газовоздушную
смесь зажигают раскаленной стенкой,
имеющей температуру T. Если темпе-
температура стенки невысокая и равна ??
(рис. 14.9, а), то при наличии инерт-
инертной среды изменение температур дол-
должно иметь вид кривой Т\—A1. Но,
так как среда реакционноспособна,
будут иметь место тепловыделения и
температура вблизи стенки станет нес-
несколько' выше. Характер кривой рас-
распределения температур будет пример-
примерно соответствовать пунктирной кривой
Т\—А'\. При повышении температу-
температуры стенки кривая температур в инерт-
инертной среде сохраняет свой характер,
только вблизи стенки падает круче
284
(кривые T2 — A2 и Тъ — Аз) (см. рис.
14.9, б, в).
Кривая температур в горючей сме-
смеси вблизи стенки с повышением тем-
температуры стенки падает все менее кру-
круто, так как с ростом температуры воз-
возрастает скорость химических реакций
и соответственно увеличивается выде-
выделение теплоты. Наконец, при опреде-
определенной температуре стенки температура
реагирующей смеси вблизи нее пони-
понижаться не будет (кривая T2— А'2),
а при более высоких температурах
поверхности источника зажигания
кривая температур пойдет вверх (Tз —
Л'з). В последнем случае стационар-
стационарное состояние системы будет невоз-
невозможно, так как по мере удаления от
источника зажигания температура
среды прогрессивно возрастает, что
приводит к воспламенению смеси. В
рассматриваемых условиях темпера-
температура T2 является критической, пре-
предельной температурой, т. е. темпера-
температурой зажигания. По физическому
смыслу она аналогична температуре
воспламенения при самовоспламене-
самовоспламенении горючей смеси. Математически ус-
условия вынужденного зажигания газо-
газовоздушной смеси записываются в
виде
dx)
= 0.
Это означает, что градиент темпе-
температур вблизи стенки равен нулю, т. е.
температура стенки равна температу-
температуре близлежащих слоев газовоздушной
смеси. Таким образом, источник зажи-
зажигания, нагретый до T2, перестает
участвовать в процессе (поток теплоты
от него равен нулю), и определяю-
определяющими становятся условия в слое газа,
который непосредственно примыкает к
источнику зажигания.
Температура зажигания от местно-
местного источника выше температуры само-
самовоспламенения. Это объясняется быст-
быстрым спадом температуры вблизи
стенки и значительным снижением
концентрации горючего у зажигающей
поверхности вследствие реакций. В
результате может наблюдаться следу-
следующее явление: вблизи раскаленного
тела реакция произойдет, но распро-
распространяться не будет. Для распростра-
распространения пламени необходимо повысить
температуру стенки. Очевидно, чем
меньше размеры источника, тем интен-
интенсивнее будет падение температуры
вблизи его поверхности и тем выше
должна быть температура зажигания.
Это положение подтверждается экспе-
экспериментально.
Газовоздушную смесь можно за-
зажечь только при определенных со-
соотношениях газа и воздуха. Очень бед-
бедные и очень богатые смеси не горят.
Наименьшая концентрация горючего в
смеси, при которой газ зажигается,
называется нижним пределом воспла-
воспламенения. Наибольшая концентрация
горючего, при которой газ может го-
гореть, называется верхним пределом
воспламенения. Если газовоздушную
смесь предварительно подогревают,
указанные пределы расширяются.
Наличие пределов воспламенения
газа объясняется тем, что для бедных
и богатых смесей значительно снижа-
Таблица 14 5 Пределы воспламенения
газовоздушных смесей в зависимости от
концентраций в них горючего, % (по объему)
rQ.
? аз
Ь
Водород
Оксид уг-
углерода
Метан
Этан
Предел вое
пламенения
ниж
НИИ
4
12,5
5
3,22
верх
ний о
ft
74,2
74,2
15
12,45
Газ
Пропан
Бутан
Этилен
Ацети-
Ацетилен
Серово-
Сероводород
Преде/
BOC
пламенения
1ИЖ
ний
2,37
1,86
2,75
2,5
4,3
верх
ний
9,5
8,41
28,6
80
45,5
ется теоретическая температура горе-
горения, а вследствие потерь теплоты в
окружающую среду температура пла-
пламени настолько падает, что смесь те-
теряет способность к горению. В табл.
14.5 приведены пределы воспламене-
воспламенения газовоздушных смесей в зависи-
зависимости от концентрации в них горю-
горючего.
Глава 15
Горение газа в потоке
15.1. Нормальное
распространение пламени
Анализ вынужденного зажигания
газовоздушной смеси позволяет уста-
установить те критические условия, при
которых реакции горения, возникшие у
источника зажигания, способны са-
самопроизвольно распространяться.
Иначе говоря, при вынужденном
зажигании смеси возникает пламя,
которое распространяется с опре-
определенной скоростью, захватывая все
новые объемы смеси горючего с окис-
окислителем.
Рассмотрим процесс распростра-
распространения пламени, его особенности и за-
закономерности. Пламенем называется
зона, в которой протекает реакция го-
горения. Следовательно, пламя, возник-
возникшее в объеме или потоке газовоз-
газовоздушной смеси, отделяет еще не сго-
сгоревшую смесь от продуктов горения.
Характерным свойством пламени яв-
является его свечение. Это дает воз-
возможность зрительно наблюдать и изу-
изучать форму, размеры и другие ха-
характеристики пламени. Существуют
два типичных случая распространения
пламени: нормальное (или медленное
горение) и детонационное горение.
Представим себе трубку, запаян-
запаянную с одного конца и заполненную
газовоздушной смесью. Если эту смесь
поджечь со стороны открытого конца
трубки, узкий слой смеси воспламе-
285
нится, сгорит и за счет выделившей-
выделившейся теплоты температура его повы-
повысится. Таким образом, возникнет
фронт пламени и начнется процесс
передачи теплоты теплопроводностью
от сгоревшего газа к близлежащим
слоям газовоздушной смеси. Пламя
равномерно движется вдоль трубки, а
тепловой поток, опережая его, рас-
распространяется молекулярной тепло-
теплопроводностью от горячих слоев пламе-
пламени к холодной смеси. Равномерное
движение пламени у открытого конца
трубки происходит почти при свобод-
свободном расширении продуктов горения и,
следовательно, при постоянном дав-
давлении. Линейную скорость движения
пламени вдоль трубки и называют
скоростью равномерного распростра-
распространения пламени.
Распространение пламени, объяс-
объясняемое процессом молекулярной теп-
теплопроводности, называется нормаль-
нормальным распространением пламени. Оно
характеризуется нормальной ско-
скоростью распространения пламени Un,
которая определяется физико-хими-
физико-химическими свойствами смеси и поэтому
является физико-химической констан-
константой. Уточним различие между значе-
значениями UH и и
Нормальной скоростью распрос-
распространения Wn пламени называют ско-
скорость движения фронта пламени в
направлении, нормальном к его повер-
поверхности, отнесенную к свежей, еще не
сгоревшей смеси, и обязанную своим
происхождением процессу передачи
теплоты молекулярной теплопровод-
теплопроводностью.
Под скоростью равномерного дви-
движения пламени и понимают линей-
линейную скорость поступательного движе-
движения фронта в целом. Таким образом,
скорость равномерного движения пла-
пламени определяется величиной UH и
формой пламени. Следовательно, зна-
значение и не является физико-химичес-
физико-химической константой горючей смеси, значе-
значение и„ будет равно и только в том
случае, если направление движения
пламени будет все время совпадать
с направлением нормали к каждому
элементу поверхности пламени; в ос-
остальных случаях оно всегда будет
меньше и. Нормальная скорость рас-
распространения пламени невелика. Нап-
Например, для наиболее быстро горящей
водородовоздушной смеси она дос-
достигает 2,67 м/с.
Вернемся к рассмотрению движе-
движения фронта пламени в трубке. Рав-
Равномерное движение пламени имеет
место примерно на 1/4 длины труб-
трубки, а затем возникает вибрацион-
вибрационное движение, или броски пламени.
Средняя скорость поступательного дви-
движения пламени возрастает. При очень
сильных бросках пламя или гаснет,
или возникает детонационное горение.
Детонация обусловливается поджига-
поджиганием горючей смеси при ее адиабат-
адиабатном сжатии в ударной волне. Дето-
Детонационное горение распространяется с
очень большой скоростью (несколько
километров в 1 с) и сопровождает-
сопровождается значительными перепадами давле-
давления. Для детонации характерно разру-
разрушающее действие.
Экспериментальное изучение про-
процесса распространения пламени в тру-
трубах положено в основу одного из ме-
методов определения нормальной скорос-
скорости распространения пламени. По этому
методу измеряют скорость движения
фронта пламени и, которая сама по
себе представляет большой практи-
практический интерес, а также поверхность
фронта пламени. По этим данным рас-
рассчитывают величину wH. При определе-
определении значения и, этим методом исполь-
используют прибор, показанный на рис. 15.1.
Трубку / из тугоплавкого стекла за-
заполняют газовоздушной смесью, а
баллон 3— инертным газом. Объем
баллона в 80... 100 раз превышает
объем трубки и служит для под-
поддержания постоянного давления в
процессе горения смеси. При опреде-
определении величины и кран 4 открывают,
а смесь поджигают запалом 2. Фронт
пламени перемещается в сторону запа-
запаянного конца трубки и его фотогра-
фотографируют с помощью киноаппарата.
Зная промежутки между кадрами,
можно рассчитать скорость движения
фронта пламени.
Полученная скорость и зависит от
286
диаметра трубки. Это объясняется
тем, что стенка поглощает теплоту и
отводит ее в окружающую среду, что
затрудняет процесс распространения
пламени. Естественно, что теплоотвод
в стенку зависит не тольксгот диамет-
диаметра трубки, но и от материала, из
которого она изготовлена.
В технических расчетах часто ис-
используют скорости распространения
пламени, полученные этим методом.
В этом случае следует знать, при
каких диаметрах были произведены
опыты. Естественно, что с уменьше-
уменьшением диаметра трубки охлаждающее
действие ее стенок увеличивается,
что приводит к понижению величины
скорости распространения пламени.
При малых диаметрах трубок теплоот-
теплоотвод настолько увеличивается, что
пламя вообще не может распростра-
распространяться. Такой диаметр называют кри-
критическим. Например, для стехиометри-
ческого состава водородовоздушной
смеси критический диаметр равен
0,9 мм, а для смеси метана с
воздухом — примерно 3,5 мм.
В реальных условиях при распрос-
распространении пламени в трубках всегда
возникает турбулизация потока, по-
поэтому фронт пламени искривляется,
его поверхность увеличивается и ока-
оказывается больше поперечного сечения
трубки. Это и является основной при-
причиной ускорения горения, поэтому наб-
наблюдаемая скорость движения пламени
всегда больше нормальной скорости.
Если поперечное сечение трубки обоз-
обозначить через f, а поверхность фрон-
фронта — через F, то можно написать сле-
следующее соотношение:
uf=UHF; U=Un(FfI).
Например, при горении метана в
трубке диаметром 5 см скорость дви-
движения пламени за счет искривления
фронта может увеличиться в 3...6 раз.
Процесс распространения пламени ис-
искажается тем сильнее, чем больше
диаметр трубки. На рис. 15.2 показан
характер изменения кривой скорости
равномерного движения пламени в за-
зависимости от диаметра трубки d. Если
бы фронт пламени не искривлялся за
Рис. 15.1. Прибор для
определения скорости
распространения пла-
пламени в трубах
/— трубка из тугоплав-
тугоплавкого стекла; 2— запал;
3— баллон, заполнен-
заполненный инертным газом;
4— кран
Рис. 15.2. Зависимость
скорости равномерного
движения пламени от
диаметра трубы
счет конвективных токов, то с увеличе-
увеличением диаметра трубки влияние сте-
стенок сказывалось бы все меньше
и кривая асимптотически прибли-
приближалась бы к прямой нормальной ско-
скорости распространения пламени (пунк-
(пунктирная кривая), но вследствие ис-
искривления фронта скорость равномер-
равномерного движения пламени непрерывно
возрастает. На рис. 15.3 показана
зависимость скорости равномерного
движения пламени, измеренной в труб-
трубке диаметром 2,5 см для газовоз-
газовоздушных смесей различных концентра-
концентраций. Значения максимальных скорос-
скоростей равномерного движения пламени
в трубке диаметром 2,5 см приведе-
приведены в табл. 15.1.
Нормальное распространение пла-
пламени имеет место или в неподвижной
287
& ?
h
/
/ 7
Г
/
j\5/
л/
б/ W7A/
\
2 \\
1
J
J-
W
\\
\
\
S
\
S
ч
О W 20 30 40 50 60 70 80
Содержание горючего в смеси, %
Рис. 15.3. Зависимость
скорости распростране-
распространения пламени в трубе
от состава газовоздуш-
газовоздушной смеси
/— водород, 2— водя
ной газ, 3— оксид уг
лерода, 4— этилен, 5—
коксовый газ, 6— этан
7— метан, 8— генера
торный газ паровоз
душного дутья
газовоздушнои смеси, или в ламинар-
ламинарном потоке смеси.
Рассмотрим второй случай Предста-
Представим себе остановленный фронт пламе-
пламени, т. е предположим, что поток газо-
газовоздушной смеси движется ламинарно
в направлении оси х, а навстречу
ему движется фронт пламени. Ско-
Скорость движения газовоздушного пото-
потока равна нормальной скорости распрос-
распространения пламени Un С принципиаль-
принципиальной точки зрения безразлично рас-
рассматривать движущийся поток и не-
неподвижный фронт пламени или непод-
неподвижный поток и движущийся фронт
пламени. На рис. 15.4 показан такой
поток и даны кривые температур,
концентрации и тепловыделения в ре-
реакционной зоне. Эта упрощенная схе-
схема дает возможность сделать ряд
очень важных качественных выводов
В отдалении от фронта пламени на-
набегающий поток имеет температуру,
равную Го (температура холодной
смеси). По мере приближения к фрон-
фронту пламени смесь подогревается. Кон-
Концентрация горючего в зоне подогрева
изменяется мало ввиду малой скорос-
скорости реакции. Скорость реакции делает-
делается заметной при температуре воспла-
воспламенения, которая для случая нормаль-
нормального распространения пламени оказы-
оказывается больше обычной температуры
самовоспламенения. Температура вос-
воспламенения и здесь определяется теми
критическими условиями, при которых
смесь способна к самовоспламенению
без подвода теплоты от горячих про-
продуктов реакции. Зона подогрева (см
рис. 15.4) самостоятельно существо-
существовать не может, так как тепловыделе-
тепловыделения в ней вследствие реакций весьма
незначительны. Нагрев набегающего
потока свежей смеси осуществляет
тепловой поток, выходящий из зоны
реакции По мере приближения темпе-
Таблица 15 1 Значение максимальных скоростей равномерного движения пламени
в газовоздушной смеси
Газ
Водород
Оксид угле
рода
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Содержание га^а
в смеси соответ
ствующее макси
мальной ско
рости %
38,5
45
9,8
6,5
4,6
3,6
Максимальная
скорость движе
ния пламени м/с
4,85
1,25
0,67
0,85
0,82
0,82
Газ
Этилен
Коксовый газ
Газ высокотемпе-
высокотемпературной перегон-
перегонки сланцев
Генераторный газ
из кокса
Водяной газ
Содержание газа
в смеси соответ
ствующее макси
мальной ско
рости %
7,1
17
18,5
48
43
Максимальная
скорость дви
жения пламени
м/с
1,42
1,7
1,3
0,73
„3,1
288
ратуры смеси к температуре воспла-
воспламенения смесь начинает нагреваться
также за счет теплоты, выделяемой в
процессе реакций. Но в начале
теплоты недостаточно, и только в сече-
сечении, соответствующем точке перегиба
кривой температур, смесь полностью
подогревается за счет теплоты реак-
реакций. Действительно, в точке перегиба
кривой температур имеет место ра-
равенство:
а это говорит о том, что тепловой
поток
. dT
<?=—? -г—
dx
вблизи точки Тв не изменяется (ско-
(сколько теплоты подходит справа, столько
же и отходит слева от плоскости,
соответствующей точке Тв). В зонах,
расположенных правее точки перегиба
и имеющих более высокую температу-
температуру, тепловыделение превосходит то
количество теплоты, которое необхо-
необходимо для нагрева смеси, поэтому,
начиная с точки Гв, смесь способна
самостоятельно воспламеняться без
поступления теплоты от продуктов ре-
реакции. Таким образом, точка переги-
перегиба кривой температур соответствует
температуре воспламенения.
Теплота реакций, протекающих
вблизи этой точки, полностью расхо-
расходуется на нагрев потока, а тепловой
поток, распространяющийся тепло-
теплопроводностью и движущийся справа,
проходит, не изменяясь, через точку
Тв и идет на подогрев предпламенных
зон. Таким образом, в точке Тв су-
существует равенство между поступле-
поступлением (вследствие реакций) и отводом
теплоты на нагрев набегающего пото-
потока. Это положение отвечает понятию
температуры самовоспламенения. Сле-
Следовательно, температуру Тв, соответ-
соответствующую точке перегиба кривой
T = f (х), можно рассматривать как
температуру нормального воспламе-
воспламенения во фронте пламени. Эта тем-
температура выше обычной температуры
воспламенения потому, что в услови-
Рис. 15.4. Схематичес-
Схематическое распределение тем-
температур T, концентра-
ций горючего С и ин-
интенсивности тепловыде-
тепловыделения qW в пламени
ях нормального распространения пла-
пламени индукционный период значитель-
значительно меньше индукционного периода,
наблюдаемого при определении тем-
температуры самовоспламенения. Дейст-
Действительно, в рассматриваемом случае
индукционный период соответствует
времени подогрева смеси, а ввиду ма-
малого размера зоны подогрева (де-
(десятые или сотые доли миллиметра)
время прохождения через нее смеси
очень мало, поэтому для ее воспла-
воспламенения требуется большая темпера-
температура.
Кривая интенсивности тепловыде-
тепловыделения qW показана на нижнем графи-
графике рис. 15.4. Здесь интенсивность
тепловыделения определена как про-
произведение теплоты реакции q на ее
скорость W. Максимум тепловыделе-
тепловыделения соответствует не температуре вос-
воспламенения Тв, а более высокой тем-
температуре, близкой к температуре горе-
горения Тг. Это говорит о том, что
основная масса газа выгорает в весь-
весьма узкой зоне, которая имеет темпе-
температуру, мало отличающуюся от тем-
10 Зак 1052
289
пературы горения. Так, для быстро
горящей смеси водорода с кислоро-
кислородом ширина зоны горения равна
0,003 мм, а для медленно горящей
смеси метана с воздухом —0,6 мм. В
этой узкой зоне происходит и основ-
основное изменение концентрации С горю-
горючего. Процесс горения завершается
там, где полностью израсходовано
горючее, т. е. его концентрация ста-
становится равной нулю (C = O), а темпе-
температура достигает максимального
значения и делается равной темпера-
температуре горения. Таким образом, во фрон-
фронте неподвижного пламени происходит
стабилизация процесса.
Теплота, выделяющаяся в процессе
горения, вследствие теплопроводности
распространяется навстречу потоку и
расходуется на его нагрев. Тепловой
поток, распространяющийся тепло-
теплопроводностью, равен:
, Tr-T0
Лфиз '
В этой формуле с известным приб-
приближением градиент температур при-
принят равным г^~ ° (где Лфиз — фи-
физическая толщина пламени).
Теплота, воспринимаемая набега-
набегающим потоком,
так как скорость потока равна нор-
нормальной скорости распространения
пламени
Wn = Un.
Из сравнения этих уравнений полу-
получаем:
1физ
U =
физ
где а — среднее значение коэффициента темпе-
температуропроводности.
В первом приближении можно при-
принять
«!физ^ ??????
где /???? — химическая толщина пламени (т е
зоны, где протекают реакции горения).
290
Если время сгорания обозначить
Тхим, то химическая толщина пламени
будет равна:
отсюда
и
Полученная формула показывает,
что нормальная скорость распростра-
распространения пламени пропорциональна кор-
корню квадратному из коэффициента
температуропроводности и обратно
пропорциональна величине ??7?? ·
Время сгорания можно приблизитель-
приблизительно выразить величиной, обратно про-
пропорциональной константе скорости
реакций
1
Учитывая, что основная масса газа
выгорает при температуре, близкой к
Тг, нормальную скорость распростра-
распространения пламени следует отнести к вели-
величине температуры Тг. В этом предполо-
предположении приближенная зависимость для
определения UH примет следующий
вид:
akne
E
~RT~T
Из формулы видно, что нормальная
скорость распространения пламени
резко возрастает с повышением темпе-
температуры горения газа. Следует отме-
отметить, что возрастание значения ?/н с
увеличением начальной температуры
газовоздушной смеси будет значитель-
значительно менее интенсивно, чем экспонен-
экспоненциальная зависимость, так как повы-
повышение температуры предварительного
подогрева смеси приводит к значитель-
значительно меньшему увеличению температуры
горения.
Рассмотренный процесс нормаль-
нормального распределения пламени пред-
представлен как чисто теплопроводный. В
действительности на скорость распро-
распространения пламени кроме теплообмена
оказывают влияние диффузионные>яв-
ления. Они приводят к тому, что одно-
временно с процессом подогрева смеси
происходит диффузионное перемеши-
перемешивание продуктов горения и свежего
газа. В результате этого горит смесь,
сильно разбавленная продуктами го-
горения. На реакции горения также ока-
оказывают влияние активные центры, ко-
которые диффундируют в предпламен-
ные зоны. Существующие решения
в области процесса распространения
пламени еще не обладают достаточной
точностью, поэтому в инженерной
практике пользуются эксперименталь-
экспериментальными значениями нормальных скоро-
скоростей распространения пламени.
15.2. Распространение
пламени
в ламинарном потоке
Для осуществления стабильного
процесса горения в потоке необходимо
создать такие условия, чтобы фронт
цламени был оставлен в пространстве.
Выполнение этого условия обеспечи-
обеспечивает газогорелочное устройство. Воз-
Возникший фронт пламени, распространя-
распространяющийся навстречу потоку газовоздуш-
газовоздушной смеси, стабилизируется в той об-
области, где скорость потока равна ско-
скорости фронта пламени. Если поток
газовоздушной смеси двигался бы в
трубе с равномерным полем скоростей
и его скорость была бы равна ско-
скорости распространения пламени, то
возникший поперечный фронт пламени
был бы остановлен в пространстве.
Фронт пламени расположился бы
перпендикулярно оси потока, а ско-
скорость его полностью уравновесила бы
скорость пламени. В результате уста-
установился бы стационарный процесс го-
реиия. Следовательно, условием ста-
стабилизации горения является прямая
компенсация скорости пламени ско-
скоростью потока, т. е. №???=?/?.
Вместе с тем, если бы даже удалось
осуществить прямую компенсацию
плоского фронта пламени, то такая
горелка могла бы работать только на
одном режиме, соответствующем ста-
стабильности фронта пламени. При уве-
увеличении скорости потока она превос-
превосходила бы скорость распространения
пламени (№пот>?/н) и пламя отрыва-
отрывалось бы от горелки. В противополож-
противоположном случае, когда UH>Wn0T, пламя
проскакивало бы внутрь горелки. В
обоих случаях терялась бы устойчи-
устойчивость процесса горения. В действи-
действительности поток смеси имеет неравно-
неравномерное поле скоростей. В центральной
части потока скорость максимальная,
а у стенки равна нулю. Вследствие
этого возникает косой фронт пламе-
пламени (величина UH компенсирует только
нормальную составляющую скорости
потока, а другая составляющая, на-
направленная вдоль фронта, остается не-
некомпенсированной, рис. 15.5). Состав-
Составляющая Wt будет сносить фронт пла-
пламени по поверхности конуса вверх, к
его вершине.
Таким образом, косое пламя может
устойчиво существовать только при
непрерывном поджигании газовоз-
газовоздушной смеси с периферии. Если под-
поджигание прекратить, то пламя пере-
переместится к вершине и погаснет. От-
Отсюда следует, что условием, обеспечи-
обеспечивающим устойчивость пламени, яв-
является полная и прямая компенсация
скорости потока встречной скоростью
пламени. Компенсация только нор-
нормальной составляющей скорости пото-
потока, которая наблюдается при косом
пламени, не обеспечивает устойчивого
горения. Исходя из этого газовая
горелка должна иметь такие конструк-
конструктивные элементы, в которых создаются
благоприятные условия для возможно-
возможности прямой компенсации скорости по-
потока скоростью пламени. Эти благо-
благоприятные условия должны существо-
существовать во всем диапазоне нагрузок
от минимальной до максимально до-
допустимой.
При косом пламени оказывается
возможным регулировать производи-
производительность горелки, так как при измене-
изменении нагрузки будет изменяться не
только скорость потока, но и угол ?
между скоростью потока и нормалью к
пламени, при этом нормальная состав-
составляющая потока будет равна UH и при
стабилизации корневой части приоб-
приобретает стабильность весь фронт пла-
пламени.
10*
291
Рис. 15.5. Схема пла-
пламени на горелке Бунзе-
на
а — пламя на горелке
б — упрощенная форма
внутреннего корпуса,
в — поля скоростей по
тока при выходе из го
релки, г — стабилиза
ция ламинарного пла
мени на горелке, / —
внутренний конус, 2—
наружный конус, 3—
косой фронт пламени,
4— поперечный фронт
пламени, поджигающий
пояс, 5— стенка горел
ки
На закономерности распростране-
распространения пламени на горелке Бунзена
(см. рис 15.5, а) основан другой ме-
метод экспериментального определения
нормальной скорости распространения
пламени Un (метод Гюи—Михельсо-
на). Из устья горелки выходит газо-
газовоздушная смесь с избытком горючего,
ибо газ смешан только с 50...60% воз-
воздуха от теоретически необходимого.
Газовоздушный поток движется лами-
нарно, и поле скоростей имеет парабо-
параболический характер. По мере удаления
от устья горелки профиль скоростей
деформируется, а скорости по величи-
величине уменьшаются. Пламя состоит из
внутреннего / и внешнего (наружного)
2 конусов. Внутренний конус пред-
представляет собой поверхность останов-
остановленного фронта пламени, где выгорает
часть горючего, обеспеченная первич-
первичным воздухом. Остановленный фронт
пламени означает, что в каждой точке
поверхности внутреннего конуса имеет
место равенство между нормальной
скоростью распространения пламени
(она направлена внутрь конуса) и нор-
нормальной составляющей скорости пото-
потока газовоздушной смеси. Математи-
Математически это выражается следующим
уравнением:
где Wn — скорость потока смеси, ? — угол меж
ду скоростью потока и нормалью к фронту
пламени
Это соотношение носит название
закона косинуса (закон Михельсона)
и отражает основное условие стабили-
стабилизации фронта пламени на горелке.
Внутренний конус пламени ярко очер-
очерчен и имеет зеленовато-голубой цвет.
Внешний конус представляет собой
292
поверхность, где в результате диффу-
диффузии окружающего воздуха выгорает
оставшаяся часть газа. Наружный
конус не имеет четкого контура, его
границы размыты. Если считать внут-
внутренний конус геометрически правиль-
правильным, можно получить простое соотно-
соотношение, связывающее высоту конуса с
основными характеристиками процес-
процесса горения. Такая зависимость позво-
позволяет провести качественный анализ
влияния отдельных параметров на вы-
высоту пламени. Из рис. 15.5, б имеем:
R
где h — высота внутреннего пламени; R —
внутренний радиус горелки.
Подставляя это выражение в пре-
предыдущую формулу, получаем:
и =w
R
Расход газовоздушной смеси можно
определить следующим образом:
<2см=<2газA+Ct'Ко),
где Qra3 — расход газа; а' — коэффициент пер-
первичного воздуха; Ко — теоретическое количество
воздуха, необходимого для горения.
В этом случае формула для вели-
величины UH примет вид
Следовательно, для эксперимен-
экспериментального определения нормальной ско-
скорости распространения пламени до-
достаточно измерить расход газа, внут-
внутренний радиус горелки, высоту внут-
внутреннего конуса и коэффициент пер-
первичного воздуха. В действительности
внутренний конус пламени не является
геометрически правильным конусом. У
основания фронт пламени расходится
шире отверстия горелки, а у вершины
он имеет плавное закругление.
Нормальная скорость распростра-
распространения пламени неодинакова во всех
точках внутреннего конуса. У вершины
она имеет максимальное значение, а у
основания — минимальное. Увеличе-
Увеличение значения Un к вершине внут-
внутреннего конуса объясняется тем, что
газовоздушная смесь, движущаяся в
центральной узкой части, получает
повышенный предварительный разо-
разогрев. Кроме того, в нее диффунди-
диффундирует большое количество активных
центров из зоны реакций и располо-
расположенных ниже предпламенных зон.
У основания внутренний конус имеет
диаметр, превышающий диаметр го-
горелки. Это объясняется тем, что в тру-
трубе горелки давление газовоздушной
смеси несколько больше атмосферно-
атмосферного, поэтому при выходе поток расши-
расширяется (рис. 15.5, в). По мере приб-
приближения к основанию конуса нормаль-
нормальная скорость распространения пла-
пламени уменьшается вследствие усилен-
усиленного теплоотвода в стенки горелки и
подмешивания воздуха из окружаю-
окружающей атмосферы. Расстояние между
основанием конуса и горелки пример-
примерно равно физической толщине пла-
пламени.
В предположении, что внутрен-
внутренний конус пламени является геомет-
геометрически правильным конусом (Un—
величина постоянная, а выходное поле
скоростей равномерное), была получе-
получена простая формула для определения
нормальной скорости распространения
пламени. В большинстве случаев эти
допущения являются вполне приемле-
приемлемыми, а точность определения величи-
величины Un достаточной. Однако при этом
будет определена средняя скорость
распространения пламени, равная
ин в какой-то средней точке образую-
образующей конуса. Основными факторами,
определяющими величину нормальной
скорости распространения пламени,
являются состав смеси, давление и
температура.
Кривые нормальных скоростей рас-
распространения пламени для некоторых
газовоздушных смесей, полученные на
горелках, показаны на рис. 15.6. Они
имеют колоколообразный вид. По мере
приближения концентрации горючего
в смеси к границам воспламенения
нормальные скорости уменьшаются
и на границах имеют определенные
значения. Таким образом, имеют место
293
lfH, см/с
70
60
50
I
\
/
-7 Д
I
\
у
л
W Л
\
\
'/
<
\
40
30
20
10
О 2 I4 6 В 70 '12
Содержание в воздухе, %
Рис. 15.6. Зависимость
нормальной скорости
распространения пла-
пламени от состава газо-
газовоздушной смеси
1 — гексан 2— цикло
гексан, 3— бензол, 4—
этилен, 5 — сероугле
род, 6— пропилен, 7—
пентан, 8— этиловый
эфир, 9— метан, 10—
ацетон
граничные скорости распростране-
распространения пламени, мало зависящие от
свойств смеси, и для всех смесей близ-
близкие к величине 0,05 м/с.
Часто при рассмотрении процесса
распространения пламени целесооб-
целесообразно использовать понятие массовой
скорости, которая определяется вы-
выражением ?/нр. Массовая скорость
представляет собой количество веще-
вещества, воспламеняемого на единице по-
поверхности пламени в единицу времени.
Массовая скорость включает плот-
плотность горючей смеси и учитывает ее
состояние (давление и температуру)
до воспламенения. Нормальная ско-
скорость распространения пламени яв-
является объемным понятием, что сле-
следует учитывать в расчетах.
Одной из характерных особен-
особенностей кривых нормальных скоростей
является то обстоятельство, что
максимум скоростей газовоздушных
смесей никогда не соответствует
стехиометрическому составу. Он всег-
всегда смещен в сторону обогащенных
смесей, т. е. содержащих избыточное
количество горючего газа. Это объяс-
объясняется тем, что помимо теплового эф-
эффекта на скорости распространения
пламени сказывается кинетика горе-
горения, а оптимальные условия выхода
продуктов горения, вытекающие из
кинетических уравнений, не соответ-
соответствуют стехиометрическому составу
смеси. В табл. 15.2 приведены стехио-
метрические составы и нормальные
скорости, соответствующие этим со-
составам; составы, соответствующие
максимальным значениям нормальных
скоростей, и максимальные скорости
распространения пламени в газовоз-
газовоздушных смесях.
Предварительный подогрев газо-
газовоздушной смеси приводит к увеличе-
увеличению нормальной скорости распрост-
распространения пламени. Эту зависимость от-
отражает следующее эмпирическое
уравнение (по Пассауэру):
Таблица 15 2 Нормальные скорости распространения пламени в газовоздушных смесях
1 dd
Водород
Оксид углерода
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Этилен
Ацетилен
Химическая
формула
H2
со
CH4
C2H6
СзНв
С4Н10
C^H4
С2Н2
Стехиометрическая смесь
содержание газа
в смеси с воз
духом %
29,5
29,5
9,5
—
—
—
6,5
7,7
нормальная ско
рость, м/с
1,6
0,3
0,28
_
0,5
1
Смесь с максимальной скоростью рас
пространения пламени
содержание газа в
смеси с возду
XOM, %
42
43
10,5
6,3
4,3
3,3
7
10
нормальная
скорость,
м/с
2,67
0,42
0,37
0,4
0,38
0,37
0,63
1,35
294
а для массовой скорости:
UHp=bT0,
где а и Ь — постоянные величины.
Полученная интенсивность роста
скорости пламени от температуры ока-
оказывается меньше интенсивности, опре-
определяемой экспоненциальным законом.
Отсюда следует, что протекание реак-
реакции в пламени не определяется темпе-
температурой предварительного подогрева
смеси, а зависит от условий в зоне
воспламенения, которые определяются
явлениями теплопроводности и диф-
диффузии. По данным Я. Б. Зельдовича,
температура, определяющая процесс
распространения пламени, близка к
температуре пламени. Анализ экспери-
экспериментальных результатов по поводу
влияния подогрева смеси подтверж-
подтверждает это положение. Сопоставление
скоростей распространения пламени
с температурой горения дает однотип-
однотипные кривые, весьма возрастающие с
температурой, а закон температурного
изменения скоростей пламени может
быть выражен кривой согласно зако-
закону Аррениуса.
Рассмотрим стабилизацию пламе-
пламени на горелке Бунзена. Скорость пото-
потока газовоздушной смеси по направ-
направлению к стенкам горелки значительно
уменьшается и вблизи стенок поток
сильно заторможен. Здесь создается
область медленного течения. Скорость
распространения пламени вблизи сте-
стенок вследствие их охлаждающего дей-
действия также значительно меньше
средней величины. В этой области у ос-
основания конуса бунзеновского пламе-
пламени создаются благоприятные условия
для возможности прямой компенсации
скорости потока скоростью пламени
(см. рис. 15.5, г), т. е.:
Вследствие этого фронт пламени
в нижней части конуса разворачи-
разворачивается в горизонтальную плоскость,
образуя кольцевую зону попереч-
поперечного фронта пламени. Эта зона явля-
является зоной устойчивого горения и мо-
может существовать самостоятельно.
Она выполняет роль непрерывно дей-
действующего зажигающего пояса. На
остальных участках конуса, где пла-
пламя косое, скорость распространения
пламени компенсирует только нор-
нормальную составляющую скорости по-
потока
UH=WH=Wncosq>.
Другая же составляющая скорости
потока
будет сносить точку воспламенения
вдоль фронта воспламенения к вер-
вершине.
Закон косинуса, являясь результа-
результатом сложения двух движений, опре-
определяет форму и размеры пламени, а
устойчивость пламени определяется
процессом стабилизации корневой
части конусообразной зоны горения.
Рассмотренное положение хорошо
подтверждается на опыте. Например,
стабильность работы горелки легко на-
рушается небольшим пото-
потоком воздуха, направленным на ниж-
нижнюю часть конуса, и, наоборот, пламя
сохраняет устойчивость при сущест-
существенном увеличении скорости средней
части струи, если не нарушены условия
течения на периферии.
В периферийный зажигающий пояс
из основного потока диффундирует го-
горючий газ, а из атмосферы — воздух.
Чем богаче состав смеси в струе, тем
устойчивее факел, так как в этом
случае создается более мощная коль-
кольцевая зона горючей смеси. Этим
объясняется большая устойчивость
диффузионного пламени, когда горе-
горение происходит за счет окружаю-
окружающего воздуха, а из горелки поступает
чистый газ. Эффективность зажигаю-
зажигающего пояса, обеспечивающего стаби-
стабилизацию корневой части конуса, ока-"
зывается достаточной при определен-
определенных режимах работы горелки. С уве-
увеличением производительности горелки
и ростом скорости потока размеры
зажигающего пояса уменьшаются и
при определенной скорости он уже
не может обеспечить непрерывного
зажигания, в результате чего произой-
произойдет отрыв пламени от устья горелки.
Такой отрыв обычно наблюдается
295
м/с
Богатая смесь ч
I
I
ч
2
>—
Бедная смесь
Ж
1
20 40 60 80 WO 120 IW 160
Содержание в воздухе в % от теоретического
количества
Рис. 15.7. Предельные
скорости, соответст-
соответствующие отрыву и прос-
проскоку пламени для сме-
смесей природного газа с
воздухом
/— область свечения
пламени, //— об-
область отрыва пла-
пламени, ///— область
проскока пламени
внутрь горелки, 1 —
диаметр огневого
отверстия 1/2", 2—то
же, 1", 3—то же,
11/4"
W
Рис. 15.8. Эпюры ско-
скоростей при отрыве и
проскоке пламени
а — пламя выносится
на край горелки, б —
проскок пламени
еще до того, как горение становится
турбулентным.
Если снижать производительность
горелки, то скорость потока будет
уменьшаться и окажется меньше ско-
скорости распространения пламени. В
этот момент пламя проникает внутрь
горелки, т. е. происходит проскок пла-
пламени. Ввиду тормозящего действия
стенок скорость потока у стенок рав-
равна нулю, поэтому, казалось бы, вблизи
них пламя всегда должно проникать
внутрь горелки. Однако вследствие
охлаждающего действия стенок ско-
скорость распространения пламени по
мере приближения к ним значитель-
значительно уменьшается и превращается в
нуль. Расстояние, в пределах кото-
которого существенно уменьшается ско-
скорость распространения пламени, при-
примерно соответствует толщине зоны за-
заметного подогрева смеси. Поэтому ес-
если на границе этой зоны скорость
Un окажется равной или больше ло-
локального значения скорости потока,
произойдет проскок пламени Таким
образом, если отрыву пламени препят-
препятствует зажигающий пояс, расположен-
расположенный у корневой части факела вне
горелки, то проскоку пламени препят-
препятствует кольцевая зона охлаждения
стенками у края горелки Следователь-
Следовательно, отрыв пламени определяется по-
положением на выходе струи из горелки,
в то время как проскок определяется
состоянием газа внутри горелки.
Экспериментальные значения пре-
предельных скоростей, соответствующих
отрыву и проскоку пламени при сжи-
сжигании природного газа, показаны на
рис. 15.7, откуда следует, что с умень-
уменьшением коэффициента первичного
воздуха предельная скорость, соответ-
соответствующая отрыву пламени, увеличи-
увеличивается. Это объясняется тем, что при
работе горелки на обогащенных сме-
смесях в зажигающий пояс диффундирует
больше горючего и в смеси со вторич-
вторичным воздухом, который диффундирует
из атмосферы, образуется достаточно
мощный очаг. С обеднением смеси ко-
количество горючего, диффундирующего
в зажигающий пояс, уменьшается,
а вторичный воздух настолько разбав-
разбавляет смесь у корневой части факела,
что мощность зоны зажигания в зна-
значительной мере падает, снижая и пре-
предельную скорость отрыва пламени.
Чем больше диаметр выходного отвер-
отверстия горелки, тем мощнее поток и тем
выше предел отрыва пламени.
Кривые проскока пламени по ха-
характеру подобны кривым нормальных
скоростей распространения пламени,
что находится в полном соответствии
с высказанными ранее соображения-
соображениями. Действительно, чем больше вели-
величина U», тем при прочих равных
условиях больше вероятность проско-
296
ка и тем, следовательно, больше долж-
должна быть скорость потока, предот-
предотвращая проскок пламени. С увеличе-
увеличением диаметра выходного отверстия
горелки охлаждающий эффект сте-
стенок уменьшается, возможность
проскока пламени увеличивается и
предельная скорость потока возра-
возрастает.
Границы светящегося пламени по-
показаны на рис. 15.7. При малых
коэффициентах первичного воздуха
происходит разложение углеводоро-
углеводородов с образованием сажи, что приво-
приводит к свечению пламени и химической
неполноте горения. Поэтому работа
горелок с малыми коэффициентами
первичного воздуха нежелательна.
Положение кривых проскока и
кривых отрыва пламени зависит от
свойств газа. Чем большую скорость
распространения пламени имеет газ,
тем соответственно выше распола-
располагаются предельные кривые. Поэтому
искусственные газы, содержащие
большой процент водорода, склонны
к проскоку пламени, а природные
газы, характеризующиеся меньшим
значением Un, склонны к отрыву
пламени. С известным упрощением
явления отрыва и проскока пламени
можно иллюстрировать следующим
образом (рис. 15.8). При соотношении
скоростей потока W и скоростей пла-
пламени ин, соответствующих случаю а,
проскок пламени исключен, и пламя
выносится на край горелки. Случай
б соответствует проскоку пламени;
пунктиром на рисунке показана шири-
ширина зоны подогрева газовоздушной
смеси.
15.3. Распространение
пламени
в турбулентном потоке
В промышленных газогорелочных
и топочных устройствах осуществляют
сжигание газа в турбулентном пото-
потоке, в результате чего существенно ин-
интенсифицируются тепловые процессы,
протекающие при его горении. Зна-
Значительно возрастает и скорость рас-
распространения пламени. Распростране-
Распространение пламени в турбулентном потоке
можно наблюдать при выходе гото-
готовой смеси из горелки, когда скорость
потока соответствует турбулентному
движению. В этом случае возникший
фронт пламени имеет размытые конту-
контуры и значительную толщину. Пламя
неустойчивое, легко отрывается от
горелки, и для его поддержания не-
необходимо организовать непрерывное
зажигание струи с периферии.
Процесс распространения пламени
определяется турбулентными характе-
характеристиками потока, турбулентной теп-
теплопроводностью, турбулентной диффу-
диффузией и процессом химического пре-
превращения в зоне горения. Этими же
характеристиками определяется и
турбулентная скорость распростра-
распространения пламени U7. Так как турбулент-
турбулентные характеристики потока зависят от
его скорости, следовательно, турбу-
турбулентная скорость распространения
пламени также будет зависеть от ско-
скорости потока. В этом состоит одно
из существенных отличий процесса
турбулентного распространения пла-
пламени от нормального распространения
в ламинарном потоке.
Экспериментальное определение
турбулентных скоростей распростра-
распространения пламени показывает, что с
ростом турбулизации потока (ско-
(скорости и числа Re) растет и отношение
скорости турбулентного распрост-
распространения пламени UT к скорости
нормального распространения пламе-
пламени в ламинарном потоке Un. Зависи-
Зависимость
UT/UH=f(Re),
полученная экспериментально, пока-
показана на рис. 15.9. На основании
обработки экспериментальных значе-
значений скоростей распространения тур-
турбулентного пламени (ацетилен-, эти-
этилен- и пропан-воздушных смесей)
исследователями была получена эмпи-
эмпирическая формула
где и„ — приведено в см/с, ad — в см
Зависимость значения U7 от кон-
концентрации горючего имеет такой же
297
и
о
с
л
2
/
0,8
Л амин
те
э—о-
арнос
чение
I
J*
> Турбулентное течение
Рис. 15.9. Изменение
скорости распростране-
распространения пламени в зависи-
зависимости от режима дви-
движения газовоздушной
смеси — числа Рей-
нольдса
и
% горючего в газовоздушной смеси
Рис. 15.10. Зависимость
турбулентной скорости
распространения пла-
пламени t/? от концент-
концентрации горючего и ско-
скорости движения пото-
потока W
характер, как и для случая нормаль-
нормального распространения пламени
(рис. 15.10). Однако чем больше ско-
скорость, тем выше располагаются кри-
кривые и соответственно увеличиваются
граничные скорости. Очевидно, что
при очень больших скоростях разница
между максимальной и граничными
скоростями распространения пламени
будет незначительной, поэтому тур-
турбулентная скорость распространения
298
пламени будет весьма мало зависеть
от химических свойств смеси.
При турбулентном течении про-
процесс обмена или смешения осущест-
осуществляется в результате перемещения
молярных масс газа, т. е. в резуль-
результате турбулентной диффузии. Теория
турбулентности дает следующую мо-
модель потока. Установившийся по-
поток движется со средней скоростью
W, а движение отдельных частиц, кро-
кроме того, характеризуется пульсацион-
ными составляющими скоростями W.
Таким образом, проводится аналогия
неупорядоченного движения отдель-
отдельных турбулентных объемов (молей
газа), которые кроме средней ско-
скорости потока обладают быстро меняю-
меняющимися дополнительными скоростями
W с неупорядоченным движением
молекул. При поперечном перемеще-
перемещении частица должна пройти опреде-
определенный путь, чтобы успеть приобрести
скорость, соответствующую той точке,
в которую она попадет, т. е. чтобы
потерять свою индивидуальность. Эту
величину называют длиной пути сме-
смешивания или масштабом турбулен-
турбулентности и обозначают через /. Третья
величина, которой характеризуют
процесс турбулентного смешения, на-
называется коэффициентом турбулент-
турбулентного обмена Лт и определяется в м2/с
из выражения
Коэффициент турбулентного обме-
обмена является аналогом коэффициента
молекулярной диффузии
?)__ ' ^Q
где ? — средняя длина свободного пробега
молекул; С — средняя скорость движения
этих молекул
В настоящее время механизм тур-
турбулентного распространения пламени
полностью еще не решен. Наиболее
распространенной и экспериментально
подтвержденной является модель по-
поверхностного горения, по котррой во
всех случаях фронт пламени сохра-
сохраняется. Основные теоретические пред-
представления по распространению турбу-
турбулентного пламени были разработаны
Дамкелером и в дальнейшем развиты
Щелкиным. Исходя из сравнения
масштаба турбулентности / с толщи-
толщиной ламинарного пламени hn разли-
различают следующие два типа турбулент-
турбулентного пламени (рис. 15.11). Если мас-
масштаб турбулентности меньше толщины
фронта ламинарного пламени (l<Chn),
тогда имеет место мелкомасштабная
турбулентность, поверхность пламени
сохраняется плоской, но приобретает
шероховатость, связанную с пульса-
пульсацией турбулентных молей. Пульса-
ционные скорости увеличивают интен-
интенсивность тепло- и массообмена, а сле-
следовательно, увеличивают скорость
распространения пламени. Нормаль-
Нормальная скорость распространения пламени
пропорциональна корню квадратному
из коэффициента температуропровод-
температуропроводности. Проводя аналогию, можно
предположить, что турбулентная ско-
скорость будет пропорциональна корню
квадратному из коэффициента турбу-
турбулентного обмена, являющегося анало-
аналогом коэффициента температуропро-
температуропроводности, диффузии и кинематичес-
кинематической вязкости.
К. И. Щелкин предполагает: A7=
^ Ом+От== Дм+/W", т. е. коэффи-
коэффициент турбулентного обмена равен
сумме коэффициентов молекулярной
аы и турбулентной ат температуро-
проводностей. Отсюда можно полу-
получить выражение для скорости тур-
турбулентного распространения пламе-
пламени при мелкомасштабной турбулент-
турбулентности
?)
W+W
IW
Таким образом, при мелкомас-
мелкомасштабной турбулентности характери-
характеристики горения зависят как от кине-
кинетических факторов UH, так и от пуль-
сационной скорости W или от ско-
скорости потока. Если значение ат—^0,
процесс приобретает чисто ламинар-
ламинарный характер с нормальной скоростью
распространения Un.
VT Wn
Рис. '15.11. Типы тур-
турбулентного пламени
а — мелкомасштабная
турбулентность, б, в —
крупномасштабные тур-
турбулентности
При крупномасштабной турбулен-
турбулентности фронт пламени делается очень
шероховатым, волнистым, его поверх-
поверхность как бы покрывается многими
бунзеновскими конусами, ширина
которых определяется масштабом
турбулентности /, а высота — пульса-
ционной составляющей скорости W
(см. рис. 15.11, б). С увеличением
турбулизации потока фронт может ра-
разорваться на отдельные очаги горения
и пламя будет представлять собой
слой рваных движущихся выгораю-
выгорающих и свежих частиц смеси.
Как отмечалось выше, рассмотрен-
рассмотренная модель предполагает, что в любой
стадии процесс горения имеет по-
поверхностный характер и фронт пламе-
пламени распространяется с нормальной
скоростью Un- Если фронт пламени
не разорван, то интенсификация про-
процесса является следствием увеличения
поверхности горения. Если фронт
разорван и пламя состоит из от-
отдельных горящих молей, то их поверх-
поверхность представляет собой фронт пла-
пламени, который распространяется со
скоростью U11. Таким образом, в пос-
последнем случае скорость турбулентного
горения определяется суммарной по-
поверхностью всех горящих молей, т. е.
интенсификация процесса также
объясняется увеличением поверхности
горения. Это положение отражает
следующее соотношение:
UT/UH=Fnn/F0,
где Рпл — действительная мгновенная поверх-
поверхность пламени, Fq — поперечное сечение пото-
потока
299
По разработкам К. И. Щелкина
предполагается, что поверхность пла-
пламени искривленная и состоит из кону-
конусов, высота которых Wx, а диаметр
равен масштабу турбулентности. Вре-
Время ? равно времени, за которое
ламинарное пламя пройдет путь, рав-
равный 1/2. Отношение боковой по-
поверхности конуса высотой W'l/2UH с
диаметром / к площади основания оп-
определит отношение поверхностей FnJl/
/Fo. К. И. Щелкин дает следующую
зависимость:
"?-?/ » + ^F
Учитывая приближенность в расче-
расчете поверхности F^, следует написать:
?/ =
1+Я
(W
,\2
и-
По опытным данным, В мало отли-
отличается от единицы.
При большой турбулентности
W^>UH полученное выражение пе-
переходит в уравнение
а при отсутствии турбулентности
(W=O) имеем
ит=ии.
Полученная независимость U1 ???/?
при развитой турбулентности расхо-
расходится со сложившимся мнением боль-
большинства исследователей, что нор-
нормальная скорость распространения
ламинарного пламени является су-
существенным фактором для величины
U1 даже при очень интенсивной
турбулентности. Поэтому за расчет-
расчетное уравнение принимают следующее
соотношение:
В случае развитой турбулентности
пренебрегаем единицей и получаем
Ur=A{W)n UlH~n ,
т. е. Ur зависит от UH.
Рассмотренная зависимость мно-
многократно использовалась различными
авторами в экспериментах. В резуль-
результате для показателя степени получено
среднее значение /г=0,7. Эти опыты
указывают на превалирующее значе-
значение пульсационной скорости на ско-
скорость распространения турбулентного
пламени. Большое влияние пульса-
ционных скоростей на величины UT
объясняют автотурбулизацией, кото-
которая генерируется пламенем и вызы-
вызывает дополнительные пульсации.
Рассмотрим развитие турбулентно-
турбулентного факела в свободном пространстве
(рис. 15.14, а). В нем можно разли-
различить: зону холодной, еще не воспла-
воспламенившейся газовоздушной смеси —
ядро факела /; зону воспламенения и
горения — видимый турбулентный
фронт горения 2; в этой зоне вы-
выгорает основная часть газа (степень
выгорания достигает 90%); зону до-
догорания, где завершается процесс го-
горения 3; границы этой зоны невидимы
и их обнаруживают с помощью газо-
газового анализа. В соответствии с изло-
изложенным длину турбулентного факела
можно представить в виде формулы
где ?,? — общая длина факела; L8 — длина
холодного ядра факела; 6Т — толщина турбу-
турбулентного фронта горения по оси * струи;
La — толщина зоны догорания по оси струи.
Длина холодного ядра факела оп-
определяется процессом распростране-
распространения пламени в струе данной аэро-
аэродинамической характеристики. С изве-
известным приближением можно считать,
что
где W — скорость истечения смеси; г — радиус
горения; UT — турбулентная скорость распро-
распространения пламени.
Толщина турбулентного фронта
горения по оси струи зависит от тур-
турбулентных характеристик пламени
(/ и W) и горючих свойств газо-
газовоздушной смеси. Процесс горения в
турбулентном потоке протекает очень
быстро и характеризуется большими
локальными значениями объемного
теплонапряжения, поэтому сократить
зону горения ?? путем интенсификации
процесса весьма затруднительно.
Толщина зоны догорания LA не за-
зависит от аэродинамики струи, а оп-
300
ределяется в основном кинетическими
свойствами смеси и скоростью потока
(временем пребывания). Для смеси
определенного состава можно напи-
написать
L&= kW,
где к — константа.
Из рассмотрения составляющих
общей длины факела следует, что со-
сократить его размеры, интенсифициро-
интенсифицировать процесс горения можно в основ-
основном путем воздействия на величину
LB. Этого можно добиться уменьше-
уменьшением диаметра выходных отверстий
горелки, увеличением скорости турбу-
турбулентного распространения пламени и
периметра зажигания (например, при
периферийном зажигании потока пу-
путем создания дополнительного очага
зажигания на его оси с помощью тела
плохо обтекаемой формы).
15.4. Устойчивость горения
и стабилизация пламени
При рассмотрении вопроса о горе-
горении газовоздушной смеси в ламинар-
ламинарном потоке были даны физическая
модель стабилизации бунзеновского
пламени на горелке и основное усло-
условие устойчивого горения. Ввиду важ-
важности вопроса для технических прило-
приложений, особенно при проектировании
газогорелочных устройств, остановим-
остановимся подробнее на расчете устойчивости
факела при сгорании газовоздушной
смеси на горелках как при ламинар-
ламинарном, так и турбулентном режиме.
Б. Льюсом и Г. Эльбе была разработа-
разработана теория критического градиента
граничной скорости, объясняющая
явления проскока и отрыва пламени
от горелки и позволяющая с помощью
эксперимента рассчитывать пределы
устойчивого горения. Согласно этой
теории, проскок пламени происходит
в случае касания кривых скоростей
потока W и скоростей пламени Un
вблизи стенок трубы. Условие касания
определяется следующим равенством:
dU
\
dr) '-*'
При ламинарном течении в трубе
поле скоростей параболическое и опи-
описывается уравнением
но
2
-— -\
R2J
WCp — средняя скорость потока, поэтому рас-
расход газа Q равен:
Q = nR2W =—W R2
^ ср 2 макс
отсюда
2Q
R2)
— grad W-.
dW
\
4 Q
dr ) '-
Если скорость W или расход Q
определены экспериментально при
проскоке пламени, тогда можно рас-
рассчитать критический градиент, кото-
который будет равен:
grad W
•??
?? г>3 '
где grad Wnp и QKp — критические градиенты
скорости и расход смеси, соответствующие
проскоку пламени.
Если градиент, соответствующий
фактическому режиму работы горелки,
больше критического, т. е. grad W>
>grad Wnp, тогда проскока пламени
не будет. Градиент нормальных скоро-
скоростей при условиях проскока пламени
равен критическому градиенту, т. е.
dU
4 Q
Величина критического градиента за-
зависит от состава горючей смеси, следо-
следовательно, для смеси определенного
4 О
величина —-2L
состава величина __ji_ должна
? ft6
быть постоянной. Предыдущее урав-
уравнение можно записать через диаметр
отверстия d и скорость смеси W:
dU
) R-1
где г — текущий радиус; R — радиус горелки
dr J^R
Из этого уравнения следует, что
для горючей смеси постоянного соста-
301
ва предельные скорости проскока пла-
пламени прямо пропорциональны диамет-
диаметрам выходных отверстий горелки. Чем
больше диаметр горелки, тем выше
предельная скорость. Опытные данные
достаточно хорошо подтверждают
полученные соотношения. Если исходя
из скоростей, соответствующих про-
проскоку пламени у горелок различных
диаметров, вычислить градиенты (т. е.
4 Q,
^ ), то все кривые
величины
? R'
для
горелок разных диаметров удовлетво-
удовлетворительно соберутся в одну линию (см.
рис. 15.12).
Как отмечалось выше, критические
условия, соответствующие проскоку
пламени, можно представить равенст-
равенством локальной скорости потока и нор-
нормальной скорости распространения
пламени в отдалении от стенки на ши-
ширину зоны подогрева газовоздушной
смеси. Это условие можно использо-
использовать для определения градиента нор-
нормальных скоростей:
dU
U
U
k'b kh
ka
Здесь знак градиента определяется
направлением от стенки, поэтому
он записан так: , н . Приближенное
значение градиента определено через ?
(см. рис. 15.8), которая в дальнейшем
заменена физической шириной пламе-
пламени (см. рис. 15.4), так как ширина зо-
зоны подогрева пропорциональна /гф
(здесь а — коэффициент температу-
температуропроводности). Приравнивая гра-
градиенты grad W=grad UH и производя
некоторые преобразования, получим
следующее уравнение, записанное че-
через безразмерные числа Пекле (Pe=
Wl ,
Wd 1 / Udx 2
ИЛИ
a 8k V а
- — Ре2
~8? пл'
Следовательно, критические ус-
условия проскока пламени можно пред-
представить в виде связи между числом
Pe и числом Репл пламени. Полученное
уравнение хорошо подтверждается
экспериментом. Критические условия,
соответствующие отрыву пламени,
принципиально такие же, что и при
оценке проскока пламени. Отрыв
пламени также определяется равенст-
равенством градиентов скоростей на пери-
периферии струи вне канала горелки. Но в
этом случае как расходы, соответ-
соответствующие отрыву, так и критические
градиенты будут больше. Критические
условия отрыва запишутся так:
grad r<grad W0Tp,
т. е. фактический градиент скоростей
у стенки горелки должен быть меньше
критического градиента отрыва,, кото-
который определяется экспериментально
по измеренным скоростям W или рас-
расходу Q, соответствующим отрыву пла-
пламени. Расчет производится по тем же
формулам, что и при расчете проскока
пламени. Обобщенная безразмерная
зависимость представляется так:
Для турбулентного потока крити-
критический градиент определяется по эм-
эмпирической формуле
grad №=0,023 Wl-8/{d°-2v0·8).
Из сравнения градиента скорости
турбулентного пламени с градиентом
скорости ламинарного пламени сле-
следует, что для турбулентного пламени
градиент в большей степени зависит от
скорости потока смеси (показатель
степени 1,8 вместо 1) и в меньшей сте-
степени — от диаметра отверстия @,2
вместо 1).
Зависимости пределов проскока и
отрыва пламени от определяющих па-
параметров, полученные исследователя-
исследователями на основании эксперимента, приве-
приведены ниже.
Пределы проскока пламени Wnp,
выраженные через безразмерные чис-
числа Pe, как было показано выше, имеют
квадратичную зависимость:
1) при сжигании газа в свобод-
свободном факеле (при QH= 13,82; 28,77;
302
10000
8000
6000
4000
2000
1000
800
600
400
200
100
Первичный воздух,%
100 90 80
.L 1 J,
у
J
U
J
у
T
T
Y
\
\
2L
Диаметр
горелки см
X 0,573
Ч 0,770
D С, ?30
о Г,093
о h273
Перви
10
f
о
1
о/
J
L
P
I
/
чныи во
0 80 5
1 ] ·
T
/
S
здух
,%
2
4 6 8 70 12 14 16 О 10 20 30 40 50 60 70
Метан, % Оксид углерода, %
34,54 МДж/м3, а= 1,0) в эжекцион-
эжекционных горелках
W__d „/ i/Hrf
Рис. 15.12. Критические
значения градиентов
скорости для проскока
= 4,5-10
и отрыва пламени в
горелках
1— область отрыва,
2- область проскока
при сжигании в дутьевых горелках
W d
пр =2,8-10
X
U
1) при сжигании газа в свободном
факеле (а=0,6...1,2) и эжекционных
горелках предельная скорость отрыва
W0T определяется следующим соотно-
соотношением:
Если величина №Потока<№пр, прои-
произойдет проскок пламени внутрь горел-
горелки. Эжекционные горелки дают более
однородную смесь, чем дутьевые, по-
поэтому область проскока пламени у
эжекционных горелок больше;
2) при сжигании газа в топочной
камере с керамическим туннелем
(<2н=28,77 МДж/м3, Ct=I) уравне-
уравнение, определяющее условия проскока
пламени, имеет следующий вид:
W d
а
= 0,28 а
-з
U d\ 1,5
а при сжигании газа в дутьевых горел-
горелках
W d
а
:0,18 а
з
U d
Wnpd
а
U d\ 2
d\ 2
а /
где d — диаметр выходного отверстия в тун-
туннеле.
Пределы отрыва пламени были об-
обработаны также:
Если скорость потока W1101 больше
предельной скорости отрыва W0-,, тог-
тогда произойдет отрыв пламени от го-
горелки. Для эжекционных горелок пре-
предел отрыва больше, чем для дутьевых.
Лучшая однородность газовоздушной
смеси повышает устойчивость пламени
против отрыва;
2) при сжигании газовоздушной
смеси в туннеле (а= 1,0...1,6) условия
зоз
Газовоздушная смесь
Рис. 15.13. Стабилиза-
Стабилизация пламени с помощью
поджигающего очага
/— выходное отверстие
горелки, 2— каналы,
3—когв^цевля щель
( )
отрыва пламени определяются урав-
уравнением
Wotd 2 -2/ ?»
= 0,575-10 ? (
? 5
где DT — диаметр туннеля.
При рассмотрении устойчивости го-
горения в ламинарном потоке установ-
установлено, что пламя сохраняется стабиль-
стабильным, т.е. не проскакивает внутрь го-
горелки и не отрывается от нее в доста-
достаточно узком диапазоне скоростей. Для
горелок, работающих с полным пред-
предварительным смешением газа с возду-
воздухом, и при турбулентном течении смеси
зона устойчивой работы делается на-
настолько узкой,· что обеспечить норма-
нормальную работу горелки можно только с
применением приемов искусственной
стабилизации. Задача искусственной
стабилизации пламени складывается
из борьбы с проскоком и борьбы с от-
отрывом пламени.
Как отмечалось выше, проскок пла-
пламени определяется условиями движе-
движения потока и теплообмена внутри го-
горелки, на выходе из нее. Для предотв-
предотвращения проскока пламени необходи-
необходимо увеличить градиент скоростей пото-
потока у границ стенок и уменьшить гра-
градиент нормальных скоростей распрост-
распространения пламени вблизи стенок горел-
горелки. Первое требование достигается
увеличением скорости выхода газовоз-
газовоздушной смеси и максимальным вырав-
выравниванием выходного поля скоростей из
горелки.
Выравнивания выходного поля ско-
скоростей на выходе из горелки дости-
достигают поджатием потока с помощью
конфузоров. Уменьшить градиент нор-
нормальных скоростей у стенки можно
увеличением интенсивности теплоот-
вода в стенки горелки. Для этого го-
головки горелки следует выполнять с
воздушным или водяным охлаждени-
охлаждением. Охлаждающее действие стенок
растет с уменьшением диаметра отвер-
отверстия, поэтому установка на выходе
из горелки сетки с малыми ячейками
или пакета, состоящего из близкорас-
близкорасположенных пластинок, способствует
предотвращению проскока пламени.
Для предотвращения отрыва пламени
необходимо предусмотреть поджига-
поджигающий очаг вне горелки на ее выходе.
Его можно создать при помощи ис-
искусственного, непрерывно действу-
действующего зажигателя, созданием затор-
заторможенных зон или путем возврата рас-
раскаленных продуктов горения к корню
факела. В качестве зажигателей могут
быть использованы непрерывно дей-
действующая искра,раскаленное тело или
пламя дополнительной горелки.
Прием стабилизации пламени с по-
помощью поджигающего очага показан
на рис. 15.13. Часть горючей смеси до
истечения их выходного отверстия го-
горелки / ответвляется через каналы
2 в кольцевую щель 3 и образует спо-
спокойное пламя по периферии основного
потока, которое ввиду малых выход-
выходных скоростей не отрывается от горел-
горелки при увеличении производительно-
производительности последней. Таким способом удает-
удается стабилизировать пламя в турбу-
турбулентном потоке. При введении в поток
газовоздушной смеси тела плохо обте-
обтекаемой формы вблизи стенок этого
тела поток тормозится и за ним соз-
создается зона медленного течения, а при
больших поперечных размерах стаби-
стабилизатора — зона возвратного движе-
движения продуктов горения. В заторможен-
заторможенных зонах имеются участки, где ско-
304
рость распространения пламени равна
скорости потока. Эти участки обеспе-
обеспечивают стабилизацию пламени.
Наибольшее распространение по-
получила стабилизация пламени с помо-
помощью туннелей и тел плохо обтекае-
обтекаемой формы, обеспечивающих возник-
возникновение зон с рециркуляцией раска-
раскаленных продуктов горения. Схема ста-
стабилизации пламени в туннельной го-
горелке показана на рис.15.14. Газовоз-
Газовоздушная смесь выходит из горелки /
в туннель 3, где образует факел 2.
Вследствие эжектирующего действия
факела к его корню подсасываются
раскаленные продукты горения, созда-
создается зона возвратного их движения,
образуя устойчивый очаг зажигания.
У открытого пламени к корню подсасы-
подсасывается холодный воздух. Это ухудша-
ухудшает условия зажигания. С ростом скоро-
скорости интенсивность подсоса холодной
среды увеличивается, что приводит к
нарушению устойчивого периферийно-
периферийного зажигания.
Если горение протекает внутри тун-
туннеля достаточной длины, то факел пе-
перекрывает сечение туннеля, горение
устойчивое. Если туннель короткий и
факел перекрывает часть его сечения,
в туннель засасывается холодный газ
из окружающей среды и горение сры-
срывается. Отрыв пламени у горелок пред-
предварительного смешения с огнеупор-
огнеупорными туннелями происходит в том слу-
случае, когда нарушается тепловой ба-
баланс на поверхности контакта между
холодной струей и зажигающими ра-
раскаленными продуктами горения. Ус-
Условия воспламенения здесь аналогич-
аналогичны условиям вынужденного зажига-
нея с той только разницей, что в этом
случае процесс развивается в движу-
движущейся среде, а роль источника зажи-
зажигания выполняют раскаленные продук-
продукты горения.
Действительно, условия воспламе-
воспламенения здесь сводятся к равенству кон-
конвективного теплового потока, воспри-
Рис. 15.14. Стабилиза-
Стабилизация пламени в туннеле
горелки
/—горелка, 2—факел,
3—туннель
Рис. 15,14, а. Турбу-
Турбулентный факел в сво-
свободном пространстве
/ —ядро факела, 2—
видимый турбулентный
фронт горения, 3—зо
на завершения горения
305
Стабилизатор
Газовоздушная смесь
Рис. 15 15. Стабилиза-
Стабилизация пламени телом V-
образной формы
Рис. 15.16. Схема ат-
атмосферной горелки с
сепаратором. Концент-
Концентрация горючего в сме-
смеси газа с первичным
воздухом
а — выше верхнего пре
дела воспламенения,
б — ниже верхнего пре
дела но выше стехио
метрической концент-
концентрации, в — равная или
ниже стехиометричес-
кой концентрации, /—
горелка, 2—кварцевый
сепаратор пламени, 3—
внутренний конус пла
мени, 4— наружный ко
нус пламени, отделен
ный от внутреннего
нимаемого холодной смесью и рас-
распространяющегося от продуктов горе-
горения, тепловому потоку, возникающему
вследствие выделения теплоты реак-
реакциями горения в узкой зоне газа, непо-
непосредственно примыкающей к зажига-
зажигающим продуктам горения. Этот тепло-
тепловой поток оказывается способным са-
самостоятельно, за счет собственной теп-
теплоты реакций, компенсировать тепло-
отвод в холодную горючую смесь и
тем самым обеспечивает устойчивость
процесса воспламенения. Если стенки
туннеля не раскалены, то увеличива-
увеличиваются потери теплоты от продуктов го-
горения в окружающую среду, их тем-
температура падает и они оказываются
неспособными поджечь горючую смесь.
Роль раскаленных стенок в зажигании
потока очень велика, поэтому для по-
повышения температуры стенок нужно
достаточно хорошо теплоизолировать
камеру, в которой протекает процесс
горения.
Работа стабилизаторов, представ-
представляющих собой тела плохо обтекаемой
формы, по принципу действия близка
к процессу стабилизации пламени в
тюннельных горелках. Разница заклю-
заключается в том, что в туннеле зажигание
горючей смеси осуществляется с пери-
периферии корневой части факела, а в осе-
симметричных стабилизаторах раска-
раскаленные продукты циркулируют внутри
газовоздушной струи. В этом случае
потери теплоты от зажигающих про-
продуктов горения в окружающую среду
отсутствуют, что улучшает условия
воспламенения смеси.
Как показывают исследования, на-
наилучшие результаты получаются при
размещении в потоке горючей смеси
V-образных тел плохо обтекаемой фор-
формы. Схема работы V-образного стаби-
стабилизатора, установленного в центре
турбулентного потока, показана на
рис. 15.15. Воспламенение смеси про-
происходит по периметру конического
стабилизатора, вблизи которого поток
заторможен, а позади циркулируют
раскаленные продукты горения. Кри-
Кривые предельных скоростей, соответст-
соответствующих отрыву пламени от осесиммет-
ричных стабилизаторов, в зависимо-
306
меси
и
о
X
3
^4
о
00
к»
16
§
-0
03
л
S
о
?
о
и
К
R
Z
о
о
U
J
/
Г
/
/
/
/
/
?-7
/
/
\
\
\
\
\
Концентрация горючего
Рис. 15.17. Изменение
предельных скоростей
отрыва пламени для га-
газовоздушной смеси раз-
разного состава в зависи-
зависимости от контакта пла-
пламени с окружающим
воздухом
/— отрыв пламени у ат
мосферных горелок,
2— отрыв пламени у го
релок t сепараторами
сти от состава газовоздушной смеси
имеют куполообразную форму, соот-
соответствующую кривой изменения ско-
скоростей распространения пламени. Это
объясняется тем, что в зону зажига-
зажигания не засасывается воздух из окру-
окружающей среды и скорость распрост-
распространения пламени определяется перво-
первоначальным составом смеси, так как в
данном случае зона воспламенения
представляет собой замкнутое прост-
пространство. Аналогичная картина стаби-
стабилизации пламени наблюдается при ра-
работе атмосферной горелки с сепара-
сепаратором (рис.15.16.).
Изменение предельных скоростей
отрыва пламени для газовоздушной
смеси разного состава в зависимости
©т контакта пламени с окружающим
воздухом показано на рис.15.17. Ко-
Когда концентрация горючего небольшая
(т.е. количество воздуха больше тео-
теоретически необходимого), кривые от-
отрыва пламени для атмосферной горел-
горелки и горелки с сепаратором совпадают.
Это объясняется тем, что с умень-
уменьшением процента горючего скорость
распространения пламени падает,
мощность зажигающего пояса умень-
уменьшается, в результате уменьшается и
предельная скорость, соответству-
соответствующая отрыву пламени. С ростом про-
процента горючего в смеси устойчивость
пламени атмосферной горелки непре-
непрерывно растет, а кривая пределов отры-
отрыва пламени для горелки с сепаратором
начинает падать, так как последний
нарушает контакт пламени с атмос-
атмосферным воздухом и придает кривой
отрыва вид, соответствующий кривой
скорости распространения пламени.
При наличии контакта с окружающим
воздухом он диффундирует в поток бо-
богатой горючей смеси, разбавляет ее и
образует мощный кольцевой зажи-
зажигающий пояс.
15.5. Диффузионное пламя
Под диффузионным горением по-
понимают горение газа, предварительно
не перемешанного с воздухом. Приме-
Примером диффузионного пламени может
служить свободный газовый факел,
т.е. струя газа, горящего в воздухе. В
этом случае смесеобразование проис-
происходит не заранее в специальном сме-
смесителе, а в том же пространстве, где
протекает процесс горения, непосред-
непосредственно перед воспламенением газа.
При ламинарном потоке поступление
кислорода из окружающей среды к
горящей струе осуществляется за счет
молекулярной диффузии, а при турбу-
турбулентном потоке — за счет турбулент-
турбулентной диффузии. Процесс смешения
газа с воздухом протекает значи-
значительно медленнее, чем химические ре-
реакции, поэтому скорость диффузион-
диффузионного горения определяется скоростью
диффузионного переноса кислорода.
Ввиду большой скорости горения тол-
толщина пламени оказывается весьма
незначительной.
Несколько упрощенная схема диф-
диффузионного открытого пламени по-
показана на рис. 15.18. В невозмущенном
ядре начального участка движется
поток чистого газа а=0, который по-
постепенно сходит на нет. Факел окружен
неподвижной воздушной средой
(а = ос ). Между этими областями на-
307
Воздух
Газ
Рис. 15.18. Схема диф-
диффузионного пламени
/— внешняя зона сме-
смешения (продукты его
рания + вендух), //—
внутренняя зона сме-
смешения (продукты его
рания + газообразное
ТОПЛИВО) , Cq2 - KOH
центрация кислорода,
C11C— концентрация про-
продуктов сгорания
ходится зона смешения, в которую
снаружи диффундирует кислород, а
изнутри — газ. Поля концентраций
газа, кислорода и продуктов сгорания
показаны в произвольном сечении
а — а. Концентрация кислорода посте-
постепенно снижается в направлении от
зоны спокойного воздуха к поверх-
поверхности пламени, а концентрация горю-
горючего газа уменьшается в противопо-
противоположном направлении от невозмущен-
невозмущенного ядра наружу к поверхности пла-
пламени. Фронт пламени автоматически
устанавливается на поверхности, где
имеет место стехиометрическое соотно-
соотношение между концентрациями газа и
воздуха. Это вытекает из следующих
соображений.
Если первоначальное воспламене-
воспламенение возникает в зоне, где величина
? -< 1, то несгоревшие частицы газа
продолжают диффундировать на-
навстречу кислороду до полного сгора-
сгорания, тем самым передвигая фронт пла-
пламени к поверхности, где а = 1. Если
же первоначальное воспламенение
возникает в зоне а>1, то избыточный
кислород продолжает диффундиро-
диффундировать навстречу топливу, пока не израс-
израсходуется на его горение, опять перед-
передвигая фронт пламени к поверхности
с величиной ? = 1. Максимум поля
концентраций продуктов сгорания
будет соответствовать поверхности с
величиной ? = 1. В обе стороны от
этой поверхности как внутрь, к ядру
факела, так и наружу концентрации
будут уменьшаться. Зона смешения
между областями чистого газа и чи-
чистого воздуха будет разделена по-
поверхностью при ? = 1 на две зоны:
внутреннюю и наружную.
Во внутренней зоне будут нахо-
находиться газ и продукты сгорания, кото-
которые диффундируют навстречу друг
другу, а во внешней зоне — смесь про-
продуктов сгорания и воздуха. К фронту
горения будут двигаться два встреч-
встречных диффузионных потока: поток кис-
кислорода через наружную зону смеше-
смешения и поток газа через внутреннюю
зону. Остроконечная форма пламени
объясняется тем, что газ, движущийся
по оси факела, встречается с кисло-
кислородом через максимальный интервал
времени, так как последнему прихо-
приходится пройти через самую тол-
толстую часть зоны смешения, а за это
время газ успевает проделать наиболь-
наибольший путь.
При турбулентном режиме диф-
диффузия становится молярной, пламя де-
делается укороченным, а его границы
приобретают размытый характер.
Вследствие некоторой неоднородности
смеси процесс горения часто полно-
полностью не заканчивается во фронте пла-
пламени и продукты неполного сгорания
попадают в зону I (см.рис.15.18.).
Здесь они догорают не полностью, так
как часть этих продуктов, попавшая в
низкотемпературные области факела,
гореть не может. В силу этого сжига-
сжигание газа в открытых факелах обычно
сопровождается некоторой химиче-
химической неполнотой сгорания. Устранить
ее можно интенсификацией процесса
смешения газа и воздуха.
Ламинарный поток углеводород-
углеводородных газов, горящий в атмосфере воз-
воздуха, дает светящееся пламя. Это
308
свойство пламени объясняется тем, что
газ, подогреваемый в предпламенной
зоне, при отсутствии кислорода под-
подвергается термическому разложению с
образованием более простых веществ,
в том числе атомарного углерода, ко-
который после агломерации образует
мельчайшие частицы сажи. Разогре-
Разогретые частицы сажи дают характерное
ярко-желтое свечение и значитель-
значительно повышают степень черноты факела.
Свечение пламени можно ослабить или
полностью исключить, если до сжи-
сжигания к газу подмешать некоторое
количество первичного воздуха; уже
при коэффициенте первичного воздуха
около 0,4 пламя будет несветящимся.
Переход от ламинарного режима к
турбулентному для диффузионного
пламени качественно показан на
рис.15.19. Отношение длины диф-
диффузионного факела к его ширине 1ф/Ьф
пропорционально отношению скорости
потока к скорости диффузии Wn/ Wm§.
Это положение можно получить из
сравнения времен движения потока
до вершины пламени и диффузии кис-
кислорода к вершине. Время движения
потока ?^/?/Wn, время диффузии кис-
кислорода тл;6ф/2№диф.
Времена равны, следовательно:
??/Ьф= Wn/ wдИф.
В области ламинарного режима с
возрастанием скорости потока будет
увеличиваться и длина факела, так
как скорость молекулярной диффузии
остается постоянной. В переходной
области скорость диффузии будет ра-
расти, так как молекулярная диффузия
переходит в диффузию турбулентную,
в связи с чем длина факела умень-
уменьшается. При турбулентном режиме
скорость турбулентной диффузии ста-
станет пропорциональной скорости пото-
потока, что приведет к постоянству относи-
относительной длины диффузионного фа-
факела. Высказанное положение находит
практическое подтверждение для горе-
горелок малого диаметра.
При больших диаметрах длина
факела несколько увеличивается с
ростом скорости потока. Это отклоне-
??/bq,
Рис. 15.19. Переход ла-
ламинарного режима в
wn/wA
турбулентный для диф-
диффузионного пламени
ние можно объяснить следующим об-
образом. Весь факел по длине можно
разбить на два неравных участка. В
первом, большем, участке происходит
турбулентное смешение и выгорание
основной части газа. Длина этого уча-
участка не зависит от скорости потока.
Второй участок представляет собой
зону догорания, в которой процесс
смешения в основном определяется
молекулярной диффузией, и длина
этого участка зависит от скорости по-
потока. Кроме того, процесс замедляется
пониженными концентрациями горю-
горючего и кислорода, что приводит к удли-
удлинению факела. Длину диффузионного
пламени рекомендуется определять по
формуле С. H. Шорина и О. H. Ермо-
Ермолаева. Для смешанного газа при
значении QH=28...29 МДж/м3
для сжиженного газа при
91 МДж/м3
где /ф — длина факела; d — диаметр выходного
Wi
отверстия; Fr=-, — число Фруда; Wr — ско-
скорость истечения газа; g — ускорение свободного
падения; ? — кинематическая вязкость при тем-
температуре окружающей среды; D — коэффициент
молекулярной диффузии при температуре газа
на выходе из отверстия.
Число Фруда учитывает влияние
подъемной силы на длину вертикаль-
вертикального факела.
309
Диффузионное пламя сохраняет
стабильность не при всех значениях
скоростей. При достижении определен-
определенной величины скорости истечения
происходит отрыв пламени. Скорость
отрыва пламени зависит от свойств
газа и условий его сжигания и изме-
изменяется в широких пределах A5...300
м/с). С уменьшением диаметра горел-
горелки скорость отрыва пламени умень-
уменьшается. Предотвратить отрыв пламени
можно введением в поток стабилиза-
стабилизаторов.
15.6. Образование
токсичных веществ
при сжигании газа
При сжигании различных видов
топлива могут образовываться веще-
вещества, загрязняющие воздушный бас-
бассейн: зола, сажа, оксиды серы, оксид
углерода, оксиды азота, ароматиче-
ароматические и канцерогенные вещества (бен-
запирен). С ростом промышленности
увеличивается потребление топлива, а
также количество выбрасываемых в
атмосферу твердых взвесей, токсичных
и канцерогенных веществ. Поэтому
проблема защиты воздушного бассей-
бассейна от загрязнений является одной из
наиболее острых проблем современно-
современности.
Оксид углерода очень токсичен:
попадая в легкие, он соединяется с
гемоглобином крови и кровь теряет
способность усваивать кислород. В
связи с тем что способность крови
воспринимать оксид углерода в 200раз
больше, чем способность восприни-
воспринимать кислород, то даже малые кон-
концентрации оксида углерода опасны.
По санитарным нормам, предельно
допустимая концентрация СО в воз-
воздухе рабочей зоны составляет
20 мг/м3, а при использовании газа
для коммунально-бытового потребле-
потребления — 2 мг/м3. Оксид углерода об-
образуется при неполном сгорании газа.
В пламени, в зоне высоких темпе-
температур, при наличии кислорода азот
воздуха соединяется с ним, образуя
оксид NO, представляющий собой
токсичное вещество. При темпера-
310
турах 1500...18000C концентрации NO
могут быть значительными. Горячие
газы, выбрасываемые в атмосферу,
охлаждаются, и значительная часть
NO превращается в диоксид азота
NO2; оксиды азота оказывают вред-
вредное действие на органы дыхания чело-
человека, вызывают раздражающее дей-
действие на легкие, приводящее к раз-
развитию отека легких. При значитель-
значительных концентрациях (более 0,054 мг/л)
имеют место тяжелые отравления,
вплоть до смертельного исхода. Вред-
Вредное воздействие объясняется соедине-
соединением оксидов азота с влагой дыхатель-
дыхательных путей и образованием азотистой
и азотной кислоты. По степени воздей-
воздействия на организм человека оксиды
азота относятся к высокоопасным ве-
веществам. Предельно допустимая кон-
концентрация диоксида азота в рабочей
зоне составляет 5 мг/м3. При одина-
одинаковой концентрации оксиды азота бо-
более вредны, чем оксид углерода.
Канцерогенные вещества относят-
относятся к ароматическим полициклическим
углеводородам, наиболее распростра-
распространенным и сильно действующим из ко-
которых является бензапирен (С20 H12).
Канцерогенные вещества способству-
способствуют раковым заболеваниям. Они обра-^.
зуются при неполном сжигании твер*
до го и жидкого топлива.
При полном сжигании природ-
природного газа можно исключить образо-
образование бензапирена.
Одним из эффективных средств
борьбы с загрязнением воздушного
бассейна городов является замена
твердого и жидкого топлива природ-
природным газом. При сжигании газа не об-
образуются твердые частицы. Если
природный газ содержит сероводород,
то его обязательно очищают от серово-
сероводорода, исключая возможность обра-
образования оксидов серы при сжигании.
В настоящее время созданы и внедре-
внедрены такие конструкции газогорелочных
устройств, которые дают возможность
полностью сжигать газовое топливо и
уменьшить содержание СО в уходя-
уходящих газах до допустимой нормы. Ос-
Основными загрязнителями воздушного
бассейна, которые сохраняются и при
сжигании газа, являются оксиды азо-
азота. Однако при соответствующей орга-
организации процесса сжигания газооб-
газообразного топлива можно существенно
снизить количество образующихся ок-
оксидов азота.
Рассмотрим условия образования
оксидов азота и способы снижения их
концентрации в продуктах сгорания.
Оксид азота NO образуется в зоне
высоких температур при наличии сво-
свободного кислорода. При низкой темпе-
температуре до 1000...13000C наблюдается
небольшое образование оксида азота.
Более высокие температуры характер-
характерны для топочных камер котлов и про-
промышленных печей. Таким образом,
газы, уходящие из высокотемператур-
высокотемпературных топок, являются одними из основ-
основных загрязнителей окружающего воз-
воздуха оксидами азота.
Природный газ не содержит азота.
Оксиды азота образуются из азота,
содержащегося в воздухе, участвую-
участвующем в процессе горения. Кинетика
образования NO при горении была
изучена академиком Я.Б.Зельдовичем.
Им доказана термическая природа
реакций окисления азота, имеющих
цепной механизм и идущих через ато-
атомарный кислород. Схема цепной реак-
реакции имеет следующий вид. Иницииро-
Инициирование атомарного кислорода происхо-
происходит в результате термической дис-
диссоциации O2:
О2 + М^О + О —M;
атомарный кислород ложится в основу
цепи реакций:
N+ O2^NO +О.
Наряду с реакцией диссоциации
кислорода протекает реакция реком-
рекомбинации атомарного кислорода (реак-
(реакция обрыва цепи)
+ M.
Суммарная реакция имеет вид
N2+ O2^NO
со следующими значениями энергии
активации: прямая реакция Е\=
= 540 кДж/моль, обратная реакция
?2=360 кДж/моль. Высокая энергия
активации образования оксида азота
показывает, что основная масса NO
получается в интервале высоких тем-
температур. Из работ Я.Б.Зельдовича
следует, что ввиду термического ха-
характера реакции окисления азота она
не зависит от протекающих реакций
горения. При горении подготовленных
смесей и малой толщине фронта горе-
горения реакции образования NO проте-
протекают после окончания реакций го-
горения топлива. При горении газа в
турбулентном факеле зона горения
имеет определенную протяженность и
образование NO имеет взаимную связь
с изменением концентраций и темпера-
температур, т.е. косвенно связано с процес-
процессом горения. Экспериментально было
установлено, что концентрация NO вы-
вырастает от начала горения в факеле
до зоны максимальных температур и
основной ее рост наблюдается в интер-
интервале температур, расположенном с
двух сторон максимальной температу-
температуры. В результате исследования горе-
горения различных топлив в топках энер-
энергетических и отопительных котлов,
проведенных в Институте газа
АН УССР, было установлено, что со-
содержание NO в продуктах горения не
зависит от вида сжигаемого топлива.
Рассмотренный выше процесс об-
образования оксидов азота протекает во
времени и характеризуется равновес-
равновесной концентрацией CNO, которая уста-
устанавливается, если длительность про-
процесса соответствует длительности
установления химического равнове-
равновесия. Равновесная концентрация опре-
определяется уравнением
21 500
RT
где CNO, Cn , C0 —концентрация оксида азо-
азота, азота и кислорода
Равновесная концентрация оксида
азота растет с ростом температуры
и концентрации кислорода в зоне обра-
образования NO. Концентрация кислорода
определяется его избыточным количе-
количеством (зависящим от величины а) и
необходимым количеством для окисле-
окисления промежуточных компонентов СО
311
и Нг в этой зоне. Концентрация NO,
соответствующая равновесию реак-
реакции, является максимальной при дан-
данной температуре T. Время ?? дости-
достижения равновесия определяют из вы-
выражения
_ 12 _ 53 750
?
2,06-10
? = е
P /~7^~
где ? = ?/?0 — отношение плотности среды в зо-
зоне реакции к плотности исходной среды, T —
температура в зоне реакции
Время достижения равновесия при
сжигании стехиометрической смеси
природного газа с воздухом, рассчи-
рассчитанное по вышеприведенной формуле,
с изменением температуры от 1700 до
2000К изменяется от 140 до Ic. Время
пребывания реагирующей смеси в зоне
высоких температур (при горении в
туннеле или топке) составляет 0,03...
0,4с, т.е. существенно меньше време-
времени достижения равновесия. Недоста-
Недостаток времени приводит к незавершению
образования оксидов азота, в резуль-
результате чего фактические концентрации
NO в продуктах горения составляют
0,05...0,1 от равновесных концентра-
концентраций.
Средние концентрации оксидов
азота в продуктах горения промыш-
ленно-отопительных котлов, газогоре-
лочные и топочные устройства которых
не подвергались реконструкции в це-
целях снижения Nx ??, составляют 0,2...
0,3 г/м3. Из приведенных данных по
образованию оксидов азота при горе-
горении газа можно сделать вывод, что
основными факторами, влияющими на
выход NO, являются: концентрации
кислорода и азота в зоне высоких тем-
температур, температуры при образо-
образовании NO и время пребывания реа-
реагирующей смеси в зоне образования
NO.
Влияние концентрации кислорода
и азота на образование NO может
быть охарактеризовано избытком воз-
воздуха в топке CLx. Максимальный вы-
выход NO соответствует области из-
избытка воздуха в топке От» 1,2. Нали-
Наличие максимума объясняется тем, что
увеличение концентрации кислорода
способствует более активному проте-
протеканию процесса окисления азота, но
вместе с тем при увеличении значения
ест температура в зоне горения пони-
понижается, в результате чего интенсив-
интенсивность образования NO уменьшается.
При величине ctr>l,2 последний фак-
фактор оказывает большее влияние, что
приводит к уменьшению выхода NO.
Сжигание газа при малых коэффици-
коэффициентах избытка воздуха Or= 1,02. .1,05
позволяет снизить содержание в про-
продуктах горения оксидов азота.
Температурный уровень процесса
определяется в значительной мере теп-
тепловым напряжением объема камеры
сгорания. С увеличением тепловых
нагрузок температура в топке растет
и при прочих равных условиях уве-
увеличивается количество оксидов азота
в продуктах сгорания. Отмеченные вы-
выше положения были неоднократно
подтверждены экспериментально мно-
многими исследователями.
Учитывая неравномерность как в
физических процессах образования
смеси и ее подогрева, так и темпера-
температурную неравномерность в горящем
факеле, следует особое внимание уде-
уделять отсутствию в объеме топки ло-
локальных зон с максимальными темпе-
температурами и концентрациями кислоро-
кислорода, ибо в этих зонах и происходит на-
наиболее интенсивное образование окис-
окислов азота. Лучшая отдача теплоты из
факела снижает его температуру и тем
самым уменьшает интенсивность обра-
образования NO.
312
Глава 16.
Газовые горелки
и их основные характеристики
16.1. Классификация
газовых горелок
Процесс горения газа состоит из
трех последовательно протекающих
стадий. Первая стадия представляет
собой процесс смесеобразования, в ре-
результате которого обеспечивается фи-
физический контакт между топливом и
окислителем. Вторая стадия — это по-
подогрев смеси до температуры воспла-
воспламенения. Третья стадия — химиче-
химическая, в этой стадии протекают реакции
горения газа. При сжигании заранее
приготовленной газовоздушной смеси
суммарная скорость процесса будет
определяться скоростью подогрева и
горения смеси. В этом случае стадия
смесеобразования исключена, и горе-
горение протекает по кинетическому прин-
принципу.
Приготовленная смесь должна
иметь однородный состав с некоторым
избытком воздуха (сС>1). Таким об-
образом, процесс кинетического горения
определяется свойствами горючей сме-
смеси: энергией активации, концентра-
концентрацией реагирующих веществ, коэффи-
коэффициентами теплопроводности и темпе-
температуропроводности, т. е. физическими
и кинетическими свойствами газо-
газовоздушной смеси. При горении в
ламинарном потоке эти свойства пол-
полностью определяют интенсивность про-
процесса. При горении в турбулентном
потоке на суммарную скорость процес-
процесса начинают влиять турбулентные его
характеристики, которые зависят от
скорости потока, причем тем в боль-
большей степени, чем сильнее турбулиза-
ция потока. Кинетический процесс го-
горения характеризуется малой устойчи-
устойчивостью, поэтому при сжигании газа та-
таким способом необходимо применять
приемы искусственной стабилизации
фронта воспламенения.
Если газ и воздух предварительно
не перемешивают, а подают в горелку
раздельно, смесеобразование проте-
протекает одновременно с горением, и ско-
скорость процесса горения в целом опре-
определяется скоростью течения физиче-
физической стадии, т.е. скоростью смесеоб-
смесеобразования, ибо в этом случае «узким»
местом процесса будет возникновение
контакта между газом и воздухом. Та-
Такую область горения называют диф-
диффузионной, так как необходимый для
процесса горения контакт между га-
газом и воздухом осуществляется за счет
молекулярной или турбулентной диф-
диффузии.
При сжигании газа по диффузион-
диффузионному принципу процесс смесеобразо-
смесеобразования совмещается с процессом горе-
горения в единую поточную систему. Как
только достигается контакт между га-
газом и воздухом и образуется горючая
смесь необходимого состава, сразу же
начинается процесс горения. При вы-
высоких температурах, господствующих
в топочном пространстве, скорость хи-
химических реакций несоизмеримо боль-
больше скорости процесса смесеобразова-
смесеобразования, поэтому суммарная скорость про-
процесса в целом определяется ско-
скоростью образования горючей сме-
смеси. Таким образом, скорость диф-
диффузионного горения определяется аэ-
аэродинамическими, диффузионными
факторами и практически не за-
зависит от физических и кинетических
свойств смеси.
Рассмотренные два способа орга-
организации процесса горения газа явля-
являются крайними случаями, так как при
кинетическом горении равномерная га-
газовоздушная смесь приготовляется
заранее, а при чисто диффузионном го-
горении смесь заранее не приготовляется
и искусственно не интенсифицируется,
а протекает за счет естественных про-
процессов молекулярной или турбулент-
турбулентной диффузии. Между этими крайними
313
способами располагается множество
процессов организации горения по
диффузионно-кинетическому принци-
принципу, когда процесс смесеобразования
интенсифицируется специальными
приемами. При максимальной интен-
интенсификации смесеобразования в горел-
горелке до выхода в топку можно преде-
предельно приблизиться к кинетическому
процессу и, наоборот, максимально за-
затягивая смесеобразование и перенося
его в топку, можно получить преде-
предельно вытянутый, чисто диффузионный
факел. Таким образом, диффузионно-
кинетическое горение можно рассма-
рассматривать как общий случай, границы
которого будут представлены чисто ки-
кинетическим или чисто диффузионным
горением. Достоинством диффузион-
диффузионно-кинетического метода сжигания га-
газа является возможность регулирова-
регулирования процесса в широком диапазоне.
Для повышения интенсивности
процесса смесеобразования приме-
применяют следующие основные способы:
а) струйная подача газа в прямой
поток воздуха под прямым или близ-
близким к прямому углом. Если распола-
располагать струйки газа на определенном
расстоянии до выхода в топку, можно
добиться близкого к завершению про-
процесса смесеобразования до поступ-
поступления потока в зону горения, коротко-
короткого и прозрачного факела;
б) закручивание воздушного пото-
потока при струйной подаче газа повы-
повышает интенсивность смесеобразова-
смесеобразования, раскрывает факел и сокращает
его длину;
в) наивыгоднейшее расположение
струек газа, выбор их размеров и оты-
отыскание оптимальных скоростей газа
и воздуха позволяют получить факел
требуемых характеристик. Оптимиза-
Оптимизация скоростей в спутных потоках газа
с воздухом также позволяет получить
желаемую интенсивность смесеобра-
смесеобразования;
г) интенсивность смесеобразова-
смесеобразования можно повысить искусственной
турбулизацией потоков.
Интенсификация смесеобразова-
смесеобразования приближает горение к кинетиче-
кинетическому способу, и факел делается менее
устойчивым. Диффузионный процесс
горения характеризуется большей
устойчивостью, чем кинетический, од-
однако при больших форсировках и при
диффузионном горении приходится
применять искусственные приемы ста-
стабилизации фронта горения.
Находит применение и двухступен-
двухступенчатый принцип сжигания газа, когда
горелка обеспечивает предваритель-
предварительное смешение газа только с частью
необходимого воздуха, а остальной
воздух поступает непосредственно к
факелу. В этом случае кинетически
выгорает только часть газа, смешан-
смешанная с первичным воздухом. Оставшая-
Оставшаяся часть газа, разбавленная продукта-
продуктами горения, выгорает за счет кислоро-
кислорода вторичного воздуха, т.е. по диффу-
диффузионному принципу. В частности, та-
такой метод сжигания используется в
атмосферных горелках. Факельное го-
горение можно легко регулировать изме-
изменением коэффициента первичного воз-
воздуха. Так, уменьшая коэффициент
первичного воздуха до нуля, можно
перейти к чисто диффузионному горе-
горению, а увеличивая его до единицы,
можно обеспечить сжигание газа по
кинетическому принципу.
Все стадии процесса горения (сме-
(смесеобразование, подогрев и горение)
осуществляются в газовой горелке и
в камере горения. Основные функции
газовой горелки сводятся к подаче
газа и воздуха в топку, смесеобра-
смесеобразованию, стабилизации фронта вос-
воспламенения, обеспечению требуемой
интенсивности процесса горения газа и
минимальных концентраций токсич-
токсичных газов в продуктах горения.
Для смешения газа с воздухом
горелка имеет смесительное устройст-
устройство. Если горение осуществляется по
кинетическому принципу, то смеситель
представляет собой самостоятельный
элемент, в котором приготовляется од-
однородная газовоздушная смесь. Обыч-
Обычно это эжекционное устройство. При
сжигании газа по диффузионно-кине-
диффузионно-кинетическому способу приготовление га-
газовоздушной смеси начинается в го-
горелке Процесс смешения протекает^ в
результате внедрения струй газа в
314
поток воздуха. Степень завершения
процесса зависит от принятых пара-
параметров горелки. При активном смеше-
смешении можно получить практически ки-
кинетический факел. Если смесеобразо-
смесеобразование не активизуется и начинается
за пределами горелки — в топке, тог-
тогда горение газа будет протекать по
диффузионному методу. В этом слу-
случае горелка создает только необходи-
необходимые условия для смесеобразования и
управляет им лишь путем воздействия
на выходящие потоки газа и воздуха;
сам же процесс смешения полностью
происходит в топочной камере.
Другим элементом горелки явля-
является головка. Она обеспечивает выход
газовоздушного потока в топочную ка-
камеру или воздушное пространство.
Основное назначение головки — ста-
стабилизировать фронт воспламенения
уже готовой или только что образо-
образовавшейся горючей смеси у устья горел-
горелки и предотвратить проскок и отрыв
пламени.
Третий элемент горелки (огневая
часть) представляет собой амбразуру
или туннель, где частично или полно-
полностью протекает процесс горения. Ог-
Огневая часть горелки одновременно
служит и составной частью топочной
камеры. Огневое устройство горелки
создает устойчивый очаг зажигания
и стабилизирует процесс горения, пре-
предотвращая отрыв пламени. Горелка
может не иметь огневого устройства,
в этом случае устойчивость факела
полностью обеспечивается головкой,
а сам факел располагается непосред-
непосредственно в топке или в открытом прост-
пространстве. Строгого разграничения
функций между отдельными элемента-
элементами горелки, а также между горелкой и
топкой провести нельзя, так как ряд
операций выполняется совместно го-
горелкой и топкой.
Интенсивность работы топочного
устройства характеризуется двумя по-
показателями: форсировкой и тепловым
напряжением объема топки. Форси-
ровка или тепловое напряжение попе-
поперечного сечения топки Q/F (Вт/м2)
определяет производительность газо-
горелочной системы, которая в конеч-
конечном счете зависит от стабилизации
фронта воспламенения. Именно воз-
возможности стабилизации процесса оп-
определяют предельные форсировки го-
горелки. Тепловое напряжение объема
топки Q/V (Вт/м3) определяет ком-
компактность топочного устройства и
зависит от скорости горения газа. Та-
Таким образом, оба показателя, взаимно
дополняя друг друга, суммарно харак-
характеризуют интенсивность работы горе-
лочного и топочного устройства.
Основным свойством горелки явля-
является осуществляемый ею метод сжига-
сжигания газа, который в значительной
мере зависит от степени подго-
подготовленности горючей смеси, выходя-
выходящей из головки горелки. Именно этот
признак следует рассматривать как
основной и использовать для клас-
классификации горелок. По методу сжи-
сжигания газа горелки можно разде-
разделить на четыре группы.
1) горелки полного предваритель-
предварительного смешения, работающие по кине-
кинетическому принципу;
2) горелки предварительного сме-
смешения газа с частью воздуха, необ-
необходимого для горения. У горелок этого
типа газ смешивается с первичным
воздухом до поступления в зону
горения. В зоне высоких температур
сразу начинается процесс горения га-
газа, обеспеченного первичным возду-
воздухом. Вторичный воздух поступает из
окружающей среды у горелок с откры-
открытым пламенем — атмосферных. У этих
горелок реализуется бунзеновское
пламя. При использовании этого прин-
принципа смесеобразования у промышлен-
промышленных горелок (в этом случае такой спо-
способ называют двухступенчатым сжи-
сжиганием) вторичный воздух подается
в топку, обычно к корню факела;
3) горелки с незавершенным пред-
предварительным смешением газа с воз-
воздухом, которые осуществляют диф-
диффузионно-кинетический принцип сжи-
сжигания газа;
4) горелки без предварительного
смешения газа с воздухом, работаю-
работающие по диффузионному принципу.
Кроме основной классификации го-
горелки можно различать по способу
315
подачи воздуха, давлению газа, распо-
расположению горелки в топке и излуча-
излучающей способности горелки.
По способу подачи воздуха горел-
горелки подразделяются на:
1) эжекционные, в которых воздух
засасывается энергией газовой струи
(эжектирование воздухом газа приме-
применяют весьма редко);
2) бездутьевые, у которых воздух
поступает в топку вследствие разре-
разрежения;
3) дутьевые с подачей воздуха в
топку с помощью вентилятора.
Эжекционные горелки также назы-
называются инжекционными. Основное
назначение эжектора горелки состоит
в засасывании необходимого количест-
количества воздуха из атмосферы. Это коли-
количество должно находиться в опреде-
определенном соотношении с расходом газа,
так как соотношение газа и воздуха
в смеси зависит от осуществляемого
метода сжигания газа. Засасывание,
присоединение объемов газовой среды
к активной струе называют эжекти-
рованием (эжекцией). Отсюда первое
название таких горелок. Вместе с тем
эжекционная горелка должна пода-
подавать, продавливать полученную газо-
газовоздушную смесь через головку горел-
горелки, преодолевая ее аэродинамическое
сопротивление, в топку или инжекти-
инжектировать поток в топку. Отсюда термин
«инжекционные горелки». Мы будем
пользоваться первым термином, кото-
который лучше соответствует основным
функциям горелки.
По давлению газа горелки подраз-
подразделяют на: горелки низкого давления
(до 5 кПа) и горелки среднего давле-
давления E...300 кПа). Горелки с более
высоким давлением не получили широ-
широкого применения.
16.2. Методы снижения
концентраций оксидов азота
в продуктах горения,
применяемые при проектировании
газогорелочных
и топочных устройств
Из анализа основных факторов, оп-
определяющих необходимые условия для
образования NO, а также дополни-
дополнительных, возникающих в реально про-
протекающих процессах, можно класси-
классифицировать методы, направленные на
снижение содержания NxOy в продук-
продуктах горения, выходящих из агрегатов,
разделив их на две группы. В первую
группу следует включить способы сни-
снижения образования оксидов азота,
которые в основном определяются
конструкцией и режимом работы га-
зогорелочного устройства. Во вторую
группу войдут конструктивные и ре-
режимные мероприятия по организации
топочных процессов, включая разме-
размещение газогорелочных устройств в
стенах и сводах топки.
При конструировании газовой го-
горелки и определении ее оптималь-
оптимального режима работы следует стремить-
стремиться к обеспечению хорошего смесеобра-
смесеобразования, равномерному распределе-
распределению температур по длине факела и
снижению максимума температур, ко-
который наблюдается на расстоянии од-
ного-двух диаметров отверстия горел-
горелки от начала факела горения. Основ-
Основное влияние на снижение содержания
оксидов азота в продуктах горения
оказывает газогорелочное устройство.
Дадим оценку газогорелочным устрой-
устройствам, методам их реконструирования
и проектирования, а также отработке
режимов работы с позиций максималь-
максимального снижения образования оксида
азота, используя исследования, прове-
проведенные ИГ АН УССР, ВНПО «Союз-
промгаз» и другими организациями и
авторами.
1. Эффективными способами сни-
снижения образования NO являются:
сжигание газа при минимальных из-
избытках воздуха (а= 1,02...1,05), в
тонком слое (что сокращает время
пребывания реагирующей смеси в зоне
реакции) и с максимальной тепло-
теплоотдачей из зоны горения (что снижает
температуру в этой зоне). Такой про-
процесс сжигания газа организуется в го-
горелках инфракрасного излучения.
Эксперименты показывают, что содер-
содержание оксидов азота в продуктах
горения этих горелок составляет 0,02...
...0,03 г/м3, что на порядок меньше
содержания NxOy в продуктах горе-
316
ния промышленно-отопительных кот-
котлов. Следовательно, горелки инфра-
инфракрасного излучения могут буть поло-
положительно оценены с рассматриваемых
позиций.
2. У горелок атмосферного типа,
которые заняли основные позиции в
коммунально-бытовой газовой аппа-
аппаратуре, факел формируется двух-
стадийно, так как первичный воздух в
размере 40...60 % теоретически не-
необходимого количества подмешивает-
подмешивается к газу до выхода смеси из горелки,
в результате чего формируется внут-
внутренний конус пламени. Во внутреннем
конусе часть газа сгорает в тонком
кинетическом пламени с равномер-
равномерными, пониженными температурами и
малым временем пребывания смеси в
зоне горения, остальная часть газа вы-
выгорает во внешнем конусе по диффуз-
диффузному принципу. Такой способ сжига-
сжигания сокращает образование оксидов
азота в пламени. По имеющимся огра-
ограниченным экспериментальным дан-
данным, содержание NO в продуктах го-
горения таких горелок не превышает
0,03 г/м3. Таким образом, сжигание
газа с разделением воздуха на первич-
первичный и вторичный оказывается доста-
достаточно плодотворным с позиций сниже-
снижения выхода окислов азота. Такой спо-
способ в более широком толковании,
называемый двухстадийным, в настоя-
настоящее время достаточно широко приме-
применяется в топочных устройствах для
снижения выхода NxOv.
3. В туннельных горелках можно
осуществить сжигание газа с мини-
минимальными избытками воздуха менее
1,05. Это способствует снижению кон-
концентрации кислорода в зоне высоких
температур и снижает выход NO. Но
малая теплоотдача из туннеля не спо-
способствует снижению температуры в
туннеле, поэтому у туннельных горе-
горелок выход NO немного ниже, чем у
промышленно-отопительных котлов с
оборудованием их обычными горелка-
горелками. Так, при величине azz 1,03 и тепло-
тепловом напряжении туннеля в 45...
...60 МВт/м3 содержание NXOV в про-
продуктах горения составляет 0,16...
0,17 г/м3. Сокращение длины тун-
туннеля до //DT=3,3 снижает выход окси-
оксидов азота на 30...40 %, что связано
со снижением температуры ввиду уве-
увеличения теплоотдачи из зоны горе-
горения. Снижение тепловой нагрузки тун-
туннеля способствует уменьшению кон-
концентрации NO.
4. Турбулентные (вихревые) горел-
горелки с закрученным потоком воздуха
характеризуются неравномерностью
выгорания газа по длине факела и
вследствие этого локальным повыше-
повышением температур. Повышение темпера-
температур приводит к увеличению выхода
оксидов азота. Для снижения содер-
содержания NxOv в продуктах горения при-
применяют: двухстадийное сжигание га-
газа; подачу воздуха двумя потоками —
периферийным закрученным и прямо-
прямоточным осевым в зону максимальных
температур факела вихревой горелки.
Отладкой режима такой горелки мож-
можно добиться существенного снижения
концентрации оксидов азота. Раскры-
Раскрытие амбразуры в сторону топки также
способствует снижению выхода NO.
5. Реализация в газогорелочных
устройствах ступенчатого подвода
воздуха, рассредоточение фронта пла-
пламени (переход на многофакельные
горелки) позволяют существенно сни-
снизить содержание оксидов азота в про-
продуктах горения. Для таких горелок
большое значение имеет отработка ре-
режима, в частности отыскание наивы-
наивыгоднейшего значения коэффициента
первичного воздуха с тем, чтобы обес-
обеспечить минимальную концентрацию
NxO4.
Ряд мероприятий по снижению
содержания оксидов азота затраги-
затрагивают конструктивные решения котлов
и печей, в частности их топочной
части и режимов сжигания газа. Эти
мероприятия отнесены ко второй груп-
группе и в основном сводятся к следую-
следующему:
1) для снижения температуры в
зоне горения эффективным способом
является экранирование топки, в част-
частности применение двухсветных экра-
экранов. Расположение в топочной части
косвенных излучателей увеличивает
теплоотдачу в топке без повышения
317
температуры, что способствует сниже-
снижению концентрации NO;
2) применение рециркуляции про-
продуктов горения, обеспечивающей по-
поступление в зону интенсивного горе-
горения частично охлажденных продуктов
горения, снижает температуру в топке
и концентрацию кислорода и тем
самым уменьшает интенсивность обра-
образования NO;
3) применение двухстадийного
сжигания с подачей вторичного возду-
воздуха в топку способствует снижению
концентрации NO, но этот метод тре-
требует тщательной отработки аэроди-
аэродинамического режима топки.
16.3. Горелки
полного предварительного
смешения газа с воздухом
Горелки полного предварительного
смешения газа с воздухом бывают
двух типов: с огнеупорными насад-
насадками и металлическими стабилиза-
стабилизаторами. Эти типы горелок исполь-
используют для обогрева промышленных пе-
печей и производственно-отопительных
котлов. Производительность горелки
не превышает обычно 2 МВт. Основ-
Основные трудности при повышении мощ-
мощности горелки: сложность борьбы с
проскоком пламени при больших диа-
диаметрах кратера горелки и громозд-
громоздкость смесителей, имеющих большую
производительность.
Горелки полного предварительного
смешения газа с воздухом дают не-
несветящийся факел. Для увеличения
количества радиационной теплоты, пе-
передаваемой поверхностям нагрева,
весьма эффективно применять вторич-
вторичные излучатели, т. е. твердые тела,
которые воспринимают теплоту от
продуктов горения и излучают ее на
тепловоспринимающие поверхности. В
качестве вторичных излучателей
следует использовать огнеупорные
стенки каналов или туннелей, своды и
стенки топок, а также специальные
дырчатые перегородки, устанавлива-
устанавливаемые на пути движения газов и увели-
увеличивающие количество радиационной
теплоты. Существуют конструкции го-
горелок, которые передают радиацией до
55...60 % общего количества теп-
теплоты, выделяющейся при сжигании
газа.
У большинства горелок полного
предварительного смешения приготов-
приготовление однородной газовоздушной сме-
смеси осуществляется с помощью эжек-
ционных смесителей (эжекторов).
Обычно в качестве рабочей среды ис-
используют горючий газ, который исте-
истекает из сопла с большой скоростью
и обладает большим запасом кине-
кинетической энергии. За счет энергии
газа в эжектор засасывается воздух
vt осуществляется процесс смесеобра-
смесеобразования. Эжектор — одно из наиболее
совершенных смесительных устройств,
обеспечивающих полное выравнива-
выравнивание полей концентраций горючего и
окислителя. Поток газовоздушной
смеси, выходящей из эжекционного
смесителя, обладает некоторым избы-
избыточным давлением, необходимым для
преодоления гидравлического сопро-
сопротивления головки горелки и огнеупор-
огнеупорного насадка. Эжекторы просты по
конструкции и надежны в эксплуата-
эксплуатации.
Одним из достоинств горелок с
эжекционными смесителями является
способность саморегулирования, т. е.
сохранения коэффициента эжекции
постоянным при изменении нагрузки
горелки в определенных пределах.
Следует отметить, что способность са-
саморегулирования проявляется не на
всем диапазоне изменения нагрузок,
причем повышение давления газа, по-
подогрев газа или воздуха, наличие раз-
разрежения или противодавления в топ-
топке и другие условия могут сокращать
зону саморегулирования. Наряду с от-
отмеченными положительными качества-
качествами эжекционные смесители имеют не-
недостатки: громоздкость конструкции
при больших производительностях;
шум, производимый эжекционным
смесителем, особенно при работе на
повышенных давлениях и при большой
единичной производительности горел-
горелки.
Горелки с огнеупорными
318
насадками. Газовоздушная смесь
у этих горелок приготовляется с не-
небольшим избытком воздуха (а= 1,05...
...1,1) и с выравненными полями кон-
концентраций горючего и окислителя по-
поступает в раскаленный насадок, вы-
выполненный из огнеупорного материа-
материала. В насадке смесь интенсивно подо-
подогревается, поджигается и сгорает. Как
правило, пламя не выходит за гра-
границы насадка и на фоне огнеупо-
огнеупоров его не видно; горение протекает
без видимого пламени. Такой процесс
сжигания газа иногда называют бес-
беспламенным. Как следует из изложен-
изложенного, это название является неточ-
неточным, ибо в каналах насадка пламя
имеется. Материал насадка должен
быть огнеупорным и термостойким,
способным выдержать высокие темпе-
температуры и термические напряжения,
возникающие при неравномерном про-
прогреве и охлаждении.
Смесь в каналах насадка подогре-
подогревается главным образом раскаленны-
раскаленными продуктами горения. Зоны рецир-
рециркуляции горячих продуктов создают-
создаются в местах резких расширений кана-
каналов и вблизи тел плохо обтекаемой
формы. Такие зоны являются мощны-
мощными и устойчивыми источниками подо-
подогрева и зажигания смеси. Стенки
огнеупорного насадка создают замк-
замкнутый изолированный объем, в кото-
котором протекает процесс горения. Под
изоляцией в данном случае следует
понимать тепловую изоляцию, значи-
значительно сокращающую теплоотвод из
реакционной зоны, как теплопровод-
теплопроводностью через стенки насадка, так и
излучением. Кроме тепловой изоляции
туннель создает аэродинамическую
изоляцию, которая позволяет факелу
эжектировать к корню продуктов
горения. Диаметр канала выбирают
таким, чтобы обеспечить свободное
развитие факела. Диаметр канала
должен в 2,5 раза превышать диаметр
кратера головки горелки, чтобы соз-
создать условия для свободного расшире-
расширения продуктов горения. Стабилиза-
Стабилизация пламени в туннеле путем возвра-
возврата раскаленных продуктов горения
аналогична процессу стабилизации
Рис. 16.1. Схема стаби-
стабилизации пламени в тун-
пламени телами плохо обтекаемой
формы. Схема стабилизации пламени
в туннеле горелки показана на рис.
16.1.
Сжигание заранее приготовленной
газовоздушной смеси в огнеупорных
насадках имеет ряд положительных
качеств, основными из которых явля-
являются: а) полное выгорание газа (от-
(отсутствие химической неполноты сгора-
сгорания); б) сжигание газа при ничтожно
малых избытках воздуха; в) возмож-
возможность создания высоких температур.
Эжекционная горелка полного пред-
предварительного смешения состоит из
смесителя, головки и огнеупорного на-
насадка. В смесителе образуется газо-
газовоздушная смесь с равномерными по-
полями концентраций горючего и окисли-
окислителя, которая поступает в головку го-
горелки. Головка выравнивает поле
скоростей потока, направляет его в на-
насадок, стабилизирует пламя, предо-
предохраняя его от проскока внутрь горел-
горелки, и конструктивно соединяет смеси-
смесительное устройство с насадком. Наса-
Насадок горелки является ее огневой
частью, в которой протекает процесс
горения, и одновременно составной
частью топочного устройства. Огне-
Огнеупорные каналы насадка стабилизи-
стабилизируют горение, предотвращая отрыв
пламени.
Горелки полного предварительного
смешения с огнеупорными насадками
по конструктивному оформлению их
огневой части можно разделить на сле-
следующие группы: 1) горелки, у кото-
которых пламя стабилизируется на огне-
319
упорных поверхностях топки; 2) го-
горелки с насадками, имеющими боль-
большое число каналов неправильной гео-
геометрической формы; 3) горелки с на-
насадками, в которых расположены ка-
каналы (туннели) правильной геомет-
геометрической формы. К первой группе от-
относятся горелки, у которых газовоз-
газовоздушная смесь выходит из головки и
поступает непосредственно в топку
котла или печи, где протекает процесс
подогрева и горения газа. У этих го-
горелок раскаленные стенки обмуровки,
своды или специальная наброска из
кускового высокоогнеупорного мате-
материала являются стабилизаторами гО-
рения и поджигают поступающий по-
поток газа.
Ко второй группе относятся горел-
горелки с пористыми диафрагмами, зер-
зернистым слоем из огнеупора и т. д.
У всех горелок этого типа газ сгорает
в сильно разветвленных каналах мел-
мелкого сечения и неправильной геомет-
геометрической формы. В насадке разви-
развиваются высокие температуры, поэтому
материал стенок должен обладать зна-
значительной огнеупорностью. Насадки
этого типа характеризуются значи-
значительным гидравлическим сопротивле-
сопротивлением. Горелки рассматриваемого типа
имеют малую производительность.
Наибольшее распространение получи-
получили горелки третьей группы, насадки
которых состоят из каналов правиль-
правильной геометрической формы. По разме-
размерам и числу каналов эти горелки
подразделяют на горелки, насадки
которых состоят из большого числа
мелких каналов или туннелей, и горел-
горелки с насадком в виде одного огне-
огнеупорного туннеля.
Огнеупорные насадки горелок инф-
инфракрасного излучения состоят из кера-
керамических плиток. Каждая плитка име-
имеет размер 65X45X12 мм. На плитке
размещены цилиндрические каналы
диаметром 1...1.5 мм. Минимальная
толщина перемычки между каналами
0,5 мм. Суммарное живое сечение от-
отверстий каналов составляет 35 ... 40 %
общей площади плитки, что обеспечи-
обеспечивает малое гидравлическое сопротив-
сопротивление насадка. Плитку прессуют из
огнеупорной легковесной керамиче-
керамической массы. Один из составов такой
массы следующий, %: огнеупорная
глина —45, каолин —25, оксид хро-
хрома —5 и тальк —25. Пористость кера-
керамики уменьшает ее коэффициент теп-
теплопроводности; это необходимо для
того, чтобы снизить температуру внут-
внутренней поверхности плитки и тем са-
самым препятствовать проскоку пламени
и зажиганию смеси внутри горелки.
Разработанная технология изготовле-
изготовления и обжига обеспечивает высокие
термические качества плиток, которые
способны выдержать резкие изменения
температур.
Ветроустойчивая горелка инфра-
инфракрасного излучения ГИИВ-1 показана
на рис. 16.2. Эжекционный смеси-
смеситель расположен в корпусе горелки,
в результате чего удалось сократить
ее габариты. Расход природного газа
на горелку 0,28 ... 0,53 м /ч, давление
газа 0,7 ... 2,5 кПа. Газ выходит из
сопла горелки, засасывает весь воздух,
необходимый для горения (а«1,05),
перемешивается с ним в эжекционном
смесителе, готовая газовоздушная
смесь поступает в распределительную
камеру, откуда со скоростью 0,1...
0,14 м/с выходит через каналы
керамической насадки. Динамическое
давление, с которым поток выходит
из диффузора, теряется и создаются
одинаковые условия для истечения га-
газовоздушной смеси через любой огне-
огневой канал. При работе горелки кера-
керамические плитки прогреваются на не-
некоторую глубину и подогревают газо-
газовоздушную смесь в цилиндрических
каналах. Газовоздушная смесь сгора-
сгорает в тонком слое над наружной поверх-
поверхностью насадка, которая разогревает-
разогревается до 800 ... 900° С через 40...50 с после
зажигания. Подогрев газовоздушной
смеси в каналах осуществляется теп-
тепловым потоком, движущимся от пла-
пламени по стенкам. Этот прогрев спо-
способствует обеспечению устойчивости
пламени по отношению к отрыву.
Устойчивость пламени по отноше-
отношению к проскоку обеспечивается тем,
что диаметр цилиндрических каналов
в керамических плитках выбран мень-
320
3 75
^^~~~ ? ? ,
3
*' ?
240
Ml
l^af
jv" ? /H
f/
Il
rw
N
A
ч
]
ше критического. Для того чтобы газо-
газовоздушная смесь не могла воспламе-
воспламениться от внутренней поверхности
плитки, последняя не должна иметь
высокой температуры. При увеличении
расхода газа температура поверх-
поверхности плиток растет до 1050 ... 1100° С,
и она раскаляется до белого цвета.
Прогрев каналов в глубину увеличи-
увеличивается, и фронт горения перемещает-
перемещается внутрь каналов. При дальнейшем
увеличении расхода газа фронт горе-
горения перемещается все глубже в кана-
каналы и при определенной нагрузке про-
произойдет проскок пламени внутрь го-
горелки. Рассмотренная закономерность
проскока пламени отличается от про-
проскока бунзеновского пламени. Это свя-
связано с наличием керамических кана-
каналов, которые с ростом нагрузки про-
прогреваются глубоко внутрь, при этом
растут температура смеси и скорость
распространения пламени и этот про-
процесс заканчивается проскоком пламе-
пламени, а не зажиганием газовоздушной
11 Зак 1052
Рис. 16.2. Горелка ин-
инфракрасного излучения
ГИИВ-1
/— корпус, 2— излу
чающие керамические
плитки, 3— сетка, 4—
эжекционная трубка,
5— сопло, 6— кронш-
кронштейн
смеси от тыльной части керамических
плиток, так как при проскоке ее темпе-
температура не превышает 400° С. Следо-
Следовательно, зажигание газовоздушной
смеси, находящейся в горелке, проис-
происходит в результате проникания фронта
горения через огневые каналы.
Следует отметить, что проскок про-
происходит через каналы, которые имеют
диаметры меньше критических. Это
происходит потому, что через прогре-
прогретые стенки прекращается теплоотвод
и они превращаются в поджигающие
поверхности. Вместе с тем в иссле-
исследованиях Гипрониигаза показано,
что при нагрузках горелки, значи-
значительно превосходящих номинальное
значение, пламя будет формироваться
над перфорированными плитками без
их значительного подогрева. При та-
321
ких условиях устойчивость пламени
по отношению к отрыву будет опре-
определяться теми же условиями, что и
устойчивость бунзеновского пламени.
Кривые проскока пламени в зависи-
зависимости от тепловой нагруз'ки и коэффи-
коэффициента избытка воздуха для плиток
с диаметром отверстий 1,55 и 1,75 мм
показаны на рис. 16.3.
Во всех случаях воспламенение
газовоздушной смеси в коробке горел-
горелки происходило в результате проскока
пламени через отверстия, а не за счет
поджигания смеси обратной стороной
плитки, так как ее температура не
превышала 400° С. Тепловая нагрузка
плитки 465 Вт обеспечивает устойчи-
устойчивую работу горелки, поэтому такая
нагрузка принята в качестве номи-
номинальной. При этой нагрузке темпе-
температура рабочей поверхности состав-
составляет 800° С, а ее тепловое напря-
напряжение 140 кВт/м2. При температуре
наружной поверхности 800...9000C
55...60 % теплоты, выделившейся в ре-
результате сгорания газа, передается
излучением, при этом максимальное
количество энергии приходится на об-
область инфракрасных лучей с длиной
волны 2,5...2,7 мкм. Рассмотренный
тип горелок инфракрасного излучения
предназначен для работы на природ-
природном газе низкого давления, а также
для работы на сжиженном углеводо-
углеводородном газе с давлением 5 кПа.
Над керамическими плитками рас-
расположена сетка — стабилизатор горе-
горения, выполненная из жаропрочной
хромоникелевой проволоки диаметром
1,2...1,3 мм. Повышенная ветроустой-
ветроустойчивость горелки обеспечивается в
результате выравнивания давления
над плитками и перед соплом эжекто-
эжектора. Эжектор засасывает воздух из ка-
камеры, куда он поступает через девять
отверстий в рефлекторе. Скоростной
напор ветра у поверхности плиток
преобразуется в статическое давление,
которое передается через отверстие в
корпус, и тем самым давление в нем
выравнивается с наружным. Таким об-
образом, ветер не влияет на условия
работы эжектора. Ветроустойчивость
обеспечивается при лобовой скорости
Рис. 16.3. Кривые прос-
проскока пламени для пли-
плиток
а — природный газ
(диаметр отверстий
плиток d=l,75 мм),
б — сжиженный газ,
/— проскок пламени
при d=l,55 мм, 2
проскок пламени при
d= 1,75 мм
ветра до 3...3.5 м/с. Горелки
инфракрасного излучения используют-
используются для обогрева и сушки помещений,
тканей, упаривания жидких и полу-
полужидких материалов и т. д.
Блочные эжекционные (инжек-
ционные) горелки типа Б И Г, разра-
разработанные Промэнергогазом. Горелки
этого типа представляют собой серию
горелок разных конфигураций и произ-
производительности, компонуемых из стан-
стандартных элементов. Стандартный эле-
элемент горелки состоит из набора еди-
единичных однотипных смесителей 2 (рис.
16.4, а), закрепленных в общем кол-
коллекторе — газовой камере 3. Единич-
Единичный смеситель представляет собой тру-
трубу диаметром 48?3 мм и длиной
290 мм. В начальной части трубы,
которая находится внутри газового
коллектора, имеются четыре отверстия
диаметром по 1,5 мм каждое, оси
которых расположены под углом около
25° к оси горелки. Эти отверстия
выполняют роль периферийных сопел,
через которые газ истекает внутрь
эжекционной трубы и эжектирует воз-
воздух, поступающий через открытый
торец трубы. Конструкция эжекцион-
эжекционной части отработана таким образом,
что при разрежении в топке, равном
20 Па, газ эжектирует весь воздух,
необходимый для горения, с коэффи-
коэффициентом избытка а= 1,02... 1,05.
Высокие скорости газовых струй,
расположенных по периферии, способ-
способствуют созданию профиля скоростей,
препятствующего проскоку пламени.
Блоки горелок футеруются огнеупор-
огнеупорной массой (см. рис. 16.4, б), а на их
выходе располагается туннель-стаби-
туннель-стабилизатор глубиной 100 мм. Он пред-
предотвращает отрыв пламени. Горелки
полностью размещаются в пределах
обмуровки котла толщиной 510 мм.
Номинальное давление газа перед го-
горелкой составляет 80 кПа (среднее
давление), коэффициент глубины ре-
322
a)
7160
928
t 696
464
232
Номинальная нагрузка
232
Номинальная нагрузка
0,5
0,4 0,8 1,2 1,6
Коэффициент избытка воздуха, о(.
1,5
АотЗ
015
?////////////////////??/,
S)
Горелка
Типа БИГ-1
Вид Б
Горелка Горелка
Типа Биг-2 Типа Биг-3
Вид Б Вид Б
290
150 49
218 49
Рис. 16.4. Блочная
эжекционная горелка
(БИГ)
а — элемент горелки,
б — общий вид, в —
компоновка элементов,
/— туннель стабилиза
тор, 2— смеситель
стабилизатор, 3— га-
газовая камера, 4— ог
неупорная масса, /—
газ, //— воздух
323
2JO 113
Рис. 16.5. Эжекционные
горелки среднего дав-
давления конструкции Лен-
гипроинжпроекта типа
/(а), //(б) и горелоч-
ный туннель (в) (в
скобках проставлены
размеры для горелок
7IW)
гулирования производительности ра-
равен 3,4...3,8. В зависимости от
компоновки (числа единичных элемен-
элементов) производительность горелки из-
изменяется от 10 до 240 м3/ч. Горелки
БИГ работают без химической непол-
неполноты сгорания с малыми избытками
воздуха. Содержание оксидов азота
составляет 0,15 ... 0,18 г/м3. Горелки
компонуют в виде стандартных набо-
наборов (см. рис. 16.4, в), состоящих из
единичных эжекционных трубок, со-
собранных в один ряд G типоразме-
типоразмеров), в два ряда F типоразмеров)
и в три ряда B типоразмера) Горел-
Горелки предназначены для оборудования
котлоагрегатов с расположением в об-
обмуровке стенок котла и на поду вмес-
вместо колосниковой решетки. Котлы, обо-
оборудованные горелками БИГ, имеют бо-
более высокий КПД (на 2 %), чем при
оборудовании эжекционными горел-
горелками с центрально расположенными
соплами.
Эжекционные горелки среднего
давления для природного газа, разра-
разработанные Ленгипроинжпроектом, из-
324
готовляют литыми в двух вариантах:
прямые (тип I) и угловые (тип II).
На рис. 16.5 показаны эти варианты
для горелок 7М. Горелки рассчитаны
на работу без подогрева воздуха
и без охлаждения головки горелки
Из разработанных десяти типоразме-
типоразмеров государственные испытания про-
прошли шесть типоразмеров (IM, ...,
4М, 6М и 7M), которые и рекомен-
рекомендуются для применения. Номиналь-
Номинальное давление газа 50 кПа, макси-
максимальное — 90 кПа. При 50 кПа и нуле-
нулевом разрежении в топке горелки ра-
работают с коэффициентом а= 1,05. Ко-
Коэффициент глубины регулирования
производительности горелок изменяет-
изменяется от 3 до 7— он определяется
отношением тепловой мощности при
рг=90 кПа к минимальной мощности,
соответствующей нижнему пределу ре-
регулирования. Расход газа горелками
колеблется от 6 до 31 м3/ч при рг=
= 50 кПа. На рис. 16.5, в приведены
горелочные туннели, выполненные из
двух блоков, что снижает термическое
напряжение, и туннели меньше рас-
растрескиваются. Уровень шума, созда-
создаваемого горелками, находится в преде-
пределах санитарной нормы. Указанные вы-
выше горелки применяются для нагре-
нагревательных и термических печей. Они
могут быть использованы также в топ-
топках небольших котлов.
Горелки без огнеупорных
насадок. Для обеспечения устой-
устойчивого горения газа у горелок без
огнеупорных насадок применяют спе-
специальные стабилизаторы горения. Они
предотвращают отрыв пламени, созда-
создавая устойчивые очаги зажигания го-
горючей смеси с Помощью зон рецир-
рециркуляции продуктов сгорания или под-
поджигающих поясов. Горелки рассмат-
рассматриваемого типа состоят из эжекцион-
ного смесителя и головки горелки
со стабилизатором горения.
В пределах малой толщины кине-
Рис. 16.6. Эжекцион-
ная горелка среднего
давления с кольцевым
стабилизатором
а — горелка в сборе,
б — насадок со стаби-
стабилизатором
тического фронта пламени, измеряемо-
измеряемого долями миллиметра, при неболь-
небольших избытках воздуха процесс горе-
горения не завершается, и за фронтом
пламени образуются продукты непол-
неполного сгорания. Это объясняется тем,
что по мере выгорания газа в реа-
реагирующей смеси появляются продукты
сгорания и взаимные столкновения ак-
активных молекул топлива с кислоро-
кислородом затрудняются. В результате про-
процесс горения, вначале чисто кинети-
325
ческий, приобретает диффузионный
характер, и чем больше смесь разбав-
разбавляется инертными газами, тем сильнее
он затормаживается. Замедлению про-
процесса горения способствует также по-
постепенное охлаждение «хвостов» факе-
факела Для дожигания таких обедненных
«хвостов» следует предусматривать
специальные мероприятия, с помощью
которых в «хвосте» пламени усили-
усиливается турбулизация потока,способст-
потока,способствующая столкновению горючего с кис-
кислородом, и создаются температурные
условия, обеспечивающие завершение
процесса горения.
Эжекционные горелки с кольце-
кольцевыми стабилизаторами разработаны
Ленгипроинжпроектом. Из десяти ти-
типоразмеров государственные испыта-
испытания прошли только пять A, 3, 7, 8, 9).
Эти горелки рекомендуются к приме-
применению. На рис. 16.6 показаны горел-
горелка и отдельно кольцевой стабили-
стабилизатор (размеры приведены для горел-
горелки № 7). Производительность горел-
горелки 37,5 м3/ч при давлении газа 50 кПа.
Устойчивость горения обеспечивается
кольцевым пламенем, которое форми-
формируется на щели по периферии отвер-
отверстия горелки. Малая скорость выхода
газовоздушной смеси из щели обеспе-
обеспечивает устойчивое горение пламени и
поджигание основного факела. Горел-
Горелки рассчитаны на те же параметры,
что и туннельные. Производительность
разработанных типов горелок изме-
изменяется в пределах 5...62 м3/ч при
давлении газа 50 кПа. Горелки также
выпускают в двух вариантах: прямые
(тип I) и угловые (тип II). Горелки
предназначены для установки в топках
небольших котлов.
К горелкам рассматриваемого типа
относятся эжекционные ИГК (рис.
16.7) среднего давления с пластинча-
пластинчатыми стабилизаторами конструкции
Мосгазпроекта. Особенность устройст-
устройства этих горелок в том, что в конце
диффузора эжектора установлен пла-
пластинчатый стабилизатор. Он представ-
представляет собой пакет, собранный из сталь-
стальных пластин толщиной 0,5 мм с рас-
расстоянием между ними, равным 1,5 мм.
Малое расстояние между пластинами
исключает возможность проскока пла-
пламени внутрь горелки, а застойные зо-
зоны, возникающие вблизи стяжных бол-
болтов, предотвращают отрыв пламени.
Горелки устойчиво работают в диапа-
диапазоне изменения давления газа от 3 до
50 кПа, таким образом коэффициент
глубины регулирования производи-
производительности для них равен 4,1. После
остановки горелки регулятор воздуха
должен оставаться открытым для ох-
охлаждения пластин Горелки рассчита-
рассчитаны на сжигание газа с теплотой сгора-
сгорания QcH = 35 600 кДж/м3 и р =
= 0,73 кг/м3.
Производительность горелок в за-
зависимости от типоразмера при дав-
давлении газа 30 кПа изменяется от
6 до 150 м3/ч Горелки с номиналь-
номинальной производительностью 50 м3/ч и
выше для подачи газа имеют по четы-
четыре сопла В результате применения
нескольких сопел удается сократить
размеры эжекционного смесителя.
Уменьшение длины эжектора в этом
случае вытекает из соображений, до-
допускающих, что процесс смесеобразо-
смесеобразования для каждого элементарного
потока многосоплового смесителя про-
протекает аналогично процессу в одно-
сопловом эжекторе. Для многосопло-
многосоплового смесителя эквивалентный диа-
диаметр «горловины» для каждого потока
будет меньше диаметра горловины
всего смесителя в -^n раз (где ? —
число сопел). Путь смешения для каж-
каждого элементарного потока пропор-
пропорционален диаметру его горловины и
равен пути смешения для всего эжек-
эжектора, так как процесс смесеобразо-
смесеобразования в этих потоках протекает парал-
параллельно. Таким образом, длина много-
многосоплового смесителя при^ прочих рав-
равных условиях будет в sjn раз меньше
длины односоплового эжектора
Кинетический факел, образующий-
образующийся при горении, располагают непос-
непосредственно в топке котла. Он имеет
сравнительно небольшие размеры. Го-
Горелки предназначены для обогрева чу-
чугунных секционных и стальных котлов
небольшой производительности. Про-
Протяженность топки вдоль факела долж-
326
7808
на быть не меньше 1,2 м. Топки долж-
должны работать под разрежением. Содер-
Содержание оксидов азота у чугунных сек-
секционных котлов, оборудованных го-
горелками ИГК, составляет примерно
0,16 г/м3.
16.4. Горелки
предварительного смешения
газа с частью воздуха,
необходимого для горения
Предварительное смешение газа с
частью воздуха, необходимого для
горения и называемого первичным,
осуществляется у горелок атмосфер-
атмосферного типа. Первичный воздух заса-
засасывается струей газа в эжектор, где
протекает смесеобразование, поэтому
горелки одновременно являются эжек-
ционными. В головку горелки посту-
поступает смесь с равномерными полями
концентраций горючего и окислителя
под некоторым избыточным давле-
давлением. Из головки газовоздушная смесь
выходит через отверстия со скоростью,
Рис. 16.7. Горелка с
пластинчатым стабили-
стабилизатором
/— обмуровка котла,
2— огнеупорная глина
обеспечивающей устойчивое горение, и
сгорает бунзеновским пламенем. Вто-
Вторичный воздух диффундирует к пла-
пламени непосредственно из атмосферы
окружающей среды. Пламя атмосфер-
атмосферной горелки имеет два конуса: внут-
внутренний, ярко очерченный, зелено-голу-
зелено-голубого цвета и внешний, имеющий не-
несколько размытые контуры и бледно-
фиолетовый цвет.
Во внутреннем конусе выгорает та
часть газа, которая обеспечена пер-
первичным воздухом (газ сгорает кине-
кинетическим пламенем). Внешний конус
представлет собой конус диффузион-
диффузионного горения. Атмосферные горелки
работают с коэффициентом первич-
первичного воздуха а', равным 0,45 ... 0,7.
Коэффициент избытка воздуха ? зави-
зависит от оформления топочной части и
колеблется в пределах 1,3... 1,8. Пра-
Правильно спроектированные и хоро-
327
шо отрегулированные атмосферные го-
горелки могут обеспечить практически
полное сгорание газа.
При малых значениях коэффициен-
коэффициента первичного воздуха концы пламе-
пламени окрашиваются в желтый цвет. Это
свидетельствует о возможности появ-
появления химического недожога. Окраска
краев пламени происходит из-за появ-
появления раскаленных частичек углерода
вследствие термического разложения
углеводородов в пламени. При диа-
диаметре отверстий 6 мм желтые края
пламени появляются при следующих
значениях коэффициентов а': для кок-
коксового газа а'=0,2, природного газа
а'=0,4, бутана а'=0,58. С уменьше-
уменьшением диаметра отверстий значение ко-
коэффициента а' уменьшается. Чем вы-
выше коэффициент первичного воздуха,
тем большая доля газа выгорает во
внутреннем конусе и тем менее вероят-
вероятна возможность появления в отходя-
отходящих газах продуктов неполного сгора-
сгорания.
Головка горелки может иметь са-
самую разнообразную форму, но обыч-
обычно это коллектор с большим числом
выходных отверстий. Конструкция го-
головки определяется тем огневым
устройством, для которого она пред-
предназначена Открытые конфорочные
горелки плит должны соответствовать
посуде, которую на них устанавли-
устанавливают, а горелки водонагревателей,
кипятильников, котлов и т. д — габа-
габаритам их топок. Головки горелки рас-
располагают в топке так, чтобы к ним
были обеспечены правильный подвод
вторичного воздуха, нормальное раз-
развитие конуса пламени и отвод продук-
продуктов горения.
Вторичный воздух должен равно-
равномерно поступать к горелкам и иметь
доступ к пламени по всей высоте.
Величина минимального избытка воз-
воздуха, обеспечивающего сгорание газа
без химической неполноты, в значи-
значительной мере зависит от способа под-
подвода вторичного воздуха. При пра-
правильном конструктивном решении под-
подвода вторичного воздуха удается до-
добиться полного сгорания газа с коэф-
коэффициентом избытка воздуха 1,2...
328
1,25. Горелку в топке следует рас-
располагать так, чтобы щели между
ними и между горелками и стенками
котла обеспечивали равномерный под-
подвод воздуха к пламени с требуемым
избытком. Количество поступающего
вторичного воздуха целесообразно ре-
регулировать специальными регистрами,
устанавливаемыми перед топкой на
воздушном тракте
Высоту топочной части выбирают
такой, чтобы не создавать условий,
способствующих появлению химиче-
химического недожога. Внутренний конус
пламени не должен соприкасаться с
холодными поверхностями нагрева,
ибо это приводит к химической непол-
неполноте сгорания и к появлению в про-
продуктах горения оксида углерода. Со-
Соприкосновение внешнего конуса пла-
пламени с поверхностями нагрева при
правильном подводе вторичного воз-
воздуха и отводе продуктов сгорания не
дает, заметного химического недожога.
Высота внутреннего конуса пламени
зависит от состава газа, коэффициен-
коэффициента первичного воздуха, скорости вы-
выхода газовоздушной смеси (или тепло-
теплового напряжения поперечного сече-
сечения выходных отверстий горелки) и
диаметра отверстий. Высоту внутрен-
внутреннего конуса пламени горелки, установ-
установленной в атмосфере неподвижного
воздуха, можно определить по следую-
следующей эмпирической формуле:
/гв=0,86-1(Г7№*2,
где /iB — высота внутреннего конуса, мм, k —
эмпирический коэффициент, зависящий от сое
тава газа и коэффициента первичного воздуха
(выбирают по табл 16 1), R— тепловое на
пряжение поперечного сечения выходных отвер-
отверстий горелки, Вт/м2, d — диаметр выходного
отверстия, мм
Тепловое напряжение отверстий го-
горелки R, Вт/м2, определяют по фор-
формуле
nd'
где Qrop — производительность горелки, м3/ч,
Qu — низшая теплота сгорания газа, кДж/м3,
? — число выходных отверстий в горелке
Таблица 161 Значение коэффициента k в зависимости от коэффициента первичного
воздуха а' и состава газа
, Газ
Бутан
Природный газ
Коксовый газ
Коэффициент первичного воздуха а'
02
1,89
1,4
03
1,63
1,12
04
2,29
1,35
0,95
05
1,74
1,14
0,71
06
1,46
0,95
0,56
0 7
1,22
0,79
0,45
08
1,05
0,64
0,45
09
0,83
0,54
Высоту внешнего конуса (наруж-
(наружного) пламени горелки определяют
по эмпирической формуле
Таблица 16 2 Значения коэффициента k\
/гв=0,86-10
~7
Коэффициент к\ зависит от рас-
расстояния между краями соседних отвер-
отверстий, его определяют по табл. 16.2.
При диаметре отверстий больше 7 мм
высота наружного конуса пламени го-
горелки hH становится зависимой от
коэффициента первичного воздуха,
уменьшаясь по мере приближения к
стехиометрическому составу
У топок, оборудованных атмо-
атмосферными горелками, разрежение в
плоскости головки обычно бывает ни-
ничтожно малым, однако даже незначи-
незначительное разрежение в топке сильно
сказывается на коэффициенте эжек-
ции и коэффициенте избытка воздуха.
Для обеспечения стабильной подачи
первичного и вторичного воздуха огне-
огневые установки с атмосферными горел-
горелками следует оборудовать тягопре-
рывателями. Тяга прерывается в ре-
результате сообщения дымохода за агре-
агрегатом с атмосферой Кроме того,
горелку вместе с эжектором целе-
целесообразно располагать с топочной
части. В результате этого давление
у всасывающего патрубка эжектора и
у выходных отверстий будет одинако-
одинаковым и горелка станет работать с по-
постоянным коэффициентом первичного
воздуха. Тягопрерыватель обеспечи-
обеспечивает практически постоянное разре-
разрежение, поэтому горелки будут рабо-
работать с неизменным избытком возду-
воздуха.
Поступающий в топку воздух будет
частично засасываться эжектором, а
частично поступать к пламени горелки
Расстояние
между краями
отверстий мм
2
3
4
5
6
7
8
9
Значение
коэффи
циента
П,4
10,4
9,46
8,7
7,8
6,5
7,2
6,95
Расстояние
между краями
отверстий мм
10
12
14
16
18
20
22
Значение
коэффициен
та k,
6,7
6,4
6,3
6,0
5,85
5,8
5,75
Если всасывающая часть эжектора на-
находится вне топки и огневая установ-
установка не имеет тягопрерывателя, то изме-
изменение тяги или давления газа будет
сказываться на работе горелки, изме-
изменяя коэффициенты первичного возду-
воздуха и избытка воздуха, что будет спо-
способствовать появлению химической не-
неполноты горения, малоустойчивой ра-
работе горелки или работе горелки с
большим избытком воздуха Следует
отметить, что при переводе сущест-
существующих котлов на газ часто тяго-
тягопрерыватель устанавливать нельзя,
так как в топке будет очень малое
разрежение, которое не обеспечит по-
подачи необходимого количества вторич-
вторичного воздуха. В этом случае эжектор
горелки располагают внутри короба,
сообщающегося с топочным или под-
поддувальным пространством, а количе-
количество поступающего воздуха регулиру-
регулируют регистром.
Атмосферные горелки имеют ряд
положительных качеств, благодаря ко-
которым они нашли широкое примене-
применение. Такие горелки завоевали проч-
прочные позиции в бытовых приборах
329
Рис. 16.8. Атмосферная
горелка для чугунного
котла
/— регулятор воздуха,
2— сопло, 3— эжекци
онная трубка, 4— го
ловка горелки с огне
выми отверстиями
(плитах, водонагревателях), приборах
предприятий общественного питания,
в лабораторной практике, их часто
применяют в чугунных отопительных
котлах и сушилках. Основными поло-
положительными качествами атмосферных
горелок являются: простота конструк-
конструкции, возможность работы на низком
давлении газа, отсутствие необходи-
необходимости в подаче воздуха под давле-
давлением, устойчивая работа горелки в до-
довольно широком диапазоне изменения
нагрузок, бесшумность работы, на-
надежность и простота эксплуатации.
Ввиду конструктивных особенно-
особенностей (горелку располагают непосред-
непосредственно в топке) и значительных коэф-
коэффициентов избытка воздуха атмосфер-
атмосферные горелки не используют в высоко-
высокотемпературных установках. В котлах
значительной производительности их
330
также не применяют, так как они не
обеспечивают высокой интенсивности
сжигания газа. Производительность
одной горелки обычно не превышает
100 кВт A0 м3/ч).
Атмосферная горелка, предназна-
предназначенная для установки в топке четырех-
и пятисекционных чугунных котлов
(ВНИИСТО-Мч), показана на рис.
16.8. Головка горелки имеет 142 отвер-
отверстия диаметром 4 мм и надевается на
эжекционную трубку. В месте выхода
газовоздушной смеси из эжектора
головка не имеет отверстий. Если
здесь расположить отверстия, то пла-
пламя над ними будет значительно выше,
чем над другими отверстиями, так
как при истечении газа из этих отвер-
отверстий будет использовано динами-
динамическое давление потока газовоздуш-
газовоздушной смеси, движущегося из эжекцион-
ной трубки в головку горелки. Кроме
того, вследствие повышения выходной
скорости пламя над этими отверстия-
отверстиями может быть недостаточно устой-
устойчивым. Тепловая нагрузка горелки
~200
¦278
260
К запальнику
2— эжекционный сме
ситель, 3— регулятор,
4— сопло, 5— регуля
тор первичного воздуха
равна 20 кВт @,2 М3/ч При QS = Рис· 16·9· Атмосферная
=36 МДж/м3). Горелка запроекти- !Д^тв^сТи™вых0"
рОВЗНа ДЛЯ СЖИГаНИЯ Газа С ТеПЛО- /— головка горелки,
той сгорания Ql = 25 000...36 000
кДж/м3, при этом в зависимости от При сжигании природного газа с теп-
величины Qh изменяют диаметр сопла, лотой сгорания 36 000 кДж/м3 диа-
331
метр сопла равен 4 мм, а необходимое
давление газа составляет 1,3 кПа.
Коэффициент первичного воздуха
горелки можно регулировать воздуш-
воздушной шайбой. Эжекционная трубка
имеет проточную часть с малым гид-
гидравлическим сопротивлением. Головка
горелки выполнена таким образом, что
вторичный воздух имеет подход к каж-
каждому ряду отверстий с одной стороны.
Высота пламени при работе горелки с
нормальной тепловой нагрузкой при-
примерно равна 100 мм. Горелка проста
по конструкции и надежна в эксплуа-
эксплуатации. При работе в чугунных сек-
секционных котлах атмосферные горелки
обеспечивают полное сжигание газа
при сравнительно небольшом содер-
содержании в продуктах горения оксидов
азота. Концентрация NOx обычно не
превосходит 0,12 г/м3.
Это связано с рассредоточением
пламени и ступенчатым сжиганием
газа (с первичным и вторичным воз-
воздухом).
Атмосферная горелка с одним вы-
выходным отверстием показана на рис.
16.9. Особенность этой горелки заклю-
заключается в том, что ее головка имеет не
коллектор с большим числом мелких
отверстий, а коническую трубку с од-,
ним отверстием большого диаметра
D0 мм). В результате этого значи-
значительно удлиняется пламя горелки.
Вследствие разрежения в топке вто-
вторичный воздух по кольцевому зазору
между горелкой и специальным кожу-
кожухом поступает к корню факела. У го-
горелки предусмотрена возможность ре-
регулирования количества первичного и
вторичного воздуха.
Такие горелки применяют при пе-
переоборудовании на газовое топливо
ресторанных плит и пищеварочных
котлов (причем в плите может быть
одна горелка или блок, состоящий из
двух-трех горелок). Тепловая нагруз-
нагрузка горелки составляет 18,6 кВт, давле-
давление газа 1,3 кПа. Горелка рассчитана
на сжигание газа с теплотой сгорания
Q?=36 000 кДж/м3. В зависимости от
теплоты сгорания газа в горелке уста-
устанавливают сопло соответствующего
диаметра.
16.5. Горелки
с незавершенным
предварительным
смешением газа с воздухом
Большая группа разнообразных
по конструкции и различных по произ-
производительности горелок относится к го-
горелкам с незавершенным предвари-
предварительным смешением газа с воздухом.
У горелок этого типа процесс смесе-
смесеобразования начинается в самой го-
горелке и активно завершается в топоч-
топочной камере. Вследствие этого газ
сгорает коротким и несветящимся
пламенем. В связи с тем что до выхо-
выхода в гопку, где начинается процесс
горения, газовоздушная смесь частич-
частично была приготовлена, скорость горе-
горения определяется диффузионными и
кинетическими факторами. Следова-
Следовательно, у этих горелок осуществляет-
осуществляется диффузионно-кинетический способ
сжигания газа.
Горелки рассмотренного типа со-
состоят из систем раздельной подачи га-
газа и всего воздуха, необходимого для
горения, а также устройств, в которых
начинается процесс смесеобразова-
смесеобразования. В топку поступает газовоздуш-
газовоздушная смесь, представляющая собой
турбулентный поток с неравномер-
неравномерными полями концентраций горючего
и окислителя в поперечном сечении.
Попадая в зону высоких температур,
смесь воспламеняется. Участки пото-
потока, в которых концентрация газа и воз-
воздуха находится в стехиометрическом
соотношении, сгорают кинетическим
способом, а зоны, в которых процесс
смесеобразования не завершен, выго-
выгорают диффузионно. Процессом смеше-
смешения в топке управляет смесительное
устройство горелки, так как структуру
потока и движение его отдельных час-
частиц определяют условия его выхода из
смесителя. Смешение газа и воздуха
у этих горелок происходит в резуль-
результате турбулентной диффузии, поэтому
такие горелки называют горелками
турбулентного смешения.
Для повышения интенсивности
процесса сжигания газа следует мак-
максимально интенсифицировать смеше-
332
A-A
Б-6
Установка наконечника сопла /тип Б/
ние газа с воздухом, так как смесеоб-
смесеобразование является тормозящим зве-
звеном всего процесса. Интенсификации
процесса смесеобразования дости-
достигают: закручиванием потока воздуха
направляющими лопатками; танген-
тангенциальным подводом или устройством
улиток; подачей газа в виде мелких
струй под углом к потоку воздуха^
расчленением потоков газа и воздуха
на мелкие потоки, в которых происхо-
происходит смесеобразование.
Горелки турбулентного смешения
нашли широкое применение. Основны-
Основными положительными качествами таких
горелок являются: а) возможность
сжигания большого количества газа
при сравнительно небольших габари-
габаритах горелки (особенно важно для
мощных котлов); б) широкий диапа-
диапазон регулирования производительно-
производительности горелки; в) возможность подогре-
подогрева газа и воздуха до температур,
превышающих температуру воспламе-
воспламенения, что имеет большое значение для
некоторых высокотемпературных пе-
печей; г) сравнительно простое выполне-
Рис. 16.10. Турбулент-
Турбулентная горелка типа ГНП
/— корпус, 2— сопло,
3— наконечник сопла
типа А, 4— наконечник
сопла типа Б, 5— но
сик
нение конструкций с комбинирован-
комбинированным сжиганием топлива (газа — ма-
мазута, газа — угольной пыли). Не-
Недостатки рассматриваемых горелок:
принудительная подача воздуха и
сжигание газа с химической неполно-
неполнотой, большей, чем при кинетическом
горении. Горелки турбулентного сме-
смешения имеют различную производи-
производительность от 60 кВт до 60 МВт.
Их используют для обогрева промыш-
промышленных печей и котлов.
Горелки турбулентного смешения
ГНП конструкции Теплопроекта про-
производительностью 7 ... 250 м3/ч при
давлении газа и воздуха 0,4 ... 2 кПа
показаны на рис. 16.10. Горелки
выпускают девяти типоразмеров с дву-
двумя типами наконечников газового
сопла. Наконечник А обеспечивает ко-
роткофакельное сжигание, а наконеч-
наконечник Б создает удлиненный факел.
333
Газ входит в горелку через патрубок
и истекает с определенной скоростью
из сопла. Воздух в горелку подают
под давлением, перед входом в носик
горелки он закручивается. Смешение
газа с воздухом начинается внутри
горелки при выходе газа из сопла
и интенсифицируется закрученным по-
потоком воздуха. При многоструйной
подаче газа (с наконечником А) про-
процесс образования смеси протекает
быстрее и газ сгорает в коротком
факеле. Горелку устанавливают сов-
совместно с керамическим туннелем, слу-
служащим стабилизатором горения. Го-
Горелки обеспечивают сжигание газа
при отсутствии химической неполноты
при коэффициенте избытка воздуха
а= 1,05 ... 1,1. При давлении газа
4 кПа длина факела для горелок с
наконечником типа А в зависимости от
типоразмера горелки изменяется от 0,6
до 2,3 м.
Основные размеры серии горелок
ГНП следующие: диаметр выходного
отверстия изменяется в пределах D=
= 25 ... 142 мм; диаметр газовых
отверстий у наконечника типа А ра-
равен: d=3,2 ... 15,5, а число их изме-
изменяется от 4 до 6; диаметр газового
отверстия у наконечника типа Б равен:
d, = 5,5 ... 31 мм (обозначения показа-
показаны на рис. 16.10). По результатам
государственных испытаний горелки
рекомендованы к применению. Основ-
Основными положительными качествами их
являются: простота и компактность
конструкции, возможность работы при
низких давлениях газа и воздуха, ши-
широкие пределы регулирования произ-
производительности. Горелки этого типа
предназначены для обогрева кузнеч-
кузнечных и термических печей, сушилок.
Многоструйная вихревая горелка
конструкции Мосгазпроекта показана
на рис. 16.11; работа горелки основана
на принципе дробления основных
потоков газа и воздуха на несколь-
несколько мелких потоков. Внутри этих пото-
потоков происходит интенсивный процесс
смесеобразования. Многоструйная
вихревая горелка предназначена для
сжигания природного газа с теплотой
сгорания Qh =35 МДж/м3 и имеет про-
производительность 226 м3/ч. Газ входит
в горелку через патрубок, поступает
в газовую камеру, в которой разби-
разбивается на 8 мелких потоков в соответ-
соответствии с числом газовых трубок. Из
каждой трубки газ выходит в виде
12 тонких струек с направлением под
углом к потоку воздуха. Диаметр
выходных отверстий 4,3 мм. Воздух
поступает в пространство между труб-
трубками и также разбивается на 8 мелких
потоков. Каждый малый поток возду-
воздуха закручивается с помощью лопаток
направляющих аппаратов и поступает
в цилиндрические выходные каналы,
пересекая газовые струйки; здесь на-
начинается процесс смесеобразования.
Необходимое давление газа 1,3 кПа, а
воздуха 1 кПа. Вихревые горелки
выпускают восьми типоразмеров про-
производительностью 39 ... 940 м3/ч.
Горелка имеет короткий несве-
несветящийся факел, длина которого при
максимальных нагрузках составляет
1 ... 1,5 м и обеспечивает устойчивую
работу при изменении давления от 30
до 1 500 Па и достаточно полное сжи-
сжигание газа при коэффициенте избыт-
избытка воздуха а= 1,1. Горелка практичес-
практически работает бесшумно. Ее огневую
часть располагают в зоне высоких
температур и для предохранения от
быстрого разрушения футеруют. Как
показали испытания, температура кор-
корпуса горелки не превышает 40 ...
... 50° С, а температура фронтовой
плиты достигает 140 ... 150° С. Для
наблюдения за работой горелки и за-
зажигания газа в середине ее (по
оси) предусмотрена труба диаметром
80 мм. Горелка предназначена для
сжигания газа в топках котлов и
промышленных агрегатов.
Для обогрева котлов электростан-
электростанций наибольшее распространение по-
получили горелки турбулентного смеше-
смешения, у которых газ- подают в закру-
закрученный поток воздуха в виде большого
числа струй. Это обеспечивает интен-
интенсивное перемешивание газа с воз-
воздухом и достаточно полное выгора-
выгорание газа. Воздушный поток закручи-
закручивается с помощью «улиток», направ-
направляющих лопаток или тангенциальным
334
L по месту
8?5
Ф»-
60
55
12отв 04,3
Воздух
Узел А
Воздух
075
054
подводом воздуха. Струйки газа
вытекают из отверстий малого диамет-
диаметра с большой скоростью и под
прямым углом пересекают воздушный
поток. Если в горелке газ подают
по центральной трубе и он, вытекая
из нее, пересекает воздушный поток,
двигаясь от центра к периферии, такие
горелки называют горелками с цент-
центральной подачей газа. Если газ пода-
подают из камеры, расположенной снару-
снаружи горелки, и струйки его движутся
по направлению к центру, в этом
случае горелки называют горелками
с периферийной подачей.
Турбулентные горелки часто вы-
Рис 16.11. Многоструй-
Многоструйная вихревая газовая
горелка низкого давле-
давления конструкции Мос-
газпроекта
а — горелка, б — нако-
наконечник с отверстиями и
направляющим аппара
том, / — воздушная ка
мера, 2—газовая ка-
камера, 3—наконечник,
4— фронтовая плита,
5— футеровка
полняют комбинированными: пылега-
зовыми или газомазутными. Комбини-
Комбинированные горелки позволяют быстро
переводить работу котла с одного
вида топлива на другой, что имеет
большое значение для потребителей-
регуляторов. Кроме того, газ в этих
горелках может сжигаться одновре-
одновременно с другим видом топлива. Как
335
Рис. 16.12. Схема га-
газомазутной горелки
ГМГМ
показывает опыт, применение комби-
комбинированных горелок дает более высо-
высокий эффект, чем одновременное ис-
использование газовых и пылеугольных
горелок или газовых горелок и мазут-
мазутных форсунок.
Газомазутная горелка типа ГМГМ
показана на рис. 16.12. Горелка вы-
выпускается четырех типоразмеров с но-
номинальным расходом газа от 185 до
820 м3/ч и предназначена для установ-
установки в котлах средней мощности типа
ДКВР. Газ поступает в коллектор
кольцевого сечения под давлением в
3,5 кПа и выходит из отверстий в
виде струй в закрученный поток вто-
вторичного воздуха, чем достигается ин-
интенсивное смесеобразование. Первич-
Первичный воздух подается по внутрен-
внутреннему каналу, закручивается и направ-
направляется к мазутной форсунке, где с
распыливаемым мазутом образует
топливно-воздушную смесь. Основное
сгорание осуществляется за счет вто-
вторичного воздуха. Доля первичного
воздуха при номинальном режиме сос-
составляет 10 ... 15 %. У горелок приме-
применены завихрители тангенциально-ак-
тангенциально-аксиального типа с прямыми лопатка-
лопатками и односторонней закруткой первич-
первичного и вторичного воздуха. Давле-
Давление воздуха до 1,4 кПа. Двухзонные
направляющие аппараты обеспечи-
обеспечивают устойчивое горение топлива в
широком диапазоне (коэффициент
глубины регулирования производи-
производительности равен 5). Топливо сгорает
при небольшом коэффициенте избытка
воздуха: при сжигании газа с а= 1,05,
при сжигании мазута с а= 1,15. Со-
Содержание NOx в продуктах сгорания
до 0,18 г/м3. Длина мазутного факела
1 ... 2,5 м. Распыливание мазута
осуществляется паромеханическими
форсунками завода «Ильмарине». Го-
Горелки прошли государственные испы-
испытания и рекомендованы к примене-
применению.
Пылегазовая горелка конструкции
Мосэнерго с центральной подачей газа
производительностью 2400 м3/ч пока-
показана на рис. 16.13. Она представляет
собой пылеугольную горелку, приспо-
приспособленную для сжигания газа. На
угольной пыли горелка работает сле-
следующим образом. Смесь первичного
воздуха с угольной пылью (аэро-
(аэровзвесь) подают в топку по кольце-
кольцевому каналу центральной трубы, а
вторичный воздух поступает в топку
через улитку. Резервным топливом у
таких горелок служит мазут, для че-
чего в центральной трубе устанавли-
устанавливают мазутную форсунку. Реконструк-
Реконструкция горелок для сжигания газа сводит-
сводится к замене мазутной форсунки коль-
кольцевым каналом, по которому подают
газ. В центральной части канала раз-
размещена труба, оканчивающаяся чу-
чугунным наконечником. В наконечнике
имеется 115 отверстий диаметром
7 мм, размещенных в пять рядов. Газ
выходит со скоростью 61,7 м/с, пере-
пересекая закрученный улиткой поток воз-
воздуха. Для защиты от обгорания пы-
пылевой части горелки и уменьшения
сопротивления горелки по воздушной
стороне примерно 10 ... 12 % воздуха
подают по тракту первичного возду-
336
Воздух
Газ
Ход
ха пылевой горелки. При работе горел-
горелки на угольной пыли для предотвра-
предотвращения обгорания газовый наконеч-
наконечник вдвигают внутрь горелки.
У горелок этого типа газообраз-
газообразное топливо сгорает длинным светя-
светящимся факелом. Газ выходит из отвер-
отверстий чугунного наконечника в виде
тонких струй непосредственно в топку,
где протекает процесс смесеобразова-
смесеобразования газа с воздухом, но горелка актив-
активно воздействует на этот процесс, так
как в топку подают закрученный по-
поток воздуха, который пересекает газо-
газовые струи. Горелки конструкции Мос-
Мосэнерго с центральной подачей газа
занимают промежуточное положение
между горелками с незавершенным
предварительным смешением газа с
воздухом и диффузионными горелка-
горелками.
Горелки работают с избытками
воздуха а= 1,1 ... 1,2; химическая не-
неполнота сгорания при различных на-
нагрузках составляет 1,5 ... 4 %.
Как показали исследования про-
процесса перемешивания поперечных га-
газовых струй с закрученным потоком
Рис. 16.13. Комбиниро-
Комбинированная пылегазовая го-
горелка с центральной
подачей газа на выхо-
выходе из амбразуры
/— кольцевой канал
для подачи газа, 2—
наконечник газоподво-
дящих труб, 3—«улит-
3—«улитка» для закручивания
воздушного потока, 4—
кольцевой канал для
подачи смеси первич
ного воздуха с уголь-
угольной пылью
воздуха, наилучшие результаты полу-
получаются при периферийной подаче га-
газа. Это объясняется тем, что наиболь-
наибольший расход воздуха движется по коль-
кольцу большого диаметра горелки, поэто-
поэтому при подаче газа через наиболь-
наибольший периметр наружной поверхности
горелки дальнобойность газовых струй
должна быть меньше и их легче рас-
распределить в воздушном потоке. Этим
объясняется тот факт, что горелки с
центральной подачей газа работают с
большими потерями от химической
неполноты горения, чем горелки с пе-
периферийной подачей газа. Горелки с
центральной подачей газа проще при
изготовлении и ремонте.
У горелок с периферийной пода-
подачей газ поступает в кольцевую газо-
газовую камеру, охватывающую горелку
с наружной стороны, и вытекает из
337
Аэровзвесь при работе
на угольной пыли
L
Рис 16.14. Комбиниро-
Комбинированная пылегазовая го-
горелка с периферийной
подачей газа в амбра-
зуру
/— ia-ювая камера
2— раздаточный конус,
3 - раструб, 4— под
вижная труба, 5— кор-
корпус «учитки», 6— цен
тральная неподвижная
труба, 7— канал для
подачи смеси угольной
пыли с первичным воз
духом
нее через круглые отверстия диамет-
диаметром 5 ... 8 мм со скоростью ПО ...
... 160 м/с. Газовые струи, обладаю-
обладающие большой дальнобойностью, пере-
пересекают закрученный поток воздуха,
движущийся со скоростью около 26 ...
. . 30 м/с под прямым углом Интен-
Интенсивное смесеобразование начинается
в горелке и завершается в топке.
Такая организация процесса обеспечи-
обеспечивает быстрое и хорошее перемешива-
перемешивание газа с воздухом, в результате чего
газ сгорает несветящимся факелом.
При правильном расположении газо-
газовых отверстий горелки работают с по-
потерями от химической неполноты сго-
сгорания, равными 0,4 0,7 %
Комбинированная пылегазовая го-
горелка системы «Оргрэс» с перифе-
периферийной подачей газа производитель-
производительностью 3000 м3/ч показана на рис.
16.14. На угольной пыли горелка ра-
338
ботает следующим образом. Смесь пы-
пыли с первичным воздухом подают по
центральной трубе через чугунный
раструб в топку На выходе из насад-
насадка поток разбивается о конус-рас-
конус-рассекатель. Вторичный воздух входит в
горелку через «улитку», которая обес-
обеспечивает его закручивание. При сжи-
сжигании углей с малым выходом лету-
летучих веществ для подсвечивания пыле-
угольного факела в горелку подают
некоторое количество газа.
При работе на газообразном топ-
топливе во избежание перегрева чугун-
чугунный насадок с конусом переводят в
крайнее левое положение. Газ подают
в камеру, охватывающую цилиндри-
цилиндрическую часть горелки по периферии,
и он выходит из нее через большое
число малых отверстий, пересекая по-
поток воздуха, который поступает в го-
горелку через «улитку». Чтобы предотв-
предотвратить перегрев и обгорание горелки,
газовая камера омывается с наруж-
наружной стороны воздухом, поступающим
через окна, расположенные в корпу-
корпусе «улитки». Газовая струя, выте-
вытекая из отверстия, проникает в глубь
воздушного потока на расстояние,
A-A
Регулятор
воздуха'
Б-Б
определяемое ее дальнобойностью, и
под воздействием воздушного потока
поворачивается, принимая направле-
направление движения воздуха. Расположение
отверстий, их диаметр и скорость вы-
выхода газа выбирают так, чтобы газо-
газовые струи после поворота как можно
равномернее распределялись по попе-
поперечному сечению воздушного потока.
В этом случае будут обеспечены на-
наилучшее перемешивание газа с возду-
воздухом и наименьшая химическая непол-
неполнота горения газа.
Форкамерная горелка низкого дав-
давления, разработанная Укргипроинж-
проектом, показана на рис. 16.15.
Горелки такого типа размещают на
полу топки и используют для обогре-
обогрева чугунных секционных котлов, суши-
сушилок и других установок. Горелка сос-
состоит из стальной трубы с отверстиями
для выхода газа и керамического мо-
моноблока из огнеупорного стандартного
кирпича. Моноблок образует ряд кана-
каналов (смесителей) высотой 250 мм, дли-
длиной 75 мм и шириной 80 .. 100 мм
(по расчету) и форкамеру. Моноблок
установлен на металлической раме, к
которой прикреплена труба горелки.
Газовые струи эжектируют 50 .
... 80 % воздуха, остальной воздух
поступает за счет разрежения в топке.
Рис. 16.15. Форкамер-
Форкамерная горелка низкого
давления
/— труба с отверстия
ми для выхода газа,
2— стальная опорная
рама, 3— керамичес
кий блок смесителя, 4—
форкамера из огне
упорного кирпича
В результате эжекции интенсифици-
интенсифицируется смесеобразование В каналах
смесь подогревается и при выходе
воспламеняется Из каналов горящая
смесь поступает в общий туннель
(форкамеру), где газ в основном сго-
сгорает (до 95%). Догорание происхо-
происходит в объеме топки. Высота факела
составляет 0,6 ... 0,9 м. Коэффициент
избытка воздуха ос= 1,1 . 1,15 Раз-
Разрежение в топке должно быть не ме-
менее 5 Па
16.6. Горелки
без предварительного
смешения газа с воздухом
В горелках без предварительного
смешения газ и воздух раздельными
потоками подаются в топку, где проис-
происходит смесеобразование и горение.
Отличительной особенностью таких
горелок, называемых диффузионными,
является то, что газовая струя или
газовые струи выходят из горелки
лишь в зоне амбразуры, где господ-
339
ствуют высокие температуры, и газо-
газовые струи сразу воспламеняются.
Процесс горения протекает по мере
образования газовоздушной смеси на
поверхности струи за счет диффузии
кислорода из потока воздуха. Ско-
Скорость горения и излучение пламени
определяются скоростью диффузии.
Если газовая струя достаточно мощ-
мощная и процесс смесеобразования, а
следовательно, и горения затягивает-
затягивается, тогда возникают зоны термичес-
термического разложения углеводородов и пла-
пламя делается светящимся и значитель-
значительных размеров. Если газ подается в
виде ряда струек малых размеров,
а воздушный поток турбулизируется
путем его закрутки, тогда диффузион-
диффузионный процесс доставки кислорода в
зону горения интенсифицируется и
газовые струйки малых размеров
быстро выгорают. При такой органи-
организации диффузионного горения пламя
будет коротким и с малым свечением
или вообще без свечения.
Диффузионные горелки в конструк-
конструктивном отношении могут представлять
собой трубу с просверленными отвер-
отверстиями. Газ поступает в горелку и
выходит из отверстий без предвари-
предварительного смешения с воздухом. Горел-
Горелки такого типа работают с малыми
форсировками и преимущественно в
области ламинарного режима. Они
находят применение при сжигании
искусственных газов под небольшими
водонагревательными устройствами.
Другим вариантом диффузионной
горелки является горелка с подачей
газа и воздуха двумя параллельными
потоками. При необходимости пре-
предельно затормозить процесс смесеоб-
смесеобразования и вытянуть факел следует
подавать газ и воздух с одинаковыми
скоростями и одинаковыми плотностя-
плотностями. Этого можно достичь подогревом
газа или воздуха. При ламинарном
режиме процесс смесеобразования в
начальной стадии будет протекать
только в результате молекулярной
диффузии. Малая интенсивность сме-
смешения газа с воздухом будет затяги-
затягивать процесс горения и увеличивать
длину факела. С возрастанием ско-
скорости потока (в пределах ламинар-
ламинарного режима) будет увеличиваться и
длина пламени. Горелки такого типа
находят применение в случаях, когда
по технологическим условиям требует-
требуется затянуть процесс горения для со-
создания равномерных и невысоких тем-
температур.
Диффузионные горелки применяют
в сталеплавильных и стекловарочных
печах. В результате раздельной пода-
подачи газа и воздуха становится возмож-
возможным подогревать воздух до температу-
температуры, превышающей температуру вос-
воспламенения газа. Газ сгорает ярко
светящимся факелом. Большая сте-
степень черноты пламени и высокая тем-
температура подогрева воздуха обеспечи-
обеспечивают интенсивный радиационный по-
поток теплоты, направленный на нагре-
нагреваемый материал. К достоинствам
диффузионных горелок относятся:
возможность работы на низком давле-
давлении газа и без вентиляторного дутья;
простота конструкции; отсутствие про-
проскока пламени; возможность работы
на воздухе с температурой выше тем-
температуры воспламенения газа.
К горелкам диффузионного типа
относятся подовые горелки, которые
используют при переводе отопитель-
отопительных котлов со слоевыми топками на
газообразное топливо. У этих горелок
газ без предварительного смешения с
воздухом выходит в топку, куда из-
под колосников поступает воздух. Та-
Такая организация процесса смесеобра-
смесеобразования типична для диффузионных
горелок. Газовые струйки у подовых
горелок направляются под углом к
потоку воздуха и равномерно распре-
распределяются по его сечению. Процесс
смешения осуществляется в специаль-
специальной щели, образуемой огнеупорной
кладкой. Это интенсифицирует сме-
смешение газа с воздухом, уменьшает
избытки воздуха и обеспечивает устой-
устойчивое зажигание образующейся смеси.
У подовых горелок колосниковую ре-
решетку закладывают огнеупорным кир-
кирпичом, оставляя несколько щелей, в
которых размещают трубы с просвер-
просверленными в них отверстиями для выхо-
выхода газа.
340
Газовый коллектор
Расположение подовой горелки в
топке показано на рис. 16.16. Коллек-
Коллекторы горелки установлены на кирпи-
кирпичах, расположенных на колосниковой
решетке. Над коллекторами огнеупор-
огнеупорная кладка образует прямые щели, в
которые выходит газ, не смешанный
с воздухом. Отверстия для выхода га-
газа расположены в 2 ряда в шахмат-
шахматном порядке, симметрично по отно-
отношению к вертикальной плоскости с
углом между рядами отверстий 90 ...
180°. Воздух подается под колоснико-
колосниковую решетку вентилятором или посту-
поступает туда в результате разрежения в
топке, поддерживаемого тягой, и про-
проходит через щель, омывая коллектор
горелки с двух сторон. Струя газа в
результате турбулентной диффузии
перемешивается с воздухом и на рас-
расстоянии 20 . . 40 мм от отверстий
горелки начинает гореть. Процесс го-
горения заканчивается на расстоянии
0,5 .. 1 м от горелки.
Рис. 16.16. Расположе-
Расположение в топке подовой
горелки с прямой ще-
щелью
/— колосниковая ре
шетка,2 — горелка, 3—
иод из огнеупорного
кирпича, 4— листовой
асбест, 5— два ряда
отверстий в шахматном
порядке диаметром
2,5 мм, шаг 20 мм, по
84 шт с каждой его
роны, 6— газовый кол
лектор
Таким образом, у подовых горелок
осуществляется диффузионный прин-
принцип сжигания газа Процесс смесе-
смесеобразования активизируется тем, что
поток газа разбивается на мелкие
струйки, выходящие с большой ско-
скоростью под углом к прямому потоку
воздуха Огнеупорные стенки щели
выполняют роль стабилизатора горе-
горения, предотвращая отрыв пламени, и
одновременно являются косвенными
излучателями, повышающими прямую
отдачу в топке Максимальная тем-
температура на поверхности щели колеб-
колеблется в пределах 900 ... 1200 0C, а
на поверхности коллектора в отдель-
341
ных точках она достигает 300 .
... 500° С. Температура колосниковой
решетки под щелью не превышает
75 ... 80° С.
Как показали экспериментальные
исследования, подовые горелки обес-
обеспечивают сжигание газа без хими-
химической неполноты при коэффициенте
избытка воздуха а, равном 1,1 ... 1,3.
Концентрация оксидов азота в продук-
продуктах горения составляет около 0,12
г/м3. Подовые горелки работают на
низком давлении газа A000
.. 5000 Па) и при давлении воздуха
600 ... 1000 Па. При работе горелок
без дутья в топке должно поддер-
поддерживаться разрежение 20 30 Па для
котлов средней производительности
B . 10 ? пара в 1 ч) и не менее 8 Па
для небольших отопительных котлов
Оптимальная скорость выхода природ-
природного газа из отверстий коллектора
составляет 25 ... 80 м/с, а скорость
воздуха в плоскости коллектора —
2,5 ... 8 м/с.
Экспериментально установлено,
что щель, по оси которой распола-
располагается коллектор, целесообразно вы-
выполнять прямой (см. рис. 16.16).
Прямая щель проста по устройству
и обеспечивает благоприятные усло-
условия для горения газа. Щель выкла-
выкладывают из огнеупорного шамотного
кирпича класса А первого сорта. Для
предотвращения присоса воздуха в
топке между рядами кирпичей целе-
целесообразно прокладывать листовой ас-
асбест толщиной 4 ... 6 мм Требуемый
избыток воздуха и температура кол-
коллектора зависят от угла между ряда-
рядами отверстий. При угле 90° требуется
больший избыток воздуха, но темпе-
температура коллектора горелки будет ниже
(до 33O0C). Если угол составляет
180°, то коэффициент избытка возду-
воздуха меньше, а температура коллектора
достигает 530° С Поэтому при работе
на холодном воздухе можно прини-
принимать угол, равный 90 ... 180°,
а при горячем воздухе — только 90°.
При работе на низком давлении без
дутья целесообразно принимать угол,
равный 90°.
Для подовых горелок, предназна-
предназначенных для промышленных котлов,
рекомендуется принимать следующие
размеры: диаметр коллектора 50 ...
... 100 мм, диаметр отверстий 2 .. 3 мм,
шаг между отверстиями 15 ... 20 мм
F ... 10) ???. Отверстия следует
располагать в шахматном порядке,
высота щели должна составлять 200 . .
... 260 мм, ширину определяют расче-
расчетом, и она обычно составляет 80 ...
... 180 мм. Подовые горелки чугун-
чугунных отопительных котлов выполняют
следующих размеров: диаметр отвер-
отверстий 1,3 ... 2 мм, шаг между отверстия-
отверстиями 10 ... 20 мм, высота щели 130 ...
... 200 мм, а ширину также опреде-
определяют расчетом и принимают 80 ...
... 110 мм.
Тепловые напряжения поперечного
сечения щели горелки составляют
2,9 ... 23 МВт. Горелки располагают
на колосниковой решетке так, чтобы
обеспечить наиболее равномерное рас-
распределение температур в горизонталь-
горизонтальном сечении топки. Число горелок
выбирают в соответствии с числом
топочных дверок, а длину — в соответ-
соответствии с длиной топки. Подовые го-
горелки целесообразно устанавливать в
топках котлов с колосниковыми решет-
решетками при переводе их на газ. При
установке подовых горелок в чугунных
отопительных котлах, работающих без
дутья, в топках последних разреже-
разрежение должно быть не менее 8 Па, а
высота топки — не менее 700 мм.
Плоскопламенная горелка ГПП,
разработанная Институтом газа АН
УССР, показана на рис 16.17. Эта
горелка создает разомкнутый диффу-
диффузионный факел, который раскрывает-
раскрывается на 180° и растекается тонким вееро-
веерообразным слоем вдоль стены, в кото-
которой установлена горелка. Факел имеет
большой диаметр, его плоскость рас-
располагается перпендикулярно оси го-
горелки и газ выгорает в тонком слое у
поверхности кладки на выходе из
амбразуры Кладка раскаляется и слу-
служит источником интенсивного излуче-
излучения. Такое развитие факела обеспе-
обеспечивает равномерное температурное по-
поле вблизи излучающей стенки (на
расстоянии 200 . 250 мм) и равно-
342
мерные лучистые потоки от нее. Разом-
Разомкнутый факел создается в результате
интенсивного закручивания воздушно-
воздушного потока винтовым завихрителем.
Газ выходит из малых отверстий,
просверленных по окружности в конце
газового наконечника, в виде струек,
воспламеняется в амбразуре горелки и
горит диффузионным пламенем в за-
закрученном потоке воздуха. В расши-
расширяющейся части туннеля под воздейст-
воздействием радиальных скоростей факел
раскрывается и догорает-вблизи по-
поверхности кладки. По оси горелки
располагается зона рециркуляции про-
продуктов горения. Раскаленные продук-
продукты горения зажигают свежую смесь
и обеспечивают стабилизацию пламе-
пламени.
Рис. 16.17. Плоскопла-
Плоскопламенная горелка
/— завихритель возду
ха, 2— газовое отверс
тие, 3— огнеупорная
стенка
Горелки выпускают семи типораз-
типоразмеров производительностью от 5 до
160 м3/ч и трех модификаций: низ-
низкого давления (ГППН —3 кПа), сред-
среднего давления (ГППС — 12 кПа) и
высокого давления (ГППВ —70 кПа).
Необходимое давление воздуха 3 кПа.
Горелки работают с коэффициентом
избытка воздуха а= 1,02 ... 1,05 и
коэффициентом глубины регулирова-
регулирования производительности от 10 до 18.
Диаметр газовых отверстий 6 ... 12 мм.
Горелки предназначены для установки
в нагревательных и термических пе-
печах.
343
Глава 17.
Расчет газовых горелок
17.1. Расчет
атмосферных горелок
Расчет головки горелки. Одним из
основных параметров работы горелок
является скорость выхода газовоздуш-
газовоздушной смеси из отверстий головки
Wo. Ее относят к нормальным усло-
условиям и задают из условий устой-
устойчивого горения газа. Скорость выхода
газовоздушной смеси должна быть та-
такой, чтобы устранить проскок и отрыв
пламени. Величина зоны устойчивого
горения зависит от состава газа, коэф-
коэффициента первичного воздуха а! и
диаметра выходных отверстий do. Чем
больше величины а' и do, тем при
больших скоростях будет происходить
проскок пламени. Следовательно, с
увеличением значений а' и do увели-
увеличивается предельная скорость проско-
проскока пламени и во избежание проскока
необходимо принимать большие ско-
скорости Wo выхода газовоздушной сме-
смеси из отверстий горелки.
Существует минимальный диаметр
выходного отверстия, при котором нет
проскока пламени. Он называется
критическим. Примерные значения
критических диаметров dKp в зависи-
зависимости от состава газа следующие: для
природных и сжиженных газов 2,5 мм,
для коксовых и сланцевых газов
соответственно 1,5 и 2 мм, водорода
0,9 мм.
При малых коэффициентах первич-
первичного воздуха горючие свойства газо-
газовоздушной смеси настолько ухудша-
ухудшаются, что пламя не может проско-
проскочить внутрь горелки. Наибольшие зна-
значения коэффициентов а/, при которых
еще нет проскока, в зависимости
от состава газа следующие: для при-
природных газов 0,65, для коксовых 0,6,
для бутана 0,65. Если коэффициент
а'горелки меньше приведенных значе-
значений, пламя не может проскочить
внутрь горелки. Примерные значения
344
предельных скоростей Wnp (т. е. тех
минимальных скоростей, при которых
еще нет проскока пламени) для неко-
некоторых газов в зависимости от зна-
значений а' и do приведены в табл. 17.1.
Если Wo<.Wnp, то пламя проскочит
внутрь горелки. Чем больше коэффи-
коэффициент а' и меньше диаметр отверстий
do, тем меньше скорость, при кото-
которой произойдет отрыв пламени. Сле-
Следовательно, с увеличением величины
а' и уменьшением do уменьшается
предельная скорость отрыва пламе-
пламени. Примерные значения предель-
предельных скоростей W0I (т. е. макси-
максимальных скоростей, при которых еще
нет отрыва пламени) в зависимости
от величин a', do и состава газа при-
приведены в табл. 17.2 При значениях
Wo~>W0-r пламя отрывается от горелки.
Расчетную скорость выбирают на
основании табл. 17.1 и 17.2. Для обес-
обеспечения максимального диапазона ре-
регулирования горелки коэффициент
первичного воздуха следует выбирать
таким, чтобы пламя не могло проско-
проскочить внутрь горелки при любых на-
нагрузках. Вместе с тем для повыше-
повышения качества горения следует зада-
задавать возможно большие значения а'.
Учитывая изложенное, величину коэф-
коэффициента первичного воздуха а' целе-
целесообразно принимать для коксового
газа равной 0,55 ... 0,6, а для при-
природного газа и бутана — 0,6 ... 0,65.
Скорость выхода смеси принимают не
более 0,6 ... 0,7 предельной скорости,
соответствующей отрыву пламени.
Диаметр отверстий выбирают в
пределах 2,5 ... 8 мм. Чем меньше
диаметр отверстий, тем меньше высота
пламени, но тем больше число отвер-
отверстий при неизменной производитель-
производительности горелки. Для искусственных
газов следует принимать меньшие
диаметры отверстий, чем для природ-
природных. Для горелок, запроектированных
с величиной а', близкой к единице,
Таблица 17.1. Предельные скорости проскока Wnp при а'=0,7 и 0,8, отнесенные
к нормальным условиям, м/с
Диаметр отверстий, мм
4
8
Газ
коксовый
а'=0,7
0,75
1
а' = 0,8
1
1,6
природный
а' = 0,7
0,1
0,1
а'= 0,8
0,25
0,25
бутан
а' = 0,7
0,2
0,2
а' = 0,8
0,4
0,4
Таблица 17.2. Предельные скорости отрыва пламени W0T, отнесенные к нормальным
условиям, м/с
отверстия,
1
2
4
6
8
Газ
коксовый
ct' = 0,7
8,3
8,75
9,75
11,15
—
?' = 0,8
6,9
7,25
8,2
9,5
—
?' = 0,5
U
1,9
2,55
3,4
4,5
природный
?' = 0,6
1,3
1,5
2,15
2,95
4
?'= 0,7
1
1,2
1,75
2,5
3,5
?' = 0,8
0,8
0,95
1,3
2,1
3
?' = 0,6
1,15
1,2
1,55
1,85
—
бутан
?'= 0,7
0,9
0,95
1,3
1,65
-
?' = 0,8
0,7
0,75
1,1
1,35
—
и' работающих в широком диапазоне
нагрузок, следует принимать диаметр
отверстий меньше критического, так
как при приближении коэффициента
первичного воздуха к единице значи-
значительно сужаются пределы устойчивой
работы горелки. Для природного газа
при величине а'>0,65 диаметр прини-
принимают не более 1,8 мм.
Если длина пламени не лимитиро-
лимитирована, можно принимать значительно
большие диаметры отверстий (напри-
(например, для горелки с одним выходным
отверстием). Расстояние между отвер-
отверстиями в одном ряду необходимо выби-
выбирать, чтобы обеспечить передачу пла-
пламени от отверстия к отверстию (мак-
(максимальный шаг), предупредить воз-
возможность слияния языков пламени и
не затруднять подхода вторичного
воздуха (минимальный шаг). Послед-
Последнее приводит к увеличению высоты
пламени и химическому недожогу.
При коэффициенте первичного возду-
воздуха а', равном 0,6 ... 0,65, целесообраз-
целесообразно принимать следующие расстояния
между осями отверстий; при диамет-
диаметре отверстий do=\ мм — около 4do,
а при ii0, равном 2 ... 6 мм, B,4 ...
... 2,8) d0.
Увеличение глубины выходных ка-
каналов горелки до определенной вели-
величины повышает устойчивость ее рабо-
работы, раздвигая пределы проскока и
отрыва пламени. Это объясняется ста-
стабилизацией поля скоростей. Глубину
выходных каналов принимают равной
B ... 3) do. Расположение отверстий
в отдельных выступающих над голов-
головкой горелки соплах, как показал опыт,
не улучшает условий для подхода вто-
вторичного воздуха. При расположении
отверстий в два ряда расстояние меж-
между рядами следует выбирать в 2 ...
... 2,5 раза больше шага отверстий.
Отверстия следует располагать в шах-
шахматном порядке и таким образом, что-
чтобы к каждому из них был обеспечен
подход вторичного воздуха (хотя бы с
одной стороны). Для более равномер-
равномерного распределения газовоздушной
смеси по отверстиям горелки необхо-
необходимо, чтобы поперечное сечение голов-
головки в 1,7 ... 2,5 раза превышало сум-
суммарное сечение выходных отверстий.
Если головка горелки имеет значи-
значительную длину, то целесообразно
уменьшить ее поперечное сечение по
ходу движения газовоздушной смеси.
Это приводит к выравниванию высо-
высоты пламени для ближних и дальних
отверстий.
345
Необходимую площадь выходных
отверстий Fo определяют из выраже-
выражения
где Qi — производительность горелки при О 0C
и 101,3 кПа, /7O — суммарная площадь выход-
выходных отверстий, Wo — скорость выхода газо-
газовоздушной смеси из отверстий горелки, отне-
отнесенная к нормальным условиям, Vo — объем
теоретически необходимого воздуха для горе
ния газа, м3/м3
Давление газовоздушной смеси в
головке Дрсм, которое необходимо для
работы горелки с расчетными пара-
параметрами, определяют по уравнению
W2
w о
A71)
где k\ — коэффициент, учитывающий потери
энергии в головке горелки, рсм — плотность га-
газовоздушной смеси при нормальных условиях,
кг/м3
Коэффициент k\ учитывает потери,
связанные с истечением газовоздуш-
газовоздушной смеси из насадок головки горел-
горелки, и потери энергии на ускорение
потока в выходных каналах вследствие
его нагрева и расширения. Потери при
истечении учитывают коэффициент
расхода отверстий головки горелки
??. Величина ?? зависит от конструк-
конструкции выходных каналов. Если выход
газовоздушной смеси из головки вы-
выполнен в виде отверстий, просверлен-
просверленных непосредственно в трубе, то ве-
величина ?? равна 0,65 ... 0,7. Для от-
отверстий малых диаметров в трубах
(do=\ ... 1,5 мм) коэффициент рас-
расхода в зависимости от отношения
длины канала / к его диаметру имеет
следующие значения: при //do=O,75
??=?,77; при I/do= 1,5 ??=0,85.
Если выходные насадки представляют
собой каналы длиной от двух до
четырех диаметров отверстий, то
величина ?0 равна 0,75 ... 0,82,
причем меньшие значения следует вы-
выбирать для коротких каналов с малы-
малыми диаметрами. Потери при истечении
из головки определяют с помощью
коэффициента сопротивления отвер-
отверстий головки.
Коэффициент расхода и коэффи-
346
циент сопротивления связаны следую-
следующими соотношениями:
1 + ??
??
Потери на ускорение, возникающие
вследствие расширения потока от на-
нагрева, определяют на основании урав-
уравнения Бернулли, а также уравнений
количества движения и сплошности
течения. Обозначая входные величины
индексом /, а выходные — индексом 2,
для цилиндрического канала можно
записать:
w\
где Арр — потери давления на расширении по-
потока в цилиндрическом канале
Из совместного решения этих урав-
уравнений получаем
P2
w\
Применительно к головке атмос-
атмосферной горелки с учетом уравнения
состояния газа это выражение можно
записать так:
Wl
Pi , T
где ?? — коэффициент сопротивления цилинд-
цилиндрического канала при расширении в нем
потока, отнесенный к динамическому давле-
давлению холодного потока, T—температура газо-
газовоздушной смеси на выходе из каналов го-
головки горелки
Общие потери энергии в головке
горелки рассчитывают по формулам:
, = (?
Wo Wl
?) у Рем = ??-ол ? Рсм ;
Ьгол — ??-Г cyjn '
A7.2)
Избыточное давление в головке
горелки определяют из формулы
Атмосферное
давление
W
ВЫХ ' г гол
Рис. 17.1. Эжекционный
смеситель для атмос-
атмосферных горелок
/ — сопло; 2 — камера
смешения; 3— горлови-
горловина эжектора, 4—диф-
4—диффузор
см 273
' = гол
A7.3)
где It7BbIx и рВых — скорость и плотность газо-
газовоздушной смеси при выходе из головки
горелки.
Они заменены скоростью W0 и
плотностью рсм на основании уравне-
уравнений сплошности течения и состояния
газа. Из сравнения уравнений
A7.1) — A7.3) получаем выражение
для коэффициента k\\
T
273
A7.4)
Температура подогрева в выходных
каналах T зависит от конструкции го-
горелки и топки и параметров работы
горелки. В большинстве случаев она
находится в пределах 50... 150 ° С. Для
головок конфорочных горелок быто-
бытовых плит коэффициент k\ примерно
равен 2,7...2,9.
Расчет эжекционного смесителя
горелки. Эжекционные смесители
(эжекторы) находят широкое приме-
применение в горелках различного типа.
Они выполняют следующие функции:
засасывают воздух из атмосферы и
смешивают его с газом; создают не-
необходимое избыточное давление, до-
достаточное для преодоления гидрав-
гидравлического сопротивления головки го-
горелки (а также сопротивления тунне-
туннеля и противодавления в топке); со-
создают необходимую скорость выхода
газовоздушной смеси, которой зада-
задаются из условий устойчивой работы
горелки. Эжекторы, являясь совер-
совершенными смесительными устройства-
устройствами, просты по конструкции и надежны
в эксплуатации.
Схема эжектора, часто исполь-
используемого для горелок низкого давле-
давления, показана на рис. 17.1. Он со-
состоит из следующих основных эле-
элементов: сопла, из которого выходит
газ; камеры смешения, состоящей из
всасывающей и стабилизирующей
частей, в которых осуществляются
смешение газа с воздухом и стабили-
стабилизация скоростного поля потока, и диф-
диффузора, где повышается давление
газовоздушной смеси.
Работа эжектора заключается в
следующем. Газ выходит из сопла
со скоростью Wc в виде свободной
347
струи (рис. 17.2). В пределах сопла
потенциальная энергия давления газа
преобразуется в кинетическую. Сво-
Свободная струя газа расширяется под
углом а, равным 25...29°, и в конце
всасывающей части камеры смешения
на расстоянии 2...2,8dr от сопла струю
отсекают стенки эжектора (здесь
диаметр эжектора примерно на 30 %
больше диаметра горловины). Вса-
Всасывающая часть выполнена в виде
коллектора с крутыми образующими.
Диаметр коллектора имеет достаточ-
достаточные размеры для того, чтобы не пре-
препятствовать развитию свободной
струи. Скорость входа воздуха в кол-
коллектор ничтожно мала, поэтому струя
газа эжектирует практически непод-
неподвижный воздух. Такие смесители в
дальнейшем будем называть эжекто-
эжекторами с малой скоростью эжекции.
Струя газа имеет турбулентный
режим движения. В результате попе-
поперечных турбулентных пульсаций моли
газа выходят из струи в окружающий
воздух, передают его молям импуль-
импульсы (количества движения) и застав-
заставляют их двигаться вдоль потока
При этом воздух в пограничном слое
турбулизируется, моли воздуха в свою
очередь внедряются в струю газа и
получают ускорение, тормозя струю.
Этот процесс захвата воздуха, про-
протекающий в пограничном слое струи,
прекращается в месте ее отсечения
В дальнейшем в стабилизирующей
части камеры смешения в результате
турбулентной диффузии происходит
выравнивание полей скоростей и кон-
концентраций, но соотношение между
газом и воздухом уже не изменяется.
Статическое давление в пределах вса-
всасывающего участка практически со-
сохраняется постоянным, а в стабилизи-
стабилизирующей части растет. Стабилизирую-
Стабилизирующая часть камеры смешения в начале
сделана плавно сужающейся, которая
в дальнейшем переходит в цилиндри-
цилиндрическую. Такая форма обеспечивает
наиболее интенсивную стабилизацию
с минимальными потерями.
В месте отсечения струи поле
скоростей потока характеризуется зна-
значительной неравномерностью, и этот
поток обладает кинетической энерги-
энергией, превосходящей энергию стаби-
стабилизированного потока с таким же рас-
расходом и равномерным полем скоро-
скоростей.
Кинетическую энергию потока в
любом сечении Ек определяют по фор-
формуле
W2
EM ?
WdF =
PQ,
где ? — плотность, W — скорость, F — попе
речное сечение, WK э — средняя скорость по
кинетической энергии, Q — объемный расход
Введя коэффициент неравномерно-
неравномерности скоростного поля по кинетической
энергии ?2, кинетическую энергию по-
потока можно определить исходя из
средней скорости по расходу Коэф-
Коэффициент ?>2 определяют из выраже-
выражения
где W — средняя скорость по расходу, опре-
определяемая из уравнения
W=M/(pF)=Q/F,
где M — массовый расход
Учитывая изложенное, получим
следующее уравнение для определе-
определения кинетической энергии потока:
E =
W
^ 2
? ?"? ? 2 о "
Значения коэффициента ?2 зави-
зависят от профиля поля скоростей. Так,
для параболического поля ?2=2, для
профиля скоростей, соответствующего
установившемуся турбулентному ре-
режиму, Re=IOOOO, ?2=1,06, а для
прямоугольного поля скоростей вели-
величина ?2=1· Для цилиндрического
участка камеры смешения эжектора
средняя скорость по расходу посто-
постоянна, но если в его пределах будет
изменяться профиль поля скоростей,
соответственно будет изменяться и ки-
кинетическая энергия потока
Входное поле скоростей в цилинд-
цилиндрическую часть камеры смешения
имеет профиль, обладающий значи-
значительной неравномерностью, а выход-
выходное поле выравнивается и приобретает
характер, соответствующий режиму
движения В связи с этим коэффици-
коэффициент ?>2 снижается, кинетическая энер-
энергия потока также уменьшается, час-
348
Газ
I
Cvj
i
j
Воздух <|
—I
—'
r
Воздух <|
' A
Всасывающая часть
камеры смешения
Место отсечки струи
L·-—
~5dr
Стабилизирующая часть
камеры смешения
Il
Il
Диффузор
к »« a ^-.J-,
тично превращаясь в потенциальную
энергию, в результате чего растет
статическое давление.
Так, если в начале потока вели-
величина ?>2~2, а после стабилизации
?2'~1,06, то кинетическая энергия по-
потока уменьшится на
Рис. 17.2. Аэродинами-
Аэродинамическая схема работы
эжектора с малой ско-
скоростью эжекции
?2
pQ ,
т. е. примерно вдвое. Таким образом,
в цилиндрической части камеры сме-
смешения эжектора происходит торможе-
торможение потока, и этот процесс наклады-
накладывается на процесс смешения. Если
стабилизирующую часть камеры вы-
выполнить конической, то, выбирая со-
соответствующую степень сужения кону-
конуса, можно добиться постоянного ста-
статического давления вдоль всей камеры
и отделить процесс смешения от про-
процесса торможения, продолжив послед-
последний далее в диффузоре. Частичное
совмещение торможения со смешени-
смешением потоков, осуществляемое в эжекто-
эжекторе, повышает его эффективность.
В результате указанных процессов
поток газовоздушной смеси в конце
камеры смешения обладает статиче-
статическим ??? и динамическим давлением
W2
-л-Рем- Длину камеры смешения сле-
следует выбирать такой, чтобы ее разме-
размеры обеспечивали завершение этих
процессов.
Несмотря на определенную яс-
ясность динамики процесса эжекции,
профиль проточной части камеры сме-
смешения эжектора и его линейные раз-
размеры в настоящее время не поддаются
точному теоретическому расчету; их
находят экспериментальным путем.
Однако основные сечения эжектора
и параметры потока в конце камеры
смешения и в конце диффузора можно
рассчитать теоретически. При рас-
расчете используют основные законы
механики и исходят из несколько
упрощенной схемы распределения дав-
давления по длине эжектора.
Кривая давлений по длине эжек-
эжектора представляется следующей. В
пределах всасывающей части каме-
камеры смешения давление постоянное.
Коническую часть участка стабили-
стабилизации выполняют такой, чтобы паде-
падение давления, связанное с поджатием
потока, было компенсировано его
ростом за счет деформации скорост-
скоростного поля. Таким образом, в пределах
сужающейся части участка стабили-
стабилизации статическое давление также со-
сохраняется постоянным. В цилиндри-
цилиндрической части камеры смешения дав-
давление повышается за счет перерас-
перераспределения энергии, что связано со
стабилизацией скоростного поля. Ta-
349
кая схема исключает осевую состав-
составляющую реакции стенок и потерю
энергии на удар о них. Кроме того,
она позволяет значительно упростить
уравнение количества движения, при-
применяемое для расчета эжектора.
При движении смешивающихся по-
потоков в проточной части камеры сме-
смешения эжектора происходят потери
энергии. Основные потери связаны
с самим процессом смешения и яв-
являются потерями на удар, которые
определяются законом сохранения ко-
количества движения. Эти потери ана-
аналогичны потерям при ударе неупру-
неупругих тел. Кроме того, в проточной части
наблюдаются: потери на трение, поте-
потери, связанные с торможением потока
в камере смешения и диффузоре и
потери при истечении газа из сопла.
С увеличением неравномерности
входного поля скоростей снижается
КПД диффузора, поэтому перед вхо-
входом в диффузор поток должен иметь
наиболее равномерное поле, что при-
приводит к необходимости стабилизиро-
стабилизировать поток до его входа в диффузор.
Основное назначение диффузора —
увеличивать избыточное давление, со-
создаваемое эжектором. При выходе из
него поток газовоздушной смеси об-
обладает статическим давлением Арсм
и скоростью WA. Следует отметить,
что в диффузоре происходит интен-
интенсивное перемешивание потока, и если
в камере газ с воздухом достаточно
хорошо не перемешался, то этот про-
процесс завершится в диффузоре. Таким
образом, диффузор создает дополни-
дополнительные условия, которые обеспе-
обеспечивают равномерные поля концентра-
концентрации смеси при выходе ее из эжектора.
Основное уравнение эжектора.Рас-
эжектора.Расчет эжектора основывается на сле-
следующих трех законах: законе им-
импульсов (количества движения) и за-
законах сохранения энергии и массы.
Несмотря на сложность процесса
смешения, параметры потока в конце
смесительной камеры могут быть опре-
определены на основании указанных за-
законов без детального рассмотрения
механизма смешения. Закон импуль-
импульсов для сечений /—// эжектора
350
(см. рис. 17.1) выражается следую-
следующим образом:
A7.5)
где W0 — скорость истечения газа из сопла,
Mi и Мз — массовые расходы газа и газо
воздушной смеси, Wr — скорость газовоздуш-
газовоздушной смеси в горловине эжектора, Fr — попе-
поперечное сечение горловины эжектора, Ард
и ???? — статические давления, создаваемые
диффузором и эжектором в целом, ???? —
потери давления на трение в камере сме-
смешения
Скорости в уравнении A7.5) явля-
являются средними по количеству дви-
движения, но с помощью коэффициента
неравномерности скоростного поля по
количеству движения ipi они могут
быть выражены через средние скоро-
скорости по расходу:
где WK д — средняя скорость по количеству
движения, ?, — коэффициент неравномерно-
неравномерности скоростного поля по количеству дви-
движения
Коэффициент ?? определяют из
следующих соотношений:
Коэффициент ?? зависит от профи-
профиля поля скоростей Для параболи-
параболического поля величина ??=1,38; для
поля скоростей, соответствующего
установившемуся турбулентному ре-
режиму (при Re=IOOOO), ?,= 1,02; для
прямоугольного поля скоростей -?? = 1.
Поле скоростей газа при истечении
его из сопла имеет профиль, близкий
к прямоугольному, поэтому с доста-
достаточной степенью точности можно счи-
считать, что коэффициенты неравномер-
неравномерности ?? и \р2 для сопла равны еди-
единице и их в дальнейшем в уравнение
вводить не будем. Для горловины
эжектора этот коэффициент ipir учи-
учитывают, так как в этом случае поле
скоростей обладает определенной не-
неравномерностью.
При низком давлении газа можно
пренебречь его сжимаемостью и на
основании закона сохранения массы
написать следующие уравнения:
ITcFcPr; A7.6)
M3=Q3PcM = WVFrpCM; A7.7)
=Q1 + Q2- M3=M1-^M2; A7.8)
A7.9)
где Qi, Q2, Уз — объемные расходы газа, воз-
воздуха и газовоздушной смеси; Mz — массовый
расход воздуха; F0 — выходное сечение соп-
сопла; рг, рв, Рем — плотности газа, воздуха и
газовоздушной смеси; s=p,/pB — относитель-
относительная плотность газа; и — массовый коэффици-
коэффициент эжекции, U=Mz/'Mi, us— объемный коэф-
коэффициент эжекции.
MS=Q2ZQi = OsTo; 1+WS=Q3ZQi.
A7.10)
Для получения основного урав-
уравнения эжектора в безразмерном виде
обозначим отношения площади гор-
горловины Fr к площади сопла Fc через
F, т. е.
F=Fr/Fc.
Эта величина является основным
параметром эжектора.
Подставим полученные зависимо-
зависимости в уравнение A^7.5):
Потери энергии на трение опреде-
определяют из выражения
где ?? = ?(??/??)—коэффициент сопротивления
трению; ? — коэффициент трения; /к — длина
камеры смешения; dr — диаметр горловины
эжектора.
Закон сохранения энергии дает
следующие зависимости:
для сопла
W2
для диффузора
W2
A7.13)
где Ap133 — располагаемое (избыточное) дав-
давление газа перед соплом; ?* — коэффициент
расхода сопла; n=Fa/Fr — степень расшире-
расширения диффузора; Fn — выходное сечение диф-
диффузора; ?? — коэффициент сопротивления диф-
диффузора, отражающий потери энергии с учетом
коэффициента неравномерности поля скоро-
скоростей, коэффициент ?? отнесен к большей ско-
скорости.
После преобразования уравнение
A7.11) примет следующий вид:
f
), A7.14)
где
A7.15)
Уравнение A7.14) является основ-
основным уравнением для расчета эжекто-
эжектора и в то же время его характеристи-
характеристикой. Оно связывает безразмерное дав-
давление, создаваемое эжектором \рсм/
/Аргаз, с коэффициентом эжекции и
и основным параметром эжектора F.
Характеристическое уравнение
A7.14) выведено из схемы давлений
(см. рис. 17.1). Эта схема предпо-
предполагает такой режим работы эжекто-
эжектора, при котором давление в пределах
конической части камеры смешения
поддерживается постоянным и повы-
повышается в цилиндрической части. Дан-
Данное условие является единственным
ограничением для применения уравне-
уравнения A7.14). При этом форма камеры
смешения в явном виде в уравнении
не учитывается, но она должна быть
такой, чтобы удовлетворялось указан-
указанное ограничение.
При проектировании эжектора на
основании имеющегося эксперимен-
экспериментального материала можно задаться
формой камеры смешения, при кото-
которой будет выполнено указанное усло-
условие. Но это условие выполняется
только при определенном расчетном
режиме, а при других режимах кри-
кривая давлений отклоняется от расчет-
расчетной схемы и уравнение A7.14) будет
давать приближенное решение. За
расчетный режим обычно принима-
принимается оптимальный, т. е. такой режим,
который для заданного коэффициента
эжекции обеспечивает максимальное
избыточное давление АрСм/Аргаз- Имею-
Имеющийся экспериментальный материал
по линейным размерам и форме ка-
камеры смешения в большинстве слу-
случаев относится к оптимальным или
близким к ним режимам работы
351
эжектора. За пределами области,
прилегающей к области оптимального
режима, должны быть расхождения
расчетных и экспериментальных дан-
данных. Приближенность характеристи-
характеристического уравнения A7.14) вне обла-
области оптимального режима объясня-
объясняется еще тем, что с изменением ре-
режима работы эжектора будут из-
изменяться коэффициенты неравномер-
неравномерности скоростных полей и коэффици-
коэффициенты, учитывающие потери энергии
на преодоление гидравлических со-
сопротивлений проточной части эжек-
эжектора, которые при расчете характе-
характеристической кривой принимали по-
постоянными. Однако, как показывают
экспериментальные исследования, точ-
точность характеристического уравнения
в пределах основного диапазона из-
изменения коэффициента эжекции ока-
оказывается достаточной для практиче-
практических целей.
Оптимальное значение основного
параметра эжектора определим из
характеристического уравнения пу-
путем его дифференцирования и отыска-
отыскания максимума
Ap
2?2? v4(\+u)({+usJF
= 0
dF F2 ?*
отсюда
FonT = k(l+u)(l + us). A7.16)
Максимальное безразмерное дав-
давление, создаваемое эжектором, равно:
A7.17)
Величина максимального безраз-
безразмерного давления будет различной
для различных значений и, причем с
увеличением коэффициента эжекции
величина Дрсм/Аргаз будет уменьшать-
уменьшаться; кроме того, это безразмерное давле-
давление зависит от плотности газа. С уве-
увеличением плотности газа при одина-
одинаковых значениях и будет уменьшаться
безразмерное давление, создаваемое
эжектором. На рис. 17.3 построены
кривые оптимальных значений F и со-
соответствующих максимальных значе-
значений безразмерных давлений АрСч/Аргаз
для относительных плотностей газа
5=0,57 и 5=1. Из рассмотрения этих
кривых видно, что у горелок, рабо-
работающих с большими коэффициентами
эжекции, оптимальное значение без-
безразмерного давления весьма невелико.
На давление, создаваемое эжекто-
эжектором, значительное влияние оказывает
профиль его проточной части. Чем
рациональнее формы сопла и эжек-
ционной трубки, тем выше эффектив-
эффективность эжектора. На величину мини-
минимально необходимого давления газа
в значительной мере влияет форма
сопла, ибо при истечении из него поток
газа обладает большой энергией и
каждый процент потери этой энергии
имеет существенное значение. Коэф-
Коэффициенты расхода сопел в основном
определяются конструкцией сопел.
Коническое сопло с углом конусности
около 13° имеет коэффициент ??=0,95.
Сопло с углом конусности 45° и ци-
цилиндрическим выходным каналом дли-
длиной 0,5dc имеет коэффициент ??=0,9;
если это сопло имеет регулировочную
иглу, тогда коэффициент ??=0,84.
Коноидальное сопло, выполненное по
форме сжатой струи, имеет коэффи-
коэффициент ??=0,97. При сверхкритических
скоростях выхода газа следует уста-
устанавливать расширяющиеся сопла, для
которых можно принимать коэффици-
коэффициент ??=0,95...0,97.
Рациональная форма профиля вса-
всасывающей части камеры смешения у
эжектора с малой скоростью эжек-
эжекции — это конфузор, имеющий такие
поперечные сечения, чтобы не стес-
стеснять развитие свободной струи газа,
вытекающей из сопла. Он выполня-
выполняется с постепенным сужением и пе-
переходом в цилиндрическую стабили-
стабилизирующую часть. К наружной форме
сопла особых требований предъявлять
не следует, ибо вблизи него поток
воздуха имеет ничтожную скорость.
Длина камеры смешения должна
быть такой, чтобы процесс стабили-
стабилизации поля скоростей успевал закон-
закончиться до входа в диффузор. В боль-
большинстве случаев достаточно прини-
принимать ее равной пяти диаметрам гор-
горловины эжектора. Потери энергии
на трение в камере смешения зависят
от режима движения, качества обра-
352
ботки и длины камеры. Для большин-
большинства газовых горелок коэффициент
потерь в камере смешения колеблется
в пределах ?? = 0,06...0,12.
Значение коэффициента неравно-
неравномерности скоростного поля в горло-
горловине (в конце камеры смешения) ???
зависит от степени стабилизации пото-
потока и режима движения. Для камер,
имеющих длину, равную 5...6 диамет-
диаметрам, коэффициент -??? обычно колеб-
колеблется в пределах 1,04...1,02. Для уко-
укороченных камер он может принимать
значительно большие значения.
Потери энергии в диффузоре в ос-
основном зависят: от степени расшире-
расширения n=Fa,/Fr={d!X/drJ, угла раскры-
раскрытия и коэффициента неравномерности
входного поля скоростей. КПД диффу-
диффузора г|д связан с коэффициентом со-
сопротивления диффузора ?? следую-
следующим соотношением:
\
*
K=1,45
\
t
2 ,
у
<
f
>/
S
/
/
/
nm
t
1
-
_
\&Рг(т макс
- 300
- 200
- 100
= о
6 8 10 12 Щ 16 18 20
Коэффициент эжекции ,U
Рис. 17.3. Зависимость
(А/?сн/Аргаз)макс и Fonr
от величины и
1 -при s=0,57, 2—
при S=I
??=?-?,
Оптимальный угол раскрытия диф-
диффузора составляет 7...8°. Если камера
смешения имеет нормальную длину,
а диффузор выполнен с углом рас-
раскрытия 8°, то значения для ?? и цА
можно выбирать по графику (рис.
17.4). Принимать степень расширения
диффузора выше трех нецелесообраз-
нецелесообразно, так как большие значения значи-
значительно увеличивают длину диффузора
и лишь на несколько процентов по-
повышают статическое давление.
На рис. 17.5 показаны три вари-
варианта конструкций эжекционных тру-
трубок эжекторов с малой скоростью
эжекции. Варианту а соответствует
оптимальная форма проточной части,
при которой гидравлические потери
будут наименьшими. Коэффициент
потерь для этой трубки ^= 1,5. В слу-
случае когда избыточное давление газа
в сети больше минимально необхо-
необходимого, используют укороченные
эжекционные трубки. На рис. 17.5, б, в
приведены две конструкции укорочен-
укороченных эжекционных трубок. Эти трубки
характеризуются повышенными поте-
потерями энергии в проточной части, но
имеют меньшие линейные размеры,
12 Зак 1052
I 0,2
I ** 0,15
N
II 0,1
If
t a 0,05
I
"—
/
CC= 8°
7,2 1fi 1,6 1,8
Рис. 17.4. Зависимость
?? и ?, от я
что является их преимуществом. Ко-
Коэффициент потерь для трубки типа б
равен: 6=2,1, а для трубки типа в
k=3. Вопрос о возможности примене-
применения этих трубок решают в зависи-
зависимости от располагаемого давления
газа; чем оно больше, чем более ко-
короткие трубки можно использовать.
Конструктивный расчет горелки.
Расчетное уравнение горелки полу-
получают из сравнения уравнения харак-
характеристики эжектора A7.14) и уравне-
353
Рис. 17.5. Эжекционные
трубки эжекторов с ма-
малой скоростью эжекции
а — оптимальная фор
ма трубки, б, в — уко-
укорененные трубки
ния характеристики головки горелки
A7.1). Преобразуем уравнение A7.1),
используя соотношение между скоро-
скоростью и расходом A7.10) для выход-
выходных отверстий горелки
Qi(I + us)
а также уравнение A7.9). В резуль-
результате преобразований получаем:
A7 18)
Из уравнения A7.18) с учетом
уравнений A7.6) и A7.12) получаем
безразмерную характеристику горелки
АРсм
A7 19)
где Fi = F1 /Fq — параметр горелки
Сравнивая уравнения A7.14) и
A7.19), получаем основное уравнение
атмосферной горелки
Из уравнения A7.20) видно, что
эжекционная способность горелки за-
зависит только от конструкции горелки
и не зависит от режима ее работы
Следовательно, горелка обладает
саморегулируемостью. Это положе-
положение подтверждается эксперименталь-
экспериментально. Однако при значительных отклоне-
отклонениях режима работы горелки от
оптимального саморегулируемость го-
горелки нарушается. Эти нарушения
объясняются некоторой приближен-
приближенностью уравнения A7.14) и тем, что
коэффициенты k и k\ несколько из-
изменяются с изменением режима рабо-
работы горелки. В практических расчетах
можно считать, что эжекционная спо-
способность горелки зависит от ее кон-
конструктивных качеств и сохраняется
постоянной для основного диапазона
изменения нагрузок.
В силу того, что основное урав-
уравнение горелки устанавливает непо-
непосредственную связь между ее эжекци-
онной способностью и конструктив-
конструктивными размерами, оно может быть
использовано для выявления влия-
влияния изменения сечений горелки (Fc,
Fr, Fo) на коэффициент эжекции.
Оптимальное значение параметра
горелки получаем из уравнения A7.20)
после подстановки в него выражения
для значения A7.16):
A7.21)
Для решения основного уравнения
горелки A7.20) преобразуем его с
учетом уравнения A7.21) и зависи-
зависимости
? р, /р. · М7 991
Л Г\/Г\ опт» \??.??)
в результате преобразований получа-
ем:
A7 23)
A7 24)
A+ «)(! +us),
A7 20)
Решая уравнение A7.23), получа-
получаем два значения для ? В качестве
расчетного следует принимать мень-
меньшее значение. Если параметр горел-
горелки A=X, то это значит, что горелка
354
работает в оптимальном режиме. Дей-
Действительно, при А—\ из уравнения
A7.23) получаем х=\, что соответ-
соответствует оптимальному режиму [см.
формулу A7.22)]. Если А>\, урав-
уравнение A7.23) дает мнимые корни,
физически это означает, что горелка
не может обеспечить требуемую эжек-
эжекционную способность. Если Л<1, что
соответствует избыточному давлению
газа, то в этом случае для сокраще-
сокращения размеров горелки целесообразно
за расчетный режим принять неопти-
неоптимальный режим или применить уко-
укороченную эжекционную трубку.
Выходное сечение сопла определя-
определяем из уравнений A7.6) и A7,12):
F = _«—' УРг . A7.25)
Порядок конструктивного расчета
атмосферной горелки следующий: 1)
рассчитывают головку горелки и опре-
определяют величины значений а', и, do,
Fo, k\\ 2) по заданному давлению газа
находят величину Fc. Принимают оп-
определенный вид эжекционной трубки,
затем рассчитывают значения А и х;
3) определяют величины Fi0nT, Fr и
все размеры эжектора.
Пример 17.1. Рассчитать атмосферную
горелку производительностью Qi=IO м3/ч, в
которой сжигают природный газ с теплотой
сгорания QcH=35 200 кДж/м3, р=0,73 кг/м3,
Уо=9,3 м3/м3. Давление газа перед горелкой
ДрГаз=1.3 кПа.
Решение. Выбираем расчетные значения
основных параметров горелки а'=0,6, do=
= 6 мм, W0= 1,65 м/с. Принятая скорость
позволяет работать горелке с перегрузкой до
2,95/1,65=1,79 раза (см. табл. 17.2). При
значении а'=0,6 проскока пламени не будет.
Следовательно, диапазон регулирования го-
горелки составляет О...1,79 номинальной нагруз-
нагрузки. Глубину выходных каналов принимаем
12 мм.
1. Рассчитаем суммарную площадь выход-
выходных отверстий
р * V )Ц_
10A+0,6-9,3) _ 2
~ 0,36-1,65 -111см ·
2. Определим коэффициент эжекции по
формуле A7.10)
3. Найдем значения коэффициентов по-
потерь. Принимаем эжекционную трубку ти-
типа в (рис. 17.25), k=Z. Для отверстий го-
горелки принимаем коэффициент ??=?,8, а тем-
температуру подогрева 100 СС.
Рассчитаем величину ? и коэффициент Zt1
по формуле A7.4):
1-??2 1-0.82
^ ,,2 ~ ? «2 ~ ' '
Uo U,o
*¦ =?? + 2—-1=0,56 + 2^3--1=2,3.
Коэффициент расхода сопла принимаем
равным ?? = 0,9.
4. Определим площадь и диаметр сопла
по формуле A7.25)
F =
ю Vo.73
" ???/2?/??33 0,36-0,9 V2-1300
= 0,52 см2; dc = 8,l мм.
5. Найдем Fi0nT по формуле A7.21)
6. Рассчитаем А по формуле A7.24)
2,3 A +9,8) A +9,8 - 0,57) 0,52 -1,14
-=0,885 .
°'6·9'3
-9 8
у,» .
Ill
Так как Л<1, следовательно, давление га-
газа Аргаза—1,3 кПа больше минимально не-
необходимого. Для сокращения размеров го-
горелки рассчитываем ее на неоптимальный ре-
режим. Определяем величину ? из формулы
A7.23):
0,885 д:2-2х+0,885=0 ; х=0,6 .
7. Определяем Fr по формуле A7.22):
F1=XfIOnT=O^-1,14=0,685; Fn=F1F0=-
= 0,685-111 = 76 см2, dr=9,8 мм.
Остальные размеры эжектора выберем по
рис. 17.5 как величины, кратные dr.
Алгоритм конструктивного расчета
горелки. Алгоритм и блок-схему кон-
конструктивного расчета атмосферной
горелки составляем по вышеизложен-
вышеизложенной методике. Блок-схему удобно
представить в виде двух частей: пер-
первая часть отражает расчет головки
горелки, вторая — расчет горелки,
включая расчет эжектора.
Расчет параметров работы горел-
горелки. Для возможности использования
однотипных горелок при сжигании в
них газов различных составов и при
12*
355
Алгоритм конструктивного расчета горелки
Блок—схема
Первая часть-расчет головки горелки
Заданы: Qj; V0;s;
РГаз',
Задаемся: a'd0, w0, U u
Конструируем головку горелки исходя из габаритов топки и принятых параметров.
Проверяем допустимость принятого числа отверстий
Принятые параметры позволяют
сконструировать головку горелки
различных давлениях необходимо
знать, каким образом изменяются па-
параметры их работы при изменении
значений Qrop, s и ???33- Кроме того,
нужно выяснить, в какой мере можно
влиять на параметры работы горелки
изменением одного диаметра сопла,
не изменяя при этом конструкции са-
самой горелки.
Из сравнения уравнений A7 20)
и A7.25) получаем постоянную го-
горелки С:
2,48 F ?.
k+kxF\
A7 26)
V
Постоянная горелки С определя-
определяется геометрическими характеристи-
характеристиками Fr и Fq и коэффициентами потерь
k\, k, ?0, но не зависит от поперечного
356
сечения сопла Fc. Таким образом, с
изменением величины Fc параметры
работы горелки будут изменяться так,
чтобы постоянная горелки С остава-
оставалась неизменной Уравнение A7 26)
позволяет установить влияние отдель-
отдельных конструктивных размеров горелки
на параметры ее работы.
При эксплуатации часто возни-
возникает вопрос об определении парамет-
параметров работы горелок в новых условиях,
например при изменении теплоты сго-
сгорания газа или номинального давле-
давления с сохранением производитель-
производительности горелки (последнее достигается
изменением диаметра сопла). Пара-
Параметры работы горелки при других
эксплуатационных условиях опреде-
определяют по уравнению постоянной горел-
горелки A7.26), по этому же уравнению
производят поверочный расчет го-
горелки.
Вторая часть-расчет горелки
a' Vo . _ ,. _ п2-
/или "К" выбирают по принятой конструкции эжёкционной трубки,/
r" hi
je И + u) A + us) F 1опт Fc
- ?~
Задание ; нет
f невыполнимое tmr
Выбор другой эжёкционной трубки
/решает конструктор/
Расчет горелки на неоптимальный режим
F1 = F1 опт
Fr=F1Fo
-J4Fr
II
J
Остальные размеры принимаются кратными dp
К
Пример 17.2. Определить параметры ра™ ""Решение. 1 Определяем постоянную го
боты атмосферной горелки, рассчитанной в релки по формуле A7 26)
примере 17 1, если в ней будет сжигаться 2,48 F ?
коксовый газ со следующими характери C = -^ г-=^-=
стиками k -\-k j Z7,
Ql= 15 900, кДж/м3, s=0,38, 2,48-76-10 ~4 -0,9
о=4,15 м3/ма
3+2,3X0,685
=0,416-10
357
2 Тепловая нагрузка горелки равна:
//=10-3520 = 352 000 кДж/ч = 97,5 кВт.
Производительность горелки на коксовом
газе
Q, = 352 000/15 900=22,1 м3/ч.
Коэффициент эжекции при а'=0,6 по фор-
формуле A7.10) равен:
и=а' V0/s=0fi · 4,15/0,38=6,55.
3. Определяем необходимое давление газа
по формуле A7.26):
г Q,(l + u
r.,= [ —
L
J2
22|? 0 + 6,55) A+6,55-0,38O0,38
3600-0,416-10 ~2
= 557 Па .
Следовательно, для работы горелки на
коксовом газе необходимо давление, рав-
равное 557 Па.
4. Рассчитываем площадь сопла по фор-
формуле A7.25):
22,170,38-1,29 2
= 1,42 см2 ;
0,36-0,9 л/2-557
d = 13,4 мм .
Определяем скорость выхода газовоз-
газовоздушной смеси из отверстий горелки
¦Уо)_
22,1 A + 0,6-4,15)
-=1,93 м/с.
0,36-111
Для коксового газа при величине а'==0,6
проскока пламени нет. Отрыв пламени возмо-
возможен при скоростях, превышающих 11 м/с
(см. табл. 17.2). Таким образом, получен-
полученная скорость с точки зрения устойчивости
горения является допустимой.
17.2. Расчет
эжекционных горелок
полного предварительного
смешения газа с воздухом
среднего давления
Расчет головки горелки и туннеля.
Головка горелки предотвращает про-
проскок пламени внутрь смесителя и от-
отрыв пламени от горелки. Задача пред-
предотвращения отрыва пламени часто
358
выполняется огневым устройством го-
горелки. Огневое устройство бывает
выполнено в виде туннеля или огне-
огнеупорного блока с большим числом
каналов (туннелей) малого диаметра.
У некоторых конструкций эжекцион-
эжекционных горелок огневая часть отсут-
отсутствует, а факел располагается непо-
непосредственно в топке. В этом случае
головку горелки оснащают специ-
специальным стабилизатором, исключаю-
исключающим возможность отрыва пламени.
Для предотвращения проскока пламе-
пламени скорость выхода газовоздушной
смеси из кратера горелки Wo должна
быть больше предельной скорости
Wnp, при которой происходит про-
проскок пламени. Скорости Wo и Wnp
отнесены к нормальным условиям.
Снижению предельной скорости,
т. е. повышению устойчивости горе-
горения, способствуют следующие меро-
мероприятия: а) максимальное выравни-
выравнивание выходного поля скоростей из
головки горелки, что достигается под-
жатием потока газовоздушной смеси
с помощью конфузора; б) охлажде-
охлаждение горючей смеси в головке; это ме-
мероприятие имеет существенное значе-
значение для горелок больших лроизводи-
тельностей; в) применение сеток и
решеток с отверстиями меньше крити-
критического диаметра. С помощью таких
устройств можно вообще исключить
возможность проскоков пламени или
добиться устойчивого горения при
малых выходных скоростях. Расчет-
Расчетное значение выходной скорости, при-
приведенное к нормальным условиям
Wo, определяют по формуле
MaKC, A7.27)
где №прмакс — максимальная предельная ско-
скорость для природного газа, при которой
происходит проскок пламени, м/с (величина
Wар макс соответствует обогащенной смеси по
сравнению со стехиометрическим составом).
Расчет ВЫХОДНОЙ СКОРОСТИ ПО Ермаке ПрИ-
водит к некоторому запасу; tn] — WnpMai(c'/
/И^прмакс — коэффициент, учитывающий свой-
свойства газа (Нормане)' — максимальная предель-
предельная скорость проскока для сжигаемого газа,
м/с); т% — температурный коэффициент, учи-
учитывающий увеличение массовой скорости рас-
распространения пламени с увеличением тем-
температуры горючей смеси, т2=Рсм/ркР=7'кр/273
(ГКр=273+/кр; ^кр — температура газовоздуш-
газовоздушной смеси в кратере горелки, 0C; рсм и ркр -—
плотности газовоздушной смеси при нор-
нормальных условиях и при 4p, кг/м ); mj=
= Смакс/<Змин — коэффициент глубины регули-
рования; QMaKc и <ЗмИН — максимальная и ми-
минимальная производительности горелки, м3/ч.
Примерные значения максималь-
максимальных скоростей для природного газа,
соответствующие проскоку пламени в
открытых горелках без искусственных
стабилизаторов, приведены в табл.
17.3. Коэффициент Ш\ имеет следую-
следующие значения: для коксового газа —
4, сланцевого газа — 1,5, сжиженного
газа 'лропан-бутановой смеси) — 1,3,
генераторного газа (смешанного) —
1,15. Коэффициент тг при отсутствии
подогрева газа и воздуха зависит
от интенсивности охлаждения головки
и производительности горелки. Для
туннельных горелок с неохлаждаемы-
ми головками он равен примерно 1,2...
1,5. При подогреве газа или воздуха
mi зависит от температуры смеси tCM.
Коэффициент глубины регулирова-
регулирования тг зависит от режима работы
газоиспользующей установки, опреде-
определяемого технологическими требова-
требованиями. Для промышленных печей и
котлов величину тъ принимают рав-
равной 2...4.
Полученное значение расчетной
скорости должно быть меньше пре-
предельной скорости, соответствующей
отрыву пламени. Горелки без ис-
искусственных стабилизаторов харак-
характеризуются узкой зоной устойчивой
работы и поэтому применения не
нашли. Все эжекционные горелки име-
имеют стабилизаторы, предотвращающие
отрыв пламени. Стабилизацию пламе-
пламени можно осуществить с помощью
искусственного зажигателя, огнеупор-
огнеупорного туннеля, искусственных стабили-
стабилизаторов в виде тел плохо обтекаемой
формы. Предельные скорости отрыва
пламени для горелок со стабилизато-
стабилизатором в основном зависят от типа ста-
стабилизаторов и состава горючей смеси.
Туннельные горелки обеспечивают
очень хорошую стабилизацию и позво-
позволяют работать с большими форси-
ровками. Обычно по технико-эконо-
технико-экономическим показателям целесообраз-
целесообразные форсировки оказываются немно-
немного меньше предельно возможных.
Таблица 17.3. Максимальная предельная
скорость проскока пламени для природного
газа, отнесенная к нормальным условиям
Диаметр
отвер-
отверстия, MM
5
10
20
30
40
50
60
70
Скорость про-
проскока, м/с
0,3
0,7
1,1
1,5
1,8
2,1
2,4
2,6
Диаметр от-
отверстия, MM
80
90
100
ПО
120
130
140
150
Скорость про-
проскока, м/с
2,8
3
3,1
3,3
3,4
3,5
3,7
3,8
Площадь выходного отверстия го-
горелки F0 определяют по формуле
F=
К
где ? — коэффициент избытка воздуха; Wo—
скорость газовоздушной смеси в кратере го-
горелки, отнесенная к нормальным условиям.
Избыточное давление газовоздуш-
газовоздушной смеси в головке (в конце диф-
диффузора эжектора) Арсм определяют по
формуле A7.1), в которой k\ — ко-
коэффициент потерь энергии в головке
и огневой части горелки. Коэффици-
Коэффициент потерь k\ рассчитывают по урав-
уравнению Бернулли, написанному для
начального и конечного сечений го-
головки горелки, включая ее огневую
часть. Рассчитаем величину k\ приме-
применительно к горелке туннельного типа,
схема которой показана на рис. 17.6.
Размеры отдельных элементов голов-
головки горелки и туннеля показаны на
рисунке. Напишем уравнение Бернул-
Бернулли для сечений I—II горелки:
l
P.+
~? АРг
где Аргор — потери давления на преодоление
гидравлического сопротивления головки го-
горелки и туннеля; ??0? — приведенный коэф-
коэффициент гидравлического сопротивления го-
горелки (головки и туннеля), отнесенный к ди-
динамическому давлению газовоздушной смеси
в выходном отверстии (кратере) горелки при
нормальных условиях W& — скорость в вы-
выходном сечении диффузора или входном
сечении конфузора головки {??=??); WT —
скорость продуктов сгорания в выходном се-
сечении туннеля горелки; рпрсгоР — плотность
продуктов сгорания при выходе из туннеля.
359
R38
.-J
Рис 17 6 Схема тун-
туннельной горелки
Для расчета головки и ее огневой
части используют следующую фор-
формулу
Pi - P2 = дРсм =
Рем
A7 28)
Преобразуем приведенное уравне-
уравнение, заменив отношение скоростей
отношением площадей из уравнения
сплошности течения
ЭД^д^дРсм= tt^-r/чРпр crop= Wo^OPcm
где FT — площадь выходного сечения туннеля,
/ Гт\
Po пр crop
Рпр crop
m-
P
пр crop
Рем
T
пр crop
273
Рем
«0,9
2
\ /714/П5
T
гор
273 '
A7 29)
A7 30)
' olip
crop
где Гпрсгор — температура продуктов сгорания
в конце туннеля (принимают равной 0,9Ггор)
7\ч>Р — теоретическая температура юрения,
ропрстор —плотность продуктов сгорания при
нормальных условиях
Значения коэффициентов т\ и т$
различных газов приведены в табл
17 4 При расчете значений т\ теоре-
теоретическую температуру горения вы-
вычисляли для условий сжигания газа
и воздуха без подогрева
Для скоростей Wa, Wo по уравне-
уравнению сплошности течения имеем
где FA — площадь в конце дифф>зора
Напишем уравнение Для расчета
коэффициента потерь
k\ = ??0? + m4 M5(F0/FrJ — [F0/F11J
A731)
Уравнение A7 31) пригодно для
расчета коэффициента любой горел-
горелки (не только туннельной) В этом
случае под значением F1 понимают
выходную площадь огневой части го-
горелки Для горелок, не имеющих тун-
туннелей или огнеупорных насадок, в ко-
которых протекает сгорание газа, фор-
формула A7 31) принимает вид
(F0//^J A7 32)
Таблица 174 Значения коэффициентов т* и тъ для различных газов при а=1
Коэффициент
тъ, (а=1)
Газ
природный
7,6
1
сжиженный
7,85
1,04
коксовый
7,9
0,94
водяной
8,26
0,84
генераторный
6,5
0,9
доменный
5,8
0,89
360
Из уравнения A7.32) можно полу-
получить уравнение A7.30), приняв ве-
величину WA=0, так как у атмосфер-
атмосферных горелок динамическое давление
потока, выходящего из диффузора,
не используют. Приведенный коэф-
коэффициент сопротивления горелки ??0?
определяют как отношение потерь дав-
давления в проточной части горелки к
динамическому давлению газовоздуш-
газовоздушной смеси в кратере горелки при нор-
нормальных условиях.
Потери давления в проточной части
горелки равны:
w
где ??, — потери давления на преодоление
гидравлического сопротивления элемента го-
горелки i; ?, — коэффициент сопротивления, от-
отнесенный к потоку с плотностью р, и к сече-
сечению F1.
Используя уравнение слошности
течения, имеем:
W?
рсм
преобразуем уравнение для значения
?/????:
"Рем
где ?,,? — приведенный коэффициент сопротив-
сопротивления элемента горелки i, который определя-
определяют по формуле
SnP = UF0ZF1)Wp., A7.33)
отсюда ???? = ????.
Пример 17.3. Рассчитать приведенный
коэффициент сопротивления ??0? и коэффици-
коэффициент потерь k\ туннельной горелки, показанной
на рис. 17.6, в которой сжигается природный
газ. Коэффициент подогрева смеси в головке
горелки т2—1,25 Соотношение сечений го-
горелок следующее: /?о//гд=О,54; FoZZ7T=O1Ie;
относительная длина туннеля //?)т=2,4.
Решение. Определяем приведенный ко-
коэффициент сопротивления горелки (коэффи-
(коэффициенты ?, берем из справочников).
1. Потери давления в конфузоре головки
горелки
л г
???=?,
Wl
?, =0,08 при ^0/7*^ = 0,64 (коэффициент
?? отнесен к узкому сечению конфузора ?).
2. Потери давления, связанные с ускоре-
ускорением потока в конфузоре от нагрева. Головка
имеет коническую форму, поэтому коэффициент
сопротивления относим к средней скорости.
В этом случае потери определяют уравнением
~* Ъ t ?
0,25/ -=Д-
где ?, — коэффициент сопротивления цилинд-
цилиндрического канала при расширении в нем
потока, определяемый по формуле A7.2)
Таким образом, для горелки конической
формы приведенный коэффициент сопротив-
сопротивления равен:
17 2
-1)( ^r+ \\ =
=0,25A,25- 1) @,64+ IJ =0,168.
3. Определяем потери давления при входе
в туннель. Установлено, что в туннеле значи-
значительный подъем температуры начинается на
расстоянии примерно E...6) do от начала тун-
туннеля. Поэтому потери от расширения потока
при входе в туннель можно относить к вели-
величине 7"Кр, следовательно,
отсюда приведенный коэффициент сопротив-
сопротивления с учетом формулы A7.33) равен:
?3 = ?1/?2 = 0,79· 1,25 = 0,987,
где т2 определяют по формуле A7.27); ко-
коэффициент сопротивления при расширении по-
потока под углом 90°?, = 0,79.
4. Потери давления, связанные с уско-
ускорением потока при его нагреве в туннеле в
результате горения газа, определяют по фор-
формуле для ??, которая для параметров тунне-
туннеля имеет вид
пр <
где Wr см — скорость газовоздушной смеси во
входном сечении туннеля при температуре
Приведенный коэффициент сопротивления
определяем по формуле A7.33):
(' PPP ч / Fn ^2 о
"P см опрсгор ^ \ / 0_ \ ^CM
Рсм Po пр сгорРпр crop /Vr / Ркр
C^ учетом формул A7.29) и A7.30) по-
получаем:
т, тс . , Fn. 2
"*5
7,6-1
где tri4=7,6; ms=l (по табл. 17.4).
361
А л г ?-? итм расчета головки горелки с туннелем (амбразурой)
Блок—схема
Задано: состав газа, тз, Qi, °, -Д . тЯ , S для ?= 1,2,..., ?
?? г д f" |
: Определяем: m·), In2. Vq, ???? mg,
Задаемся dg
\
Определяем Wnp< макс. W0 = In1 m2m3 wnp ткс·
и
1
. ... *..._. .
*СГ—-Щ— '· ?0^-?
^Г^^-^ нет
L
?nP/1=f| Ц
?ZL для
I —¦ -
frop=
¦
?
пр.
I
С
5 Потери давления на трение в туннеле Приведенный коэффициент сопротивления
?4 горелки
2 Р "' Dt ГОР "Р +0,021 = 1,42'
На основании формул A7 33), A7 29) и Определяем коэффициент потерь горелки
A7 30) по формуле A7 31)
U=X-Lm т /?2Л2=
= 0,045-2,4-7,6-1·0,162 = 0,021, ? г/ V д/
где ? = 0,045 Для туннелей значения ?=0,04
0,05 = 1,42 + 7,6-1 -0.162 —0t642= 1,2
Атмосферное
давление ^- \
Алгоритм расчета головки горелки
с туннелем (амбразурой). Алгоритм и
блок-схема строятся по последова-
последовательности, которая изложена выше
и приведена в примере расчета 17.3
Так как гидравлическое сопротивление
головки горелки приводится к сечению
выходного отверстия (кратера) горел-
горелки и холодному потоку смеси (рсм при
нормальных условиях), поэтому в за-
задании на расчет должны быть даны
отношения сечений Fo/Ft и плотно-
плотностей рсм/рг. Здесь Fi и р, — параметры
в сечении i, к которому отнесено мест-
местное гидравлическое сопротивление i
при общем числе учитываемых мест-
местных сопротивлений п.
Расчет эжекционного смесителя с
большой скоростью эжекции. Горелки
среднего давления с полным предва-
предварительным смешением газа и воздуха
характеризуются высокой скоростью
выхода газовоздушной смеси из кра-
кратеров горелок. Давление в головках
горелок среднего давления должно
быть значительно больше, чем в го-
головках горелок атмосферного типа.
Чтобы создать такое давление, необ-
необходимо иметь значительное давление
Рис. 17.7. Эжекционный
смеситель с большой
скоростью эжекции и
цилиндрической каме-
камерой смешения
/— сопло, 2— всасы-
всасывающий коллектор, 3—
камера смешения 4—
диффузор, 5— горлови-
горловина эжектора
газа на входе в горелку. Снизить
необходимое рабочее давление газа
можно путем применения эжекцион-
эжекционного смесителя с большой скоростью
эжекции. На рис. 17.7 показана схема
эжектора с большой скоростью эжек-
эжекции и цилиндрической камерой сме-
смешения. Работает он следующим об-
образом. Газ выходит из сопла / со
скоростью Wc и поступает в цилинд-
цилиндрическую камеру смешения 3. Ско-
Скорость создается за счет срабатывания
в пределах сопла избыточного давле-
давления ДрГаз+АРве· Воздух засасывается
энергией газовой струи в камеру сме-
смешения через всасывающий коллек-
коллектор 2. Отличительной особенностью та-
такого эжектора является то, что ско-
скорость подсасываемого воздуха WB
при входе в камеру смешения соиз-
соизмерима со скоростью газа Wc. Из ка-
камеры смешения поток поступает в диф-
363
фузор 4, где статическое давление
возрастает до величины Арсм.
При движении газа и воздуха
в проточной части эжектора проис-
происходят потери энергии, основными из
которых являются потери на удар в
камере смешения. Для снижения этих
потерь следует уменьшить разность в
скоростях рабочего и подсасываемого
газов. Этот принцип положен в основу
конструкции эжекторов, у которых
скорость подсасываемого газа сравни-
сравнима со скоростью рабочего газа. Не-
Несмотря на дополнительные потери,
связанные с созданием скорости под-
подсасываемого газа и дальнейшим тор-
торможением потока смеси, эффектив-
эффективность работы эжектора повышается.
Эффективность эжектора с большой
скоростью эжекции зависит от про-
профиля проточной части и качества об-
обработки ее поверхностей. Так, при пло-
плохом профиле всасывающего коллекто-
коллектора потери энергии в нем могут ока-
оказаться равными или даже большими
выигрыша в потерях на удар.
За счет перепада давления во вса-
всасывающем коллекторе создается ско-
скорость воздуха и в начале камеры
смешения имеет место разрежение.
При торможении потока в камере
смешения сначала необходимо восста-
восстановить давление, сработанное во вса-
всасывающем коллекторе, а потом со-
создать избыточное давление. Восста-
Восстановление давления связано с допол-
дополнительными потерями, которые для
повышения эффективности эжектора
должны быть максимально умень-
уменьшены путем хорошей профилировки
проточной части и сокращения потерь
на трение. При плохом профиле про-
проточной части и значительных потерях
энергии на трение эжектор с боль-
большой скоростью эжекции не выигры-
выигрывает в эффективности по сравнению с
эжектором с малой скоростью эжек-
эжекции. Вывод уравления эжектора низ-
низкого давления с большой скоростью
эжекции аналогичен выводу уравне-
уравнения A7.14). На основании закона
импульсов для сечений /—// (см.
рис. 17.7) записываем следующее
уравнение:
364
WcMi-\- WBM2- WrM3=
-\-^pBc+^pтp—^pд,), A7.34)
где Дрвс — потери давления во всасывающем
коллекторе
В этом уравнении в отличие от
уравнения A7.14) учитываем количе-
количество движения подсасываемого пото-
потока. На основании закона сохранения
массы можно записать дополнитель-
дополнительное уравнение
M2=Q2Pb=W^FbPb, A7.35)
где WB — средняя скорость по расходу во
всасывающем коллекторе у обреза сопла,
Fb — живое сечение всасывающего коллек
тора у обреза сопла
Для эжектора с цилиндрической
камерой смешения записываем допол-
дополнительную формулу
Закон сохранения энергии для ра-
рабочего сопла и всасывающего кол-
коллектора запишем следующим образом:
> О Г ^
A7 36)
A7 37)
где ?? — коэффициент расхода для всасываю
щего коллектора, который отражает потери
энергии в нем с учетом неравномерности поля
скоростей
Используя приведенные зависимо-
зависимости, из уравнения A7.34) можно
получить характеристическое уравне-
уравнение эжектора с большой скоростью
эжекции:
ЛРр
A7 38)
Для полученной характеристики
эжектора коэффициент k определяют
из уравнения A7.15), как и для
эжектора с малой скоростью эжекции.
Коэффициент /г2 находят из выра-
выражения
k0=^^- A739)
Уравнение A7.38) получено при
следующих допущениях:
?
Как показывают исследования, для
эжекционных смесителей газовых го-
горелок такие допущения являются
вполне приемлемыми, а точность урав-
уравнения A7.38) достаточной. Уравне-
Уравнение A7.38) является характеристикой
эжектора с большой скоростью эжек-
ции и цилиндрической камерой сме-
смешения. Эта характеристика представ-
представлена в безразмерном виде. При про-
проектировании эжектора уравнение
A7.38) имеет одну независимую пере-
переменную F. Величину F выбирают та-
такой, чтобы избыточное давление эжек-
эжектора имело максимальное значение.
Уравнение A7.38) является обобщен-
обобщенным уравнением, а уравнение
A7.14) —его частным случаем при
величине k2=0. Дифференцируя
уравнение A7.38), можно найти оп-
оптимальное значение F, при котором
будет максимальным:
(l + iis)—Iz2U2S. A7.40)
Максимальное значение безраз-
безразмерного давления Арсм/А/7Газ, кото-
которое может создать эжектор при дан-
данном коэффициенте эжекции, опреде-
определяют из такого же уравнения, как
уравнение для эжектора с малой ско-
скоростью эжекции, т. е. из уравнения
A7.17). Из уравнений A7.16), A7.17)
и A7.40) следует, что безразмерное
давление, создаваемое эжектором с
большой скоростью эжекции, больше
безразмерного давления, которое со-
создает эжектор с малой скоростью
21 2
Uc«2« S
эжекции, на величину ^c ^мс, за-
Г опт'опт
висящую от аэродинамического совер-
совершенства всасывающего коллектора
(индексы «БС» и_«МС» показывают
принадлежность F0nT к эжектору с
большой или малой скоростью эжек-
эжекции). Потери энергии, связанные с
восстановлением давления, учтены
законом импульсов и коэффициен-
коэффициентом k.
\
\
\\
\
<
/
V
/¦
>
400
- 300
200 о
\wo
О и»
8 12 16 20
Коэффициент эжекции }U
Рис. 17 8. Зависимость
максимальных значе-
значений Арсм/Аргаз и опти-
оптимальных значений F от
/-(ДрСМ/Д/?газ)Макс, 2-
/¦??? для эжектора с
малой скоростью эжек
ции (??=?,9 ^^=1,45,
s=0,57), 3- (Дрсм/
/Д/7Газ)макс, 4— Fот ДЛЯ
эжекторов с большой
скоростью эжекции
(??=0,9, k=\,b k2=
= 0,765, s=0,57)
Для коэффициентов эжекции ве-
величиной от 5 до 20 были рассчитаны
максимальные значения Арсм/Аргаз и
F. Результаты расчета показаны на
рис. 17.8, из рассмотрения рисунка
следует, что с увеличением коэффи-
коэффициента эжекции давление, создавае-
создаваемое эжектором, непрерывно падает,
а основной параметр эжектора (без-
(безразмерная площадь горловины) непре-
непрерывно возрастает. Для сравнения на
рис. 17.8 приведены кривые (Арсм/
/АрГаз)макс ЭЖекТОра С МЭЛОЙ СКОрОСТЬЮ
эжекции, откуда видно, что эжектор
с большой скоростью эжекции при
одинаковых значениях и создает
большие величины (АрСм/АрГаз)макс. По-
Поэтому при проектировании горелок на
малые относительные давления газа
А/?газ/А/?см целесообразно применять
эжекторы с большой скоростью эжек-
эжекции. При этом следует учитывать,
что такие эжекторы значительно
чувствительнее к конструктивному
выполнению проточной части, особен-
особенно к конструкции всасывающего кол-
коллектора.
При недостаточно удовлетвори-
удовлетворительном качестве выполнения эжекто-
365
0,25df
6)
2.2
1,6
* Vt
V
V
\
\
Угол раскр
диффу»
=55»
ытия
эра
-0,1
1,2 1,4 1,6 1,8 2
Рис. 17.9. Оптимальная
форма эжекционной
трубки эжектора с
большой скоростью
эжекции
а — эжекционная труб-
трубка, &2=0,7; при ?=8 °
/д=7,2(<*д-</г); при
а=7° lA=&{dA-dT);
^=(l,2...1,6)iir (на-
(наружный профиль сопла
должен быть плавно су-
суживающимся вплоть до
dc); б — изменение ко-
коэффициента потерь
эжектора k
ра избыточное давление, создаваемое
им, может значительно снизиться.
Следовательно, профилю проточной
части и изготовлению эжектора с
большой скоростью эжекции должно
быть уделено особое внимание. Про-
Проточная часть всасывающего коллек-
коллектора должна обеспечивать плавный
вход воздуха с непрерывным нара-
нарастанием скорости. Радиус кривизны
образующих принимают равным @,5...
\)d камеры смешения. Наружную
поверхность сопла необходимо хо-
хорошо обрабатывать, а сопло конструи-
конструировать так, чтобы толщина его стенки
в конце была сведена на нет, ибо
коэффициент скорости всасывающего
коллектора в значительной мере зави-
зависит от профиля наружной поверх-
поверхности сопла.
Для повышения значения ?? целе-
целесообразно несколько отодвигать сопло
рабочего газа от начала камеры сме-
смешения (до 0,3 диаметра камеры),
так как в этом случае потери при об-
обтекании сопла снижаются. При недо-
недостаточно хорошем профиле наружной
поверхности сопла это расстояние
целесообразно увеличивать до @,5...
0,8) d камеры смешения. Для всасы-
всасывающего коллектора, проточная часть
которого выполнена в виде плавного
сужения с радиусом закругления
@,3...0,7)dT при рациональной форме
наружной поверхности сопла, коэффи-
коэффициент расхода имеет значение ??=
=0,85...0,9. Этим значениям коэффи-
коэффициента ?? будут соответствовать
коэффициенты потерь &2=0,67...0,81.
Оптимальная форма проточной части
эжектора с большой скоростью эжек-
эжекции и зависимость коэффициента k
от степени расширения диффузора ?
показаны на рис. 17.9. Коэффициент
потерь k<i всасывающего коллектора
равен 0,7, а длина трубки — 5dr-\-lu.
Рассмотрим особенности вывода
уравнения эжекционного смесителя
для горелок среднего давления. В этом
случае необходимо учитывать расши-
расширение газа при истечении из сопла.
В.пределах эжекционной трубки дав-
давления газа, воздуха и смеси изме-
изменяются незначительно, поэтому здесь
их можно рассматривать как несжи-
несжимаемые жидкости. При истечении газа
из сопла давление его значительно
изменяется, вследствие чего необхо-
необходимо учитывать его расширение. Тем-
Температура газа при истечении из сопла
падает, однако этим изменением при
определении плотности газовоздушной
смеси можно пренебречь. Таким обра-
образом, особенность расчета эжекцион-
ных смесителей для горелок среднего
давления сводится к учету расширения
газа при истечении его из сопла.
366
Примем следующие обозначения
для параметров газа: до сопла р\,
То, р'т, Qi (соответственно давление,
температура, влажность и объемный
расход); те же параметры после соп-
сопла р2, Т\ , р", Qi'. Запишем соотно-
соотношения между расходом, скоростью
и давлением газа при истечении из
сопла:
Wc= QV/Fc.
Из уравнения адиабаты имеем
ft—1
k 1-v
где v—pi/pu k — показатель адиабаты.
Из уравнений состояния, написан-
написанных для нормальных условий и усло-
условий до сопла, имеем:
QIp1 = M1RT0,
откуда
Qi/Qi=Po/pi.
Пренебрегая изменением давления
в пределах эжектора по отношению
к атмосферному давлению, можно
написать
тогда ро~Р2,
Qi/Qi=v,
где Qi — расход газа, приведенный к нор-
нормальным условиям.
Связь между скоростью и расходом
выглядит следующим образом:
Wc=bf {Qi/Fc); A7.41)
8/?=?~*""\ A7.42)
Скорость газа определяют исходя
из предположения адиабатного исте-
истечения из сопла
г
Заменим
Pi-р2=Аргаз и рг/р'г—?,
где рг — плотность газа при нормальных
условиях.
Затем, произведя некоторые преоб-
преобразования, получим:
W2
еР^газ^с=-/-Рг; О7·43)
k — i
l-v
? ,
A7.44)
где ?? — поправка на давление газа, учиты-
учитывающая его расширение при истечении из сопла.
Отличие исходных уравнений, ис-
используемых при расчете эжектора для
горелок среднего давления, от уравне-
уравнений, с помощью которых было полу-
получено характеристическое уравнение
A7.38), заключается в том, что к дав-
давлению газа Дргаз и выходному сече-
сечению сопла Fc нужно ввести поправки,
учитывающие расширение газа. Таким
образом, вместо значения Лргаз нужно
использовать значения ерАрГач, а
вместо значения Fc — отношение FQ/
/bf. B этом случае уравнение A7.38)
примет вид
eFF
X
— 9
Fy
us)-
A7.45)
Уравнение для оптимального ре-
режима изменится следующим образом:
(effv =*A + и)A+ив)—k2u2s ; A7.46)
= 1? т A7.47)
iKC (f F)
Для облегчения расчета коэффи-
коэффициентов ?/? и B9, учитывающих рас-
расширение газа при истечении из сопла,
на рис. 17.10 построены кривые
8F=fi(Apra3) и 8р=/2(Аргаз) для двух
показателей адиабаты k= 1,3 и k—
= 1,4. При построении кривых предпо-
предполагалось, что величина р2 равна атмо-
атмосферному давлению. Как показали
расчеты, изменение значения к в пре-
пределах 1,3... 1,4 практически не ска-
сказывается на величине вр, которая изме-
изменяется менее чем на 1%, поэтому
для величины ?? построена одна кри-
кривая. Показатель адиабаты к зависит
от состава газа. Так, для воздуха
k= 1,4, для метана и природного газа
к= 1,3, для коксового газа k= 1,37.
При расчете эжекционных смесителей
изменением показателей адиабаты в
зависимости от температуры можно
пренебречь.
367
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
ч
==
\
=====
"
\
¦^-.
\>
*——
— -
м-*
— —
——.
I
?=???
— -
Sp,k=1Jr1iiLF,k = 1,4
—,
??" .*
и Ю СЗ
S *-* Ii
а*
См
I
С)
оо
CT
Il
'
Il
— т.
*——п-
-
/ —
?F,k = f,3
—-~-
K-
' 7
к-1,S
— -~
С"=
¦—-—.
1 ц
¦ .
-ГГ-—
¦ ни.
— —
W 20 30 40
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150
давление газа р, кПа
Рис. 17 10. Кривые поп-
поправочных коэффициен-
коэффициентов, учитывающие рас-
расширение газа при исте-
истечении из сопла tF, ??,
в =~\/fcp/e p
Расчет горелки. Основное уравне-
уравнение горелки получим из характери-
характеристического уравнения эжектора
A7.45) и характеристики горелки,
которая выражается формулой
A7.18). Связь давления газа с расхо-
расходом и площадью сопла получим из
уравнений A7.41) и A7.43):
Используя уравнения
A7.48), найдем
Ap1
A748)
A7.18) и
A7 49)
Сравнивая уравнения A7.45) и
A7.49), получим основное уравнение
горелки:
2zFF
B =
A +ы)A-fas)
A7 50)
A751)
Принятая форма написания урав-
уравнения горелки объясняется тем, что
величина В в пределах значений
и от 6 до 20 мало зависит
от величины и. Поэтому величину
? в предварительном расчете можно
довольно точно задать с последующи-
последующими незначительными пересчетами. Из
уравнения A7.50) следует, что в об-
общем случае эжекционная способность
горелки среднего давления зависит
не только от ее конструкции, но и от
режима работы (eF), даже если счи-
считать коэффициенты гидравлических
сопротивлений эжектора и горелки
постоянными.
Если к величине Арсм прибавить
противодавление в топке ????? и
учесть, что эжектор создает давление
hpi, тогда можно проанализировать
влияние противодавления (разреже-
(разрежения) в топке на коэффициент эжекции.
Для горелок, работающих на низком
давлении газа, без подогрева газа
и воздуха наличие противодавления
(разрежения) в топке сильно сказы-
сказывается на величине коэффициента
эжекции. Так, при изменении значе-
значения ????? в пределах ±10 Па коэф-
коэффициент эжекции изменяется на 25. .
30%. При наличии постоянного проти-
противодавления (разрежения) в топке,
при изменении давления газа АрГаз
будет изменяться коэффициент эжек-
эжекции. При величине A/?Ton=10na=const
и увеличении давления газа Аргаз
368
от 100 до 1000 Па коэффициент
эжекции уменьшается примерно в 2
раза.
Для горелок среднего давления ве-
величина ????? также сказывается на
значении и. Например, при изменении
величины ????? от —20 до +20 Па
коэффициент и уменьшается примерно
на 7%, а при ?????= —15 na=const
увеличение давления газа от 5 до 50
кПа приводит к уменьшению коэффи-
коэффициента и примерно на 15%. Таким
образом, эжекционные горелки не
обладают саморегулируемостью, т. е.
их эжекционная способность зависит
не только от конструктивных качеств,
но и от режимов работы горелки и
топки.
Эжекционная способность горелки
изменяется: с изменением коэффици-
коэффициентов потерь k, k\, &2 в зависимости
от режима работы горелки; при усло-
условии, если между топочной камерой и
зоной всасывания воздуха существу-
существует постоянный или переменный пере-
перепад давления (противодавление или
разрежение в топке); при работе го-
горелки на среднем давлении газа;
с изменением температур подогрева
воздуха или газа (так как при этом
изменяется относительная плотность
газа); с изменением свойств газа.
Вместе с тем часто с допустимой
для практических целей точностью
можно считать, что эжекционные го-
горелки обладают саморегулируемостью
в определенном диапазоне изменения
нагрузок.
Оптимальный режим работы го-
горелки соответствует оптимальному
режиму работы эжекционного смеси-
смесителя. Подставляя значение (&FF)onT
из уравнения A7.46) в основное урав-
уравнение горелки A7.50), получим зави-
зависимость
?
1опт
A7 52)
Используя уравнение A7.52), можно
получить уравнение A7.21) для атмос-
атмосферных горелок, так как при исполь-
использовании эжекционного смесителя с
малой скоростью эжекции коэффици-
коэффициент /е2=0. Преобразуя основное урав-
уравнение горелки A7.50) аналогично пре-
преобразованию уравнения A7.20) и ис-
используя зависимости A7.22) и
A7.52), получим расчетное уравнение
горелки:
A1X2- 2х+2Л,=0; A7.53)
A7.54)
где ?? — параметр горелки, определяемый
из задания на ее расчет
Если Л 1 = 1, то горелка работает в
оптимальном режиме. Если из задания
на расчет горелки получается, что ве-
величина Л|>1, то это означает, что
горелка не может обеспечить требу-
требуемую эжекционную способность. В
случае когда величина A\<CU рас-
располагаемое давление газа будет
больше минимально необходимого.
Тогда представляется возможность
сохранить заданное давление газа и
рассчитать горелку на оптимальный
режим, увеличив скорость выхода
смеси из кратера горелки. Горелки
полного предварительного смешения с
туннелями допускают значительные
увеличения форсировок без потери
устойчивости. Их целесообразно рас-
рассчитывать на оптимальный режим,
а при /li<cl следует проектировать
большую выходную скорость из крате-
кратера горелки. Это приведет к сокра-
сокращению размеров горелки и к увеличе-
увеличению глубины регулирования
Используя выведенные закономер-
закономерности, можно рассчитать все основные
размеры горелки. Площадь выходного
сечения сопла определяют из формул
A7.41) и A7.42):
F=- ' УРг , A7.55)
??
CV
e = (Vep)/ef A756)
Значение коэффициента ? выби-
выбираем из графика (см. рис. 17.10).
Если скорость истечения из сопла
меньше критической, т. е. v>vKp=pKp/
/р\, то устанавливают суживающееся
369
сопло. Для метана значение ???=0,546
и соответственно ???13=86 кПа.
При условии ?<??? применяют
сопла Лаваля. Критическое (самое
узкое) сечение сопла /7Kp определяют
по формулам:
FKp—eKpFc', A7.57)
k—\
A7.58)
e =
2/'-'-R=T (?7·59)
для ?=1,3 ?=4,43; для /г= 1,4
е=3,88.
Для использования однотипных
горелок при сжигании в них газов
различных составов и при различных
давлениях необходимо знать, каким
образом изменяются параметры рабо-
работы горелки при изменении только
одного диаметра сопла, не изменяя
самой горелки. Для этого преобразу-
преобразуем основное уравнение горелки
A7.50), используя формулу A7.55):
/->
2,48/
7+А,/ I
Qi(l + «)A
k2B
A7.60)
Постоянная горелки С зависит от
геометрических характеристик Fr, F0
и коэффициентов потерь k, k\, ?0.
Она не зависит от поперечного сече-
сечения сопла Fc. Таким образом, с изме-
изменением значения Fc параметры горелки
будут изменяться так, чтобы постоян-
постоянная горелки С оставалась неизменной.
Методику конструктивного расчета
проследим на примере.
Пример 17.4. Рассчитать эжекционную
горелку среднего давления с огнеупорным
туннелем (см. рис 17 6) Производительность
горелки Q 1 = 20 м3/ч В горелке сжигается
природный газ, имеющий следующие характе-
характеристики: QCH=35 200 кДж/м3, р=0,73 кг/м3,
1/о=9,3 м3/м3. Глубина регулирования тз=3.
Коэффициент потерь горелки 6=1,2. Давление
газа АрГач=50 кПа.
Решение. 1. Определим площадь Fo и диа-
диаметр do выходного отверстия горелки. Прини-
Принимаем коэффициент избытка воздуха равным
а= 1,05, mi = l, /n?= 1,25. Задаемся диаметром
отверстия do=8O мм, тогда по табл. 17 3
ПОЛУЧИМ WnpMaKc=2,8 м/с.
Фактическая глубина регулирования:
1,05·9,3)
3600-50,3-104
= 11,9 м/с ;
11,9
= 3,4.
/П1т21Гпрмакс Ы.25-2,8
Оставим диаметр отверстия do=8O мм, раз-
размеры туннеля и головки горелки принимаем
,кратными диаметру отверстия (см. рис 17.6).
2. Рассчитаем величину Fc-
=0,174 см
20 V0,73-??4
3600-0,9-0,965 V2-50 000
rfc=4,7 мм [см формулу A7.55); ??=0,965
(по рис. 17 10) при k= 1,3]
Рассчитаем А\ по формуле A7.54):
? V0 1,05-9,3
0,57
— 17.1;
B =
u2s
(I + u)(l+ us)
17,12·0,57
,1·0,57)
-=0,855.
Коэффициенты потерь принимаем следую-
следующие: A= 1,55, A=OJ
Тогда
1,55
Т2~
0,7
1,55
0,855=0,89.
Коэффициент А\ равен:
/!, = ¦
?>2 С + 17I) ^1 +
°'57) 0,176-0,89
_
__ _ 0,912-50,3
8^=0,912 (по рис. 17.10 при A= 1,3).
4. Так как величина А\<\, следовательно,
располагаемое давление газа больше мини-
минимально необходимого. Для сокращения раз-
размеров горелки и увеличения глубины ре-
регулирования пересчитаем диаметр кратера по
формуле A7.54), считая режим оптималь-
370
Алгоритм расчета э ж екци онно и горелки с ?еднег о да в лени я
Блок — схема
Задано:Q,, РгЛ/д, К — показатель адиабаты, In1, rr^, Tig, k^, АРгаз, я, Мс, к.
1
P9
? = -А
P
Pn
к-1
R~
?-?
1 P1
; е = ?-^
¦ € =
S
; в =
/?
1
U2S
+ U//I-
HuS/
A =
I
Q1 /t + «VqL
W0= ?; :
I
Wr
m1 m2 Wnp. макс.
Определяются размеры горелки как кратные размеру
С
ным (принимая Л] = 1):
_. 1,2 A + 17,1) A + 17,1-0,57) 0,176-0,89
0,912
= 40,2 см \
= 71 мм .
5 Определяем скорость выхода
газовоздушной смеси из кратера горелки
20A + 1,05-9,3)
Wo= 3600-40,2.10* =14>9м/с-
Такая скорость не вызывает опасений
с точки зрения отрыва пламени. Глубина
регулирования
14,9
6 Определим размеры горелки. Диаметр
горловины рассчитаем по формуле:
dr=^jFlanr do =7?,89·71 =67 мм ;
dA = 1,25 do= 1,25-71 =89 мм ;
_ d so
^n S=-JL=-TL = 1,32
г
Проверим принятое значение & по рис.
17 9 Величина ^== 1,56, что соответствует
принятому значению. Длина диффузора
/д=8(^д—rfr)=8(89 —67) = 176 мм.
Общая длина эжекционной трубки равна:
5,25-67+176=528 мм
Алгоритм расчета эжекционной го-
горелки среднего давления. Составляем
блок-схему для расчета эжекционной
горелки среднего давления по мето-
методике, изложенной выше. Будем пред-
предполагать, что давление газа менее
86 кПа и поэтому режим истечения
будет докритический. Коэффициент
гидравлического сопротивления го-
головки горелки k\, включая ее огне-
огневую часть, будем считать заданным.
При необходимости этот коэффициент
можно рассчитать по алгоритму,
блок-схема которого приведена в пре-
предыдущем параграфе. Горелку рассчи-
рассчитаем на оптимальные условия
17.3. Расчет турбулентных
и подовых горелок
Расчет горелок турбулентного сме-
смешения с многоструйной подачей газа.
Воздушный тракт турбулентных горе-
лок состоит из закручивающего уст-
устройства и цилиндрического канала, по
которому воздух подают в амбразуру
горелки. Газ поступает в канал
в виде тонких струй и пересекает
движущийся поток воздуха в попереч-
поперечном направлении. Существуют горел-
горелки с периферийной и центральной
подачей газа. Первые обеспечивают
лучшее смешение газа с воздухом
и меньшие потери от химической не-
неполноты горения, вторые проще при
изготовлении и ремонте.
Разработанная методика расчета
турбулентных горелок со струйной
подачей газа позволяет определить
следующие элементы горелки и режим-
режимные параметры: 1) размеры улитки и
цилиндрического канала воздушного
потока; 2) необходимое давление воз-
воздуха; 3) диаметр, число и располо-
расположение отверстий для выхода газа;
4) необходимое давление газа.
Ниже рассмотрен расчет горелок с
периферийной подачей газа. Расчет
горелок с центральной подачей газа
принципиально от него не отличается.
Расчет воздушного
тракта. Диаметр канала горелки
(рис. 17.11) (амбразуры) определяют
по его тепловому напряжению
™ гор 4^ н
Q
™ гор
A7.61)
где Fo — площадь выходного канала; Qrop —
объемная производительность горелки; QCH —
теплота сгорания газа, Q/F — тепловое напря-
напряжение поперечного сечения выходного отвер-
отверстия, равное от 35-Ю6 до 40-Ю6, Вт/м2.
Для повышения интенсивности
смешения газа с воздухом закру-
закручивают воздушный поток, чего дости-
достигают устройством улитки или танген-
тангенциальным подводом (рис. 17.12).
Степень крутки потока характеризу-
характеризуется отношением площади воздухопод-
водящего патрубка ab к квадрату
диаметра выходного отверстия (т. е.
отношением ab/D20). Чем меньше ве-
величина ? и отношение ab/D20, тем
больше момент воздушной струи
относительно оси горелки, а следо-
следовательно, больше закрученность воз-
воздушного потока. С увеличением степе-
372
a' 17 отверстий 10 отверстий
7 05,2
300
10 струек d.2-11
Рис. 17.11. Схема го-
горелки турбулентного
смешения с периферий-
периферийной подачей газа
а — схема горелки, б —
расположение газовых
струек в поперечном се
чении воздушного пото-
потоРис. 17.12. Схема тан-
тангенциального и улиточ-
улиточного подвода воздуха
Рис. 17.13. Зависимость
длины факела турбу-
турбулентной горелки с прос-
простым тангенциальным
подводом воздуха от
ка после их поворота,
/— амбразура, 2— га
зовый коллектор, 3—
улитка, 4— канал для
подачи охлаждающего
воздуха, 5— воздуш
ный шибер
а простои танген-
тангенциальный, b — улиточ
ный
степени крутки
1,2—при разных рас-
расходах газа, а= 1,09=
= const
ни крутки уменьшается длина фа-
факела горелки, что видно из рис. 17.13.
Степень крутки ab/D'i задают рав-
равной 0,35...0,4. По принятой степе-
степени крутки определяют средний угол
подъема воздуха ???, движущего-
движущегося по спирали, и площадь поперечно-
поперечного сечения горелки, в которой поток
воздуха движется по направлению к
топке, так как в центре расположена
с
;
х-^
*? J
СУ
.и
к
0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35
Ступень крутки 0СЬ/д2
373
зона обратных токов. Ширина рабочей
зоны ? равна:
Dn-D
A7 62)
где D0 — диаметр выходного отверстия горелки,
D0J — диаметр зоны обратных токов
Угол подъема ??? и диаметр зоны
обратных токов при улиточном под-
подводе воздуха и степени крутки 0,35...
0,4 соответственно равны:
Действительную скорость WB воз-
воздушного потока в рабочей зоне,
движущегося по спирали, определяют
по уравнению
W =
273 '
(.7 63)
¦ Sln Pc
где WB — действительная скорость воздушного
потока, движущегося под углом (90—???) к оси
горелки, а — коэффициент избытка воздуха,
Y0 — теоретическое количество воздуха, необхо-
необходимого для горения, м3/м3, Тв — температура
воздуха, К
Избыточное давление воздуха
перед горелкой АрВозД определяют по
выражению
w2 w"\
I)-S-Pb, A764)
где рв — плотность воздуха при темпе-
температуре Тв; Wi — скорость воздуха во
входном патрубке горелки
?
I" ab 273
где аи Ъ — размеры входного патрубка
(см рис 17 12), ? — коэффициент сопротив-
сопротивления горелки по воздуху, отнесенный к дина-
динамическому цавлению во входном патрубке
Примерное значение коэффициента
? для улиточного подвода воздуха
и степени крутки 0,35 составляет
4,5...5.
Расчет отверстий для
выхода газа. Поперечное сечение
газового коллектора определяют исхо-
исходя из скорости газа 15...20 м/с.
Диаметр газовых отверстий, их число
и давление газа рассчитывают из усло-
условия наиболее равномерного распреде-
распределения струй газа по сечению воздуш-
воздушного потока. При расчете используют
формулу Ю. В. Иванова, в которой
глубина проникания струй газа в поток
воздуха связана с основными пара-
параметрами их движения. Глубиной
проникания струи газа h в воздушный
поток называют расстояние от плос-
плоскости выхода струи до ее оси, при-
принявшей направление движения воз-
воздушного потока (рис. 17.14). Ее рас-
рассчитывают по формуле
ir
'¦
sin ?,
A7 65)
где h — глубина проникания струи газа, d —
диаметр газовых отверстий, Wr — скорость исте-
истечения газа, №в — скорость воздушного потока,
Pr,Рв — плотности газа и воздуха при рабо-
рабочих условиях, ? — угол атаки (угол встречи
газового и воздушного потоков), k — опытный
коэффициент, зависящий от относительного ша
га между газовыми отверстиями (?/d) При от-
относительном шаге ?/d, равном 4, 8, 16, оо,
коэффициент k соответственно будет равен
1,6, 1,7, 1,9, 2,2
У горелок с периферийной и центральной
подачей газа струи поступают под прямым
углом к потоку воздуха В этом случае
уравнение A7 65) принимает следующий вид
W.
A7 66)
Из формулы A7 66) видно, что глу-
глубина проникания струи газа прямо
пропорциональна диаметру газового
отверстия. Если отверстия распола-
располагают в общем коллекторе, то скорость
истечения газа из них будет одина-
одинаковой. В этом случае, считая коэф-
коэффициент k примерно постоянным, для
рядов отверстий с разными диаметра-
диаметрами можно записать следующее соот-
соотношение:
(индексы обозначают номер ряда газо-
газовых отверстий).
Расчет отверстий для выхода газа
из коллектора производят из условий
желательного распределения газовых
струй в воздушном потоке. Рассмот-
Рассмотрим главные принципы, которыми ру-
руководствуются при расположении и
расчете струй.
Газовые струи в потоке воздуха
должны располагаться с зазорами, не
пересекаясь и не сливаясь. По сечению
374
воздушного потока их следует рас-
располагать так, чтобы для всех струй
было примерно сохранено соответст-
соответствие между расходом газа в струе
и расходом воздуха через зону,
примыкающую к струе. Этот принцип
в случае прямоточного потока воз-
воздуха приводит к равномерному распре-
распределению газовых струй по сечению
воздушного потока. При закрученном
воздушном потоке, который отжима-
отжимается к периферии, газовые струйки
следует располагать в зоне основного
расхода воздуха, примыкающей к на-
наружной поверхности воздушного ка-
канала. При таком расположении газо-
газовых струй в воздушном потоке можно
добиться полного сжигания газа при
минимальных избытках воздуха.
Получить факел требуемой харак-
характеристики (например, короткий несве-
несветящийся или вытянутый светящийся)
можно путем выбора соответствующей
интенсивности образования смеси.
Для получения короткого и несветя-
несветящегося пламени следует принимать
меньшие диаметры струй и распола-
располагать их дальше от амбразуры, чтобы
образование смеси было завершено
до выхода потока в топку. Если струи
будут больших диаметров при малом
их общем числе, а выходные отвер-
отверстия для струй будут расположены
вблизи амбразуры, то процесс сме-
смесеобразования переместится в топ-
топку и пламя станет вытянутым и све-
светящимся.
Таким образом, степень смешения
газа с воздухом до выхода в топку
в значительной мере зависит от рас-
расстояния между осью газового отвер-
отверстия и выходным сечением амбразуры.
Чем больше это расстояние, тем рав-
равномернее поля концентрации газа и
воздуха. Так, у горелок, работающих
без подогрева газа и воздуха, процесс
смешения завершается на расстоянии
30 d газового отверстия l/d=30 при
соотношении скорости газа и воздуха,
равном Wr/WB=5, и на расстоянии
50 диаметров: l/d=50 при Wr/WB=\0.
Для того чтобы до выхода в топку
газовые струйки большого диаметра
смешались с воздухом так же, как и
У
Wr '
—*-?
ОС4
г
I
h
J
-*
X
ttttttt
Рис. 17.14. Схема раз-
развития струи под углом
к потоку воздуха
h — глубина проника-
проникания струи, d — диаметр
устья, Dc— диаметр
струи в потоке, изме
ренный на расстоянии
h от устья струи, ?—
угол атаки, wB— сред-
средняя скорость воздуха,
wc— скорость в устье
струи
струйки малого диаметра, следует
выбирать расстояния от осей газовых
отверстий до топки пропорционально
диаметрам отверстий.
Диаметр струи, принявшей направ-
направление движения воздуха, будет сле-
следующий:
DCTp=0,75/i, A7.67)
где Dctp — диаметр струи на расстоянии h от
отверстия
Требуемое распределение струй в
воздушном потоке можно получить в
результате расчета отверстий в кол-
коллекторе для выхода газа (диаметр,
шаг, число рядов, расположение ря-
рядов) и скорости газовых струй.
Методику расчета отверстий для вы-
выхода газовых струй и необходимого
давления газа проследим на примере
горелки круглого сечения с закру-
закрученным потоком воздуха. Отверстия
в коллекторе обычно располагают в
два ряда. Диаметр первого ряда
отверстий, считая по направлению
движения воздуха, должен быть
больше диаметра второго ряда. При
таком расположении отверстий их диа-
диаметры можно рассчитать так, чтобы
375
Рис. 17.15. Схема рас- крученным
положения струй в воздуха
круглой горелке с за-
струи не пересекались и равномер-
равномерно располагались в зоне основного
расхода воздушного потока (рис.
17.15). Закрученный поток воздуха
имеет зону обратных токов, в которой
газовые струи располагать нельзя.
Радиус зоны обратных токов гот
примерно равен гот»0,5го(го — радиус
воздушного канала). Таким образом,
ширина кольцевой зоны, в которой
движется воздушный поток, равна:
Л = /-о—гот~0, Ъг0. В этой зоне ос-
основная ,масса оттеснена к перифе-
периферии, поэтому газовые струи сле-
следует располагать в области коль-
кольцевой зоны, примыкающей к наруж-
наружной поверхности воздушного канала и
имеющей ширину, равную примерно
0,5 А.
Обозначим глубину проникания га-
газовой струи в воздушный поток
по наружному контуру Я, тогда с
учетом соотношения A7.67) получим
Я=Л+0,5Яс=1,375А.
В дальнейшем параметры, относя-
относящиеся к струйкам большого диа-
диаметра, обозначим индексом б, а отно-
относящиеся к меньшим струйкам — м.
Из условий, чтобы струйки распола-
располагались с зазором и не сливались,
можно написать следующие соотно-
соотношения, непосредственно вытекающие
из A7.15):
Яб = 0,5Л ; Ло =
Ям = 0,8(Яб
= 0,8( 1,375/го —
-0,75/гб) = 0,18Л; Zi4 = 0,1 ЗА
A7.68)
Здесь приведены средние значения
дальнобойностей газовых струй; изме-
изменяя их в ту или иную сторону,
можно в известной мере управлять
интенсивностью смесеобразования.
Через струи большего диаметра пода-
подают 70 %, а через струи меньшего
диаметра — 30 % расхода газа.
Число отверстий в одном ряду
в газовом коллекторе определяют из
условий неслияния струй в воздуш-
воздушном потоке после их поворота по на-
направлению движения сносящего пото-
потока. Диаметр струи после поворота
в прямой поток воздуха равен
0,75 /г, а в закрученный поток с
углом подъема ? — 0,75/?/5???. Макси-
Максимальный шаг t должен быть больше
этого диаметра, т. е.
0,75/?
Если среднее значение угла подъе-
подъема принять равным ?=30°, тогда
/мин= 1,5 h. Приняв определенное зна-
значение шага в долях глубины про-
проникания струи t=ah, можно опре-
определить число газовых струй
п= —^
? (Dn-2/Г
о
A7 69)
где Ti(D0-Ih) — длина окружности, по которой
располагаются центры газовых струй после
поворота в воздушном потоке
По формуле A7.69) вначале рас-
рассчитывают большие отверстия. Если
суммарная площадь выходных отвер-
отверстий составляет F, то площадь боль-
больших отверстий равна 0,7F. Выразим
эту площадь через число и диаметр
отверстий:
A7.70)
376
Суммарную площадь найдем по
формуле A7.41)
?
W
A7.71)
Подставляя .это выражение в урав-
уравнение A7.70) и решая его относи-
относительно Wr, получим:
W =0,9
A7.72)
Если из уравнений A7.66) и
A7.72) исключить значение WT, то по-
получим следующее выражение для рас-
расчета:
n,h, W
б б
— · A7.73)
Из уравнения A7.73) определяют
величину de, предварительно задав-
задавшись г р. После определения dt
находят WT и F по формулам
A7.71) и A7.72). Меньшие отверстия
рассчитывают в такой последователь-
последовательности: из формулы A7.66) определя-
определяют dM и по суммарной площади
меньших отверстий FM=0,3 F находят
их число; по формуле A7.69) рассчи-
рассчитывают шаг отверстий и проверяют
полученное значение из условий не-
неслияния газовых струй.
Давление газа в коллекторе вычис-
вычисляют по формуле A7.43)
?2
газ
A7.74)
где ?? — коэффициент, учитывающий расшире-
расширение газа при истечении из отверстий; ? —
коэффициент расхода газовых отверстий.
Для отверстий, просверленных не-
непосредственно в коллекторе, в зави-
зависимости от отношения толщины стенки
трубы к диаметру данного отверстия
коэффициент ? составляет 0,65...0,7.
После определения давления газа про-
проверяют значения ef и ?? (см.
рис. 17.10) и при необходимости
корректируют расчет.
Пример 17.5. Рассчитать горелку турбу-
турбулентного смешения с периферийной подачей
газа. Схема горелки производительностью
QroP=300 м3/ч показана на рис. 17.11.
Характеристика сжигаемого газа: QS=
= 35 600 кДж/м3, V0 = 9,5 м3/м3, рг = 0,73 кг/м3,
коэффициент избытка воздуха ? = 1,1.
Решение. 1. Принимаем улиточный подвод
воздуха. Определяем размеры выходного отвер-
отверстия горелки и улитки по формуле A7.61):
300-35 600-IQ3 2
Fп— —= 0,085 м D „= 330 мм .
3600-35-10ь
Тепловое напряжение поперечного сечения
горелки
Q/F=35-\0b Вт/м2.
Принимаем диаметр Do=300 мм. Размеры
улитки при степени крутки 0,35 следующие:
= JL- =0,35; а = 0,35-300=105мм .
2. Определяем ширину рабочей зоны и
действительную скорость воздуха при выходе
из улитки. Диаметр зоны обратных токов
при степени крутки 0,35 равен: DOTai0,45X
X D0=0,45-300= 140 мм.
Ширина рабочей зоны равна:
300-140
?= —— = 80 мм .
Средний угол спирального подъема воздуха
???=35 °; sin ???=0,574.
Рассчитываем действительную скорость
воздуха при выходе из улитки A7.63)
W =
1,1-9,5-300
-=28 м/с .
3600-3,14 @,3 2—0,14 2) пспл
L· . 1- 0,574
4
Воздух не подогревают, поэтому 7'в/273=1.
3. Определяем необходимое давление возду-
воздуха перед горелкой. Скорость воздуха во вход-
входном патрубке
_ 1,1-9,5-300 _О77
*?-~3600·0,105·0,3~~ ' М/С'
Коэффициент сопротивления принимаем
равным: ? = 4,7, тогда по формуле A7.64)
29 1 2 27 7 2
Арв—^— l,29 + D,7—I) -^- 1,29 = 2400 Па
4. Определяем поперечное сечение газового
коллектора
F =
300
= 0,00556 м2,
к 3600-15
где скорость составляет 15 м/с.
5. По формулам A7.68) определяем глу-
глубину проникания газовых струй в закручен-
закрученный поток воздуха. Величину А принимаем
377
Алгоритм расчета горелки гурбулентногосмешения
с улиточным закручивателем воздуха и периферийной подачей
газовых струй
Задано: Qrop, V0, рг,?.Q0J8,к - показатель адиабаты.
I
Задаемся-—— = 35 · 10 ... 40-10 Вт/м* и соотношениями размеров улитки:
F
b = D; —-= --- = 0,35 ... 0,4. DQT=* 0,45 D0; ? = 4,5...5; /W*35°.
?0?й
«гор Чн /4F0
"о ' do " у округляем d0 до стандартного размера. Определяем b, a, DOT.
W -
в
a V0
4
t
Qrop
D0T/
sin (-
Tb
273
„,,
ab
b_- : дРвом
_„ _1.
2
Принимаем два ряда газовых отверстий. Рассчитываем А = 0,55 rQ; hg г 0, 36 A; hM = 0,13 А.
1
Рассчитываем большие отверстия. Задаемся величиной а = 2 .... 2,5. tg = ahg Л5 = Q ^
tg
округляем пб до целого большего значения
dgQ= 0,9 k
W1.= 0.9
v~ Bo-
Ргаз
"б
_?F_
"б
.—.—-
Q гор Г~п~
h6 wbV pb
~-?-. АРгаз
к- 1 ,
к р
eF~~eF
\
, kg= 1,6...
1_
-—т~
- к 1-
к-1 1-
2,0
2
к —
j/ к
-——
< ?;
задаемся. <
- Pt ер
1
—t ~~—
;' — задаемся.
и ? задаемся;
71 °°-кб
?? d6
^-
if·
нет
-—
кб
да
F =
-F Qrop
hM
км ?
2
-F ? 7^6
4
JLEo
км кы
^
пм - я
-*- к'
M
^^
?
Fm
-«-^._ нет ,
ff/Dn-2hM/
равной толщине кольцевой зоны, где нет
обратных токов:
Л=О,55го=О,55-150=82 мм;
Л6=0,36Л=0,36-82=29 мм;
/г„=0,13Л = 0,13-82=11 мм.
6. Принимаем шаг больших отверстий:
*б=2,5-29=73 мм.
Определяем число больших отверстий по
формуле A7.69):
3,14C00—2-29)
73
= 10,4 принимаем 10 отверстий.
7. Вычисляем диаметр больших отверстий
по формуле A7.73)
d =0,9-1,7
0,98-300-1000
3600-10-29-28 ? 1,29
= 0,011 MM=H мм ,
0,73
принимаем ?=1,7 a ef=0,98.
Относительный шаг отверстий равен:
3,14-300
10-11
= 8,6
Этому значению относительного шага отве-
отвечает величина &=1,7, поэтому пересчетов не
производим.
8. Рассчитываем скорость выхода газа из
отверстий горелки по формуле A7.72)
0,98 ¦ 300
W =0,9
3600-10-0,011
- = 61 м/с.
9. Определяем суммарную площадь выход-
выходных отверстий по формуле A7.71)
10. Рассчитываем меньшие отверстия:
379
F ,= 13,4-10
3,14-1,1
= 3,8 см ;
3,8
= 30.
3,14-4^
4
Принимаем 30 отверстий:
3,14C00-2-11) оп
'"=—зо =29мм;
29/11=2,6, следовательно, малые струи газа
также сливаться не будут.
11. Определяем необходимое давление газа
в коллекторе по формуле A7.74)
2
61
.2 2
0,73 = 3200 Па.
0,98-0,65'
Здесь принято ??=0,98; ?=0,65.
Расчет подовых горелок. Подовая
горелка состоит из двух элементов:
стальной бесшовной трубы (коллекто-
(коллектора) с просверленными в ней отвер-
отверстиями для выхода газа и огневой
части (рис. 17.16). Последняя пред-
представляет собой щель, выложенную из
огнеупорного кирпича и располагае-
располагаемую над трубой горелки. Расчетом
определяют: а) размеры коллектора и
огневой части; б) диаметр выходных
отверстий, их число и расположение
на коллекторе; в) необходимое дав-
давление газа перед горелкой.
Число горелок принимают равным
числу топочных дверок (обычно 1...3).
Если горелки располагают в попереч-
поперечном направлении относительно топки,
в этом случае их вводят через бо-
боковую стенку котла. Диаметр кол-
коллектора составляет 40...200 мм, ско-
скорость движения газа принимают до
20 м/с. Для обеспечения равномер-
равномерной высоты пламени рекомендуется
принимать поперечное сечение трубы
в 1,5...2,5 раза больше суммарного
сечения выходных отверстий.
Ширину огнеупорной части горелки
определяют по скорости движения
воздуха в узком сечении щели.
Скорость воздуха принимают 2,5...
8 м/с. Меньшую величину выби-
выбирают для топок, работающих за
счет тяги (без дутья); она должна
соответствовать разрежению в топке.
Минимальное разрежение для топок
чугунных отопительных котлов состав-
составляет 8 Па. Для производственно-
отопительных котлов разрежение в
топке равно 20...30 Па.
Скорость воздуха в узком сече-
сечении щели W6 при работе топки без
дутья рассчитывают по формуле
A7.75)
где ?? — коэффициент расхода, который учи-
учитывает все гидравлические сопротивления на пу-
пути движения воздуха; его принимают равным
??=0,7; ??? — разрежение в топке; рв — плот-
плотность воздуха при рабочих условиях.
Ширина щели равна:
W I 273
+ <*„,
A7.76)
где а — ширина щели (между огнеупорными
стенками); ? — коэффициент избытка воздуха;
^o — теоретическое количество воздуха, необ-
необходимого для горения, м3/м3; Гв — температура
воздуха, К; / — длина коллектора; dK — наруж-
наружный диаметр коллектора.
Для определения величины а пред-
предварительно следует задать длину кол-
коллектора, которую ориентировочно на-
находят по тепловой нагрузке на 1 м
горелки qK, т. е.
где! N — число горелок; qK составляет: для ото-
отопительных котлов ???=230...460 кВт/м; для кот-
котлов малой производительности с высотой
топки до 3 м <7к= 1150... 1750 кВт/м; для
котлов средней производительности с высо-
высотой топки более 3 м qK=2300...3500 кВт/м.
Длину коллектора принимают на
100...600 мм меньше длины колосни-
колосниковой решетки, а расстояние между
горелками составляет 500... 1200 мм.
В соответствии с полученной шириной
щели определяют глубину проника-
проникания струи h и диаметр отверстий
do. Диаметр струи D0, принявшей на-
направление потока воздуха на расстоя-
расстоянии h от отверстий, определяют соот-
соотношением
Dc=0,75h.
Для повышения стабильности горе-
горения глубину проникания струи при-
принимают немного больше ширины щели
и определяют по следующему соот-
соотношению. Если глубину проникания
380
принять равной ширине, она будет
составлять
a — d a — d
L — ? 73 - -
1,375
ее же принимают равной:
a—d
А = @,85... 0,9)
0,45 (a — d
A7.78)
A7.79)
Диаметр отверстий для выхода
газа рассчитывают по формуле
A7.65). Отношение скоростей газа и
воздуха рекомендуется принимать
U^r/ W^b= 10... 15, что соответствует ско-
скоростям газа 30...80 м/с. Большее от-
отношение выбирают при работе котла
без дутья.
Шаг между огневыми отверстиями
? принимают равным:
6=0,75 А+B...5) мм.
Для чугунных котлов целесообраз-
целесообразнее принимать диаметр отверстий
1,3...2 мм с шагом 13...20 мм, а
для производственных котлов вели-
величина do=2...4 mm, a 6=20...30 мм.
Отверстия располагают на трубе
горелки в два ряда в шахматном
порядке.
Длина коллектора составляет
A7.80)
где ? — число выходных отверстий.
Длину огневой щели, учитывая
возможное тепловое расширение, при-
принимают на 30...50 мм больше длины
коллектора. Полученная длина кол-
коллектора / должна отличаться от пред-
предварительно принятой не более чем
на 10 %. В противном случае следует
произвести пересчет.
Необходимое давление газа перед
задвижкой горелки определяют по
формуле
V1Pr33. A7.81)
где ?? — коэффициент расхода отверстий горел-
горелки, равный 0,7...0,6; ?? — сумма коэффициентов
гидравлических сопротивлений горелки (мест-
(местных и линейных) от задвижки (включая
последнюю) до выходных отверстий (коэффи-
(коэффициент ? отнесен к динамическому давлению
газа в коллекторе горелки); Fo — суммарная
площадь выходных отверстий; ргаз — плотность
газа.
Рис. 17.16. Схема рас-
расположения газовых
струек у подовых горе-
горелок
Лщ— высота щели, а —
ширина щели; /щ— дли-
длина щели
Для чугунных отопительных котлов
рекомендуется давление газа 800...
1100 Па, а для производственных
котлов — 5000... 10 000 Па.
Пример 17.6. Рассчитать подовую горелку
для чугунного котла с поверхностью нагрева
Я= 34 м2, переводимого на природный газ.
Производительность котла 400 кВт. Размер
колосниковой решетки 1592X815 мм. Характе-
Характеристики сжигаемого газа: Q»=35 600 кДж/м3;
Vo=9,5 м3/м3; ргаз=0,73 кг/м3; КПД котла —
0,85.
Решение. 1. Принимаем одну подовую
горелку. Расход газа на горелку равен:
„ 3600-400 .__ з/
Q 475/
2. Для коллектора горелки выбираем
цельнотянутую трубку с наружным диаметром
40 мм и толщиной стенки 4 мм. Скорость
газа в трубе составит:
W =
47,5
к 3600-0,00081
16,3 м/с
Площадь живого сечения трубы равна
0,00081 м2.
3. Определим скорость воздуха в узком
сечении щели по формуле A7.75); предпола-
381
гая, что котел работает без дутья, разре-
разрежение в топке составляет 8 Па:
W = 0,7
Т29
=2,45 м/с ;
при ??=0,7, рв=1,29кг/м3.
4. Определим ориентировочную длину кол-
коллектора, принимая Gк=35О кВт/м A7.76):
47,5-35 600
3600-350
1,35 м .
5. Определим ширину щели а. Коэффи-
Коэффициент избытка воздуха принимаем а= 1,2,
а Гв/273=1:
] 2-9 ^-
3600-2,45.U5
+0'04-0'086 «¦
Принимаем ширину щели 86 мм
6. Определим проникание струи в глубь
воздушного потока A7 79):
/г-= 0,45(86 — 40) = 20,5 мм.
7. Рассчитаем диаметр выходных отверстий
по формуле A7.65), приняв угол раскрытия
90°, тогда угол атаки а равен 45°, sin 45°=
= 0,707. Отношение скоростей принимаем W\/
/U^b=II. а коэффициент &=1,7.
Отсюда принимаем 6=19 мм
8. Определим число отверстий в кол-
коллекторе. Расход газа через одно отверстие
равен:
Я. = —14? 27-3600 = 0,34 м 3/ч,
4-106
здесь скорость газа
IFr = И-2,45 = 27 м/с;
число отверстий
47,5
0,34
= 140 шт .
9. Проверим длину коллектора
A40 + 1I9
* = ? = 1340 мм.
Эта величина практически не отличается
от принятой ранее 1330 мм. Длину щели при-
принимаем /щ= 1340+30=1370 мм Этот размер
меньше длины колосниковой решетки на 1592—
—1370=222 мм, что допустимо
10 Определим необходимое давление газа
перед задвижкой горелки A7 81):
1
0,65:
+ 2,5
480 \2? 27
(впГ)]
0,73 = 870 Па ;
_ J 1_ / 1,29
}~ 1,7 TT ? 0,73
1
73 0,707
20,5=2,05 мм
Принимаем rfo=2,l мм.
Шаг отверстий ? равен:
6=0,75-20,5+3=18,4 мм
. /==0,785-140-2,12=480 мм2.
Здесь коэффициент расхода выходных от-
отверстий ??=?,65, а сумма коэффициентов гид-
гидравлических сопротивлений на пути движения
газа через задвижку горелки и до отверстий
?? = 2,5.
Глава 18.
Газооборудование отопительных котлов
и промышленных печей
строительной индустрии
18.1. Выбор
газогорелочных устройств
и их установка
на отопительных котлах
В качестве источников теплоты для
системы теплоснабжения используют
водогрейные и паровые котлы, значи-
значительная часть которых работает на га-
газообразном топливе. Газооборудова-
Газооборудование таких котлов будет рассмотрено
ниже. Конструкции котлов, сжигание
в них других топлив, котельные и
теплогенерирующие установки состав-
составляют предмет другого курса. Для
теплоснабжения в основном исполь-
используют водогрейные котлы с температу-
температурой горячей воды 95, 115 и 150 0C.
Применяются также и паровые котлы
в основном низкого давления: 0,9...
1,4 МПа (энергетические котлы ТЭЦ
здесь не рассматриваются).
382
Небольшие водогрейные котлы, ис-
используемые для отопления отдельных
зданий или групп зданий в децент-
децентрализованных системах теплоснаб-
теплоснабжения, в основном выпускают в виде
чугунных секционных котлов, предна-
предназначенных для приготовления горячей
воды. Максимальная температура во-
воды 115 0C, максимальное статическое
давление 0,6 МПа. Некоторые конст-
конструкции таких котлов оборудуют паро-
паросборниками и используют для при-
приготовления пара низкого давления до
0,07 МПа (изб.). Децентрализованные
системы теплоснабжения для городов
являются неперспективными, но могут
еще длительное время сохраниться в
сельской местности и небольших на-
населенных пунктах. Учитывая область
применения, чугунные котлы выпус-
выпускают с ориентацией на использо-
использование сортированного твердого топли-
топлива, сжигаемого на колосниковой ре-
решетке. Котлы выпускают трех моди-
модификаций: КЧ-1 (с поверхностью на-
нагрева 8.4...14.2 м2), КЧ-2 A5,2...
46,2 м2), КЧ-3 C6,8...81 м2). При на-
наличии газообразного топлива их
переоборудуют для сжигания газа.
При выборе горелок для таких кот-
котлов необходимо исходить из их конст-
конструктивных особенностей, включая кон-
конструкцию топочных устройств, мате-
материала котельных стенок, условий ус-
установки и эксплуатации. Таким об-
образом, выбор газогорелочных уст-
устройств подчинен заданным условиям
работы. Только малые чугунные котлы
ВНИИСТО-Мч оборудуют на заводе
колосниковой решеткой или специаль-
специально спроектированными газогорелочны-
ми устройствами.
При переводе чугунных секцион-
секционных котлов на природный газ необ-
необходимо учитывать следующие особен-
особенности:
1) газогорелочные устройства
должны обеспечить достаточно рав-
равномерное поле температур в топке,
исключающее локальные перегревы
чугунных секций. Факел должен
возможно равномернее заполнять топ-
топку, не ударяясь о поверхности на-
нагрева котла;
2) газогорелочное устройство в
компоновке с топкой должно обеспе-
обеспечивать сжигание газа с минималь-
минимальными избытками воздуха (а= 1,1...
1,3) при практическом отсутствии хи-
химической неполноты горения (^з^
^0,05%); КПД котла должен состав-
составлять 75...85%;
3) тепловое напряжение поверх-
поверхности нагрева котла (теплосъем)
следует принимать таким, чтобы не
возникало локальных перегревов сте-
стенок котла и не создавались условия
для повышения концентраций об-
образующихся оксидов азота. Обычно
теплосъем принимают в пределах 12...
14 кВт/м2;
4) горелка должна устойчиво
работать в заданном диапазоне изме-
изменения нагрузки котла;
5) на работу эжекционных и по-
подовых горелок существенное влияние
оказывает разрежение в топке и осо-
особенно изменение разрежения при ра-
работе котла. При выборе горелки этот
фактор следует учитывать;
6) на выбор горелки оказывают
влияние: давление газа (низкое или
среднее), мощность котла, шум, со-
создаваемый горелкой, наличие автома-
автоматики регулирования, возможности раз-
размещения горелок в котельной и их
удобное обслуживание;
7) число устанавливаемых горелок
в основном определяется их типом
и мощностью котла. Число горелок,
их расположение и организуемый
процесс горения целесообразно при-
принимать такими, чтоб -обеспечить наи-
наибольшую полноту заполнения топки
пламенем, исключить застойные зоны,
получить равномерные и пониженные
поля температур в топке при мини-
минимальных избытках воздуха. Послед-
Последнего можно в значительной степени
добиться путем увеличения лучистого
потока от пламени. При таких ус-
условиях будут исключены локальные
перегревы стенок котла и понижена
концентрация NOx в продуктах горе-
горения.
При переводе чугунных секцион-
секционных котлов на газообразное топливо
используют два принципиально от-
383
личных решения: 1) горелки распола-
располагают на колосниковой решетке, час-
частично закрытой огнеупорным кирпи-
кирпичом (на поду). При таком решении
горелки должны быть трубчатого типа
и располагаться в один или несколько
рядов вдоль колосниковой решетки;
2) топка оборудуется одной или
несколькими факельными горелками,
располагаемыми во фронтальной стен-
стенке котла. Применяют оба способа,
и каждый из них имеет свои достоин-
достоинства и недостатки. При газооборудо-
газооборудовании котлов по первому способу
применяют следующие горелки: ат-
атмосферные, подовые — диффузион-
диффузионные, форкамерные и другие труб-
трубчатые горелки, организующие в основ-
основном сжигание газа по двухстадий-
ному принципу. Одними из первых ста-
стали применять атмосферные горелки.
При правильном проектном решении и
хорошем монтаже они обеспечивают
устойчивую работу с большой глу-
глубиной регулирования при коэффициен-
коэффициенте первичного воздуха ос'=О,5...0,6 и
коэффициенте избытка воздуха а=
= 1,2...1,3; при этом практически от-
отсутствует химическая неполнота сго-
сгорания. В продуктах горения наблю-
наблюдается пониженная концентрация ок-
оксидов азота (около 0,12 г/м3). Горелки
работают бесшумно.
Основные требования к проекту
газооборудования заключаются в сле-
следующем: 1) давление воздуха в зоне
его всасывания в эжектор и дав-
давление вблизи выхода газовоздушной
смеси должны быть одинаковыми.
Этого достигают установкой тяго-
прерывателя и открытым расположе-
расположением горелок или полностью закры-
закрывают горелку и весь воздух (пер-
(первичный и вторичный) подводят через
общий патрубок с регулировкой его
поступления шибером в зависимости
от разрежения в топке; 2) тягу при
отсутствии тягопрерывателя следует
регулировать; 3) вторичный воздух
должен быть равномерно подведен к
корням факелов на горелке. Этого
добиваются, располагая и ограничи-
ограничивая живые сечения для прохода
вторичного воздуха вблизи трубчатых
головок горелок. При этом должен
быть обеспечен свободный доступ
вторичного воздуха по высоте пламе-
пламени; 4) высота топки котла должна
обеспечивать свободное развитие пла-
пламени при всех нагрузках без про-
проникания пламени в конвективную
часть котла; 5) производительность
одной горелки обычно не принимают
более 10 м3/ч.
Изложенные выше значительные
требования к газооборудованию чу-
чугунных котлов при установке в них
атмосферных горелок, а также не-
небольшая производительность горелок
ограничивают их применение. Вместе
с тем следует отметить, что при
проектировании котла, предназначен-
предназначенного для газового топлива, исполь-
использование горелок атмосферного типа
дает весьма хорошие результаты.
При оборудовании чугунных сек-
секционных котлов подовыми диффузи-
диффузионными горелками, правильно спроек-
спроектированными (см. гл. 16), можно по-
получить также очень высокие показа-
показатели: а= 1,1, </з<С0,5%. Подовые го-
горелки по производительности обеспе-
обеспечивают максимальные мощности чу-
чугунных котлов. Основными недостат-
недостатками этих горелок являются:
1) для горелок, рассчитанных на
работу без вентиляторного дутья,
сильная зависимость качества сжига-
сжигания газа от разрежения в топке:
при снижении разрежения возникает
химическая неполнота сгорания, при
повышении — растет избыток воздуха.
Учитывая изложенное, горелки сле-
следует проектировать с механической
подачей воздуха в топку;
2) при изменении производитель-
производительности котла без автоматики трудно
регулировать соотношение газ — воз-
воздух и обеспечивать качественное сжи-
сжигание газа;
3) большинство типов горелок
характеризуется малой индустриаль-
ностью.
Легче добиться высоких показате-
показателей при двухстадийном сжигании газа.
По этому принципу построены фор-
форкамерные горелки и другие, близкие
к ним по принципу сжигания. В
384
большинстве случаев они предназна-
предназначены для работы на низком давле-
давлении газа, обеспечивают равномерные
поля температур в топке, полное
сгорание газа и пониженные концен-
концентрации оксидов азота в продуктах
горения. Основными недостатками та-
таких горелок являются: малая индуст-
риальность; жесткие требования к тяге
и необходимость ее регулирования;
для достижения высоких эксплуата-
эксплуатационных показателей необходимо ос-
оснащение котла автоматикой регулиро-
регулирования. В итоге можно отметить,
что рассмотренный способ перевода
чугунных секционных котлов на газо-
газообразное топливо обеспечивает их
удовлетворительную работу, являет-
является доступным для большинства экс-
эксплуатирующих организация, а при ав-
автоматизации и налаженной экс-
эксплуатации обеспечивает хорошие теп-
теплотехнические показатели работы кот-
котлов.
По другому способу при переобору-
переоборудовании чугунного секционного котла
на газообразное топливо на его
фронтальной стенке устанавливают
факельную горелку. Принципиально
этот способ в меньшей степени со-
соответствует конструкции чугунных
котлов, которые предназначены для
слоевого сжигания твердого топлива.
Если по первому способу произво-
производится известная имитация слоевого
сжигания путем расположения го-
горелок на поду котла, то по второму
способу газ сжигается в факеле в
объеме топки, для чего топка долж-
должна быть камерного типа. Учитывая
изложенное, горелка, которой обору-
оборудуется котел, должна обеспечивать
короткий кинетический факел. В ка-
качестве таких горелок наибольшее рас-
распространение получили эжекционные
горелки с пластинчатым стабилиза-
стабилизатором типа ИГК.
Первоначально горелки устанавли-
устанавливали на фронтальной части котла
вместо поддувальной дверцы после
демонтажа колосниковой решетки и
футеровки внутренних стенок огне-
огнеупорным кирпичом. Несмотря на
пониженное расположение горелок,
13 Зак 1052
наблюдались местные перегревы сте-
стенок котла, что приводило к обра-
образованию трещин в секциях. Во избе-
избежание выхода из строя секций котел
устанавливают выше на 1100... 1200 мм
от пола. Горелки располагают в об-
образовавшейся таким образом внешней
топке под шатром котла. Кроме того,
ограничивают теплосъем с котла вели-
величиной 12 кВт/м2. Горелки оборудуют
специально разработанной пневмоме-
пневмомеханической автоматикой.
Котлы, оборудованные горелками
ИГК, обеспечивают полное сжигание
газа без химической неполноты
сгорания (<7з^О) с коэффициентом
избытка воздуха а= 1,05...1,1, но ха-
характеризуются несколько повышен-
повышенным выходом оксидов азота (NOx^
«0,16 г/м3). Горелки предназначены
для работы на среднем давлении
газа 50...60 кПа. Шум, создаваемый
при работе горелки, находится на
пределе допустимого. Горелки комп-
комплектуются совместно с автоматикой.
Основные достоинства: индустриаль-
ность конструкции, наличие специаль-
специальной автоматики, надежность работы.
Крупные водогрейные котлы, ис-
используемые для централизованных
систем теплоснабжения, выпускаются
с камерными топками, специально
предназначенными для сжигания
газа и мазута. Их изготовляют в
комплекте с газомазутными горелка-
горелками, поэтому задача переоборудования
таких котлов на газообразное топливо
не возникает. Рассмотрение газообо-
газооборудования таких котлов представляет
интерес с точки зрения оценки качест-
качества сжигания газа, достоинств и не-
недостатков горелок. Современные круп-
крупные отопительные котельные обору-
оборудуют котлами ПТВМ башенного ти-
типа теплопроизводительностью 35...
209 МВт, а также котлами унифици-
унифицированной серии, которые стали произ-
производить котельные заводы, типа KB
производительностью от 4,6 до
209 МВт. Из этой серии для сжигания
газа и мазута предназначены котлы
типа КВ-ГМ. Рассмотрим газогорелоч-
ные устройства котлов этих типов.
Котлы типа ПТВМ оборудуют га-
385
Рис. 18.1. Водогрейный
котел ПТВМ-50-1
/— конвективная часть,
2— боковой экран топ-
топки, 3—газомазутная
горелка, 4— дутьевой
вентилятор
зомазутными горелками, которые рас-
располагают в боковых стенках котла
поровну в два яруса. Для возмож-
возможности размещения горелок трубы боко-
боковых экранов соответственно разведе-
разведены. Таким образом, в котлах приме-
применена встречная компоновка горелок.
Каждая горелка оборудуется инди-
индивидуальным вентилятором ЭВР, по-
подающим воздух в горелку с давле-
давлением 1,1...1,2 кПа. Каждый котел обо-
оборудуется большим числом горелок.
Так, на котле ПТВМ-50-1 устанавли-
устанавливают 12 газомазутных горелок, а на
котле ПГВМ-100— 16 горелок. Боль-
Большое количество горелок позво-
позволяет регулировать тепловую нагруз-
нагрузку котла путем выключения отдель-
отдельных горелок, сохраняя работу осталь-
остальных горелок в режиме, близком к
расчетному. Однако через выключен-
выключенную горелку приходится пропускать
часть воздуха для защиты ее от излу-
излучения из топки. Это приводит к увели-
увеличению коэффициента избытка воздуха
и снижению КПД котла. КПД котлов
типа ПТВМ при средней нагрузке
достаточно высок и составляет 89...
93%. На рис. 18.1 показан разрез
котла ПТВМ-50-1 с размещением га-
газомазутных горелок. В верхнем ярусе
расположены по две горелки, а в ниж-
нижнем — по четыре, всего с двух сторон
двенадцать горелок. Дутьевые венти-
вентиляторы расположены на полу котель-
котельной под котлом.
Газомазутная горелка показана на
рис. 18.2. Воздух подается по цилинд-
цилиндрическому каналу и закручивается
установленным на его пути лопаточ-
лопаточном регистром. Газ подается в коль-
кольцевой коллектор квадратного сечения
и выходит из него в виде струй
под прямым углом к оси горелки в
закрученный поток воздуха. Коллек-
Коллектор расположен на периферии горелки,
поэтому горелка является с перифе-
периферийной подачей газа. Для исключе-
исключения перегрева излучением из топки
газовый коллектор заделан в кладку.
По оси горелки располагается водо-
охлаждаемая мазутная форсунка с ме-
механическим распыливанием. Произво-
Производительность горелки на природном
газе составляет 500—560 м3/ч при
давлении газа 22...25 кПа.
Газомазутные котлы серии КВ-ГМ
теплопроизводительностью 11,6; 23,2;
34,9 МВт различаются глубиной то-
топочной камеры. Каждый котел обору-
оборудован одной ротационной газомазут-
газомазутной горелкой РГМГ, расположенной
на фронтальной части котла. Котлы
производительностью 58,2 и 116,3 МВт
оборудуются соответственно двумя
и тремя горелками. На рис. 18.3
показана компоновка горелки на кот-
котле КВ-ГМ.
386
Рис. 18.2. Комбиниро-
Комбинированная газомазутная
горелка с периферий-
периферийной подачей газа в зак-
закрученный поток возду-
воздуха
Рис. 18.3. Система
отопления котлов KB-
ГМ теплопроизводи-
тельностью
МВт
11,6...34,9
73
фронта котла
A-A
Пол котельной
Рис. 18.4. Компоновка
газомазутных горелок
ГМГ-1/1,5 и горелок
ГМГ-2 на фронталь-
фронтальной части котлов
ДКВР-2, 5-13 и
ДКВР-4-13
1— горелка; 2— пат-
патрубок вторичного воз-
13*
духа; 3— труба первич-
первичного воздуха, 4— под-
подвод газа; 5— шибер
вторичного воздуха;
6— шибер первичного
воздуха; 7— газовая
задвижка; 8— форсун-
форсунка; 9 — термометр; 10—
манометр давления ма-
мазута; //— манометр
давления пара; 12—
швеллер; 13— плита;
14— место замера даа-
ления газа; 15— стой-
стойка; 16— место замера
давления первичного
воздуха; 17— место за-
замера давления вторич-
вторичного воздуха; 18— вен-
вентилятор (/7=380 мм
вод. ст.); 19—патру-
19—патрубок; 20— электродви-
электродвигатель; 21— амбразура.
Для горелок: ГМГ-1/1,5
?=245' мм, для ГМГ-2
Б = 265 мм
Паровые котлы типа ДКВР уста-
устанавливают в производственно-отопи-
производственно-отопительных котельных. Для сжигания га-
газа и мазута котлы выпускают с ка-
камерной топкой. Газомазутные горелки
обычно устанавливают на фронталь-
фронтальной стенке котла по две штуки. На
рис. 18.4 показана установка двух га-
газомазутных горелок типа ГМГ на
фронтальной части котлов ДК.ВР-2,5
и ДК.ВР-4. Из рисунка видно, что
подвод первичного воздуха может
быть осуществлен от короба вторично-
вторичного воздуха или его можно подавать
отдельным вентилятором.
18.2. Выбор и установка
газогорелочных устройств
на промышленных печах
строительной индустрии
В основе многих технологических
процессов по производству материа-
материалов и изделий лежит их тепловая
обработка: плавление, обжиг, нагрев.
Тепловая обработка осуществляется в
промышленных печах, где под воз-
воздействием высоких температур мате-
материалы и изделия приобретают необхо-
необходимые свойства. Например, в нагре-
нагревательных печах стальные заготовки
получают повышенную пластичность,
необходимую для ковки и штамповки.
Нагретые в термических печах изде-
изделия охлаждают, соблюдая определен-
определенный режим, в результате чего они
получают нужные механические свой-
свойства (после отжига, нормализации,
закалки или отпуска). В цементных
вращающихся печах сырьевая смесь,
состоящая из глины и углекислого
кальция, обжигается и спекается в
клинкер, из которого путем измель-
измельчения получают цемент. Таким обра-
образом, каждая промышленная печь
предназначена для осуществления оп-
определенного технологического процес-
процесса. Подробно промышленные печи
изучают в специальных курсах, здесь
будут рассмотрены наиболее харак-
характерные случаи газооборудования и ор-
организации сжигания газа в печах,
используемых в строительной индуст-
индустрии.
Газ для промышленных печей явля-
является наилучшим видом топлива. При
газовом отоплении можно обеспечить
любой режим нагрева материала или
изделия как по температурным пока-
показателям и скорости процесса, так и по
составу газовой атмосферы, в кото-
которой осуществляется нагрев, это яв-
является следствием возможности регу-
регулирования процесса горения газа в
широких пределах. Управление режи-
режимом работы печи легко поддается
автоматизации. При использовании
газа повышается экономическая эф-
эффективность установок и улучшаются
санитарно-гигиенические условия в
рабочих помещениях.
Технологический процесс (нагрев
материала, плавление шихты, обжиг
изделий и др.) осуществляется в ра-
рабочем пространстве печи. Материал
располагается непосредственно на
поду. У плавильных печей под имеет
форму ванны, а у нагревательных
и обжиговых — форму плоскости. У
туннельных печей обрабатываемый
материал располагается на футеро-
футерованных вагонетках. Форма рабочего
пространства в основном определя-
определяется назначением печи и техноло-
технологией процесса. Рабочее пространство
может иметь форму камеры, коридора,
туннеля, шахты и др. Стенки печи
выполняют из огнеупорных и тепло-
теплоизоляционных материалов.
По конструктивным схемам печи
делятся на: камерные, туннельные,
вращающиеся барабанные, кольце-
кольцевые, шахтные, ванные и с кипящим
слоем. По теплоэнергетическим ха-
характеристикам печи делятся на: а)
высокотемпературные (/>1000°С), у
которых преобладает теплопередача
лучеиспусканием; б) среднетемпера-
турные F50<*< 1000 0C), у которых
кроме лучистого теплообмена суще-
существенное значение имеет конвективный
теплообмен; в) низкотемпературные
(^<650°С). У печей этого типа пре-
преобладает конвективный теплообмен.
Важнейшим теплотехническим
процессом в промышленной печи яв-
является теплообмен между греющей
средой (пламенем или раскаленными
388
топочными газами) и нагреваемым ма-
материалом или изделиями. У печей
строительной промышленности про-
продукты горения непосредственно со-
соприкасаются с нагреваемыми изде-
изделиями, т. е. осуществляется откры-
открытый (прямой) нагрев. Характер и
интенсивность теплообмена в основ-
основном определяются организацией про-
процесса сжигания газа и движением
продуктов горения в рабочем про-
пространстве печи. Процесс сжигания
газа в наибольшей степени зависит
от применяемых газовых горелок, их
числа и размещения, а движение
продуктов горения — от динамических
свойств струй и пламени, поступаю-
поступающих в топку, а также от формы
рабочего пространства печи. Выбирать
газогорелочные устройства и динами-
динамические характеристики потоков сле-
следует, чтобы обеспечить наилучшее
(с технологической точки зрения)
течение процесса теплообмена.
Суммарный процесс теплопередачи
зависит как от теплообмена в рабо-
рабочем пространстве печи, так и от
распространения теплоты внутри на-
нагреваемого тела, ибо тепловой поток,
воспринимаемый- телом, проникает
внутрь него, обеспечивая нагрев мате-
материала или изделия с требуемой
интенсивностью. Процесс нагрева тела
определяется технологией и является
заданием, которое должно быть вы-
выполнено организацией процесса горе-
горения газа и внешним теплообменом.
Наибольшая экономическая эффек-
эффективность достигается ведением процес-
процесса нагрева с максимальной скоростью,
допустимой с технологических пози-
позиций.
Камерные печи нашли широкое
применение для нагрева стальных
заготовок перед ковкой и штампов-
штамповкой, а также для термической обра-
обработки металла и изделий. Рабочее
пространство печи представляет собой
камеру, в большинстве случаев имею-
имеющую форму параллелепипеда. Выб-
Выбранные горелки и их расположение
должны обеспечить равномерный на-
нагрев изделий, которые кладутся на
под печи. Газообразное топливо сжи-
сжигается непосредственно в рабочем
пространстве печи. Обычные камерные
печи оборудуют эжекционными или
турбулентными горелками незавер-
незавершенного предварительного смешения.
Если печи не оборудованы рекупе-
рекуператорами, то целесообразно на них
устанавливать эжекционные горелки.
На малых печах можно устанавли-
устанавливать одну горелку, а на больших —
несколько. Располагать горелки на пе-
печи следует так, чтобы они создавали
циркуляцию продуктов горения, обес-
обеспечивая тем самым равномерное поле
температур в рабочем пространстве
печи. Эжекционные горелки не тре-
требуют вентиляторного дутья, что явля-
является их существенным достоинством.
Если печи оборудованы рекуперато-
рекуператорами, то устанавливают горелки с
вентиляторным дутьем. Эжекционные
горелки при работе на среднем дав-
давлении газа не могут создать разре-
разрежение, достаточное для преодоле-
преодоления аэродинамического сопротивле-
сопротивления рекуператоров.
В настоящее время значительное
распространение получил косвенный
нагрев изделий в камерных печах
с помощью плоскопламенных горе-
горелок. Оптимальным расположением
плоскопламенных горелок является ус-
установка их в своде печи. Холодная
газовоздушная смесь, поступающая из
горелки в туннель сводового камня,
загорается при выходе ее из горе-
лочного камня на поверхность свода.
Под действием центробежных сил
она растекается веером по поверх-
поверхности кладки, образуя разомкнутый
факел. При этом свод превращается
в высокотемпературный излучатель.
Лучистый поток свода направлен
прямо на лежащие на поду изде-
изделия, обеспечивая эффективный «сво-
«сводовый нагрев». Расстояние между сво-
сводом и изделиями может быть всего
450...500 мм. На рис. 18.5 показана
камерная печь со сводовым нагревом
заготовок с помощью плоскопламен-
плоскопламенной горелки. Такое газооборудование
печи повышает общий коэффициент
теплопередачи на металл, так как
степень черноты свода существенно
13В Зак 1052
389
Рис 18 5 Печь нагре-
нагревательная камерная с
размерами пода 1,04Х
X 0,93 м на газе со сво-
сводовой плоскопламенной
горелкой
больше, чем степень черноты продук-
продуктов горения
Высокая тепловая эффективность
плоскопламенных горелок позволяет
уменьшить рабочее пространство печи,
сократить время нагрева заготовок,
а также время разогрева и холостого
хода печи, что в итоге повышает
производительность печи и уменьшает
расход топлива Как показали иссле-
исследования и опыт применения сводо-
сводового нагрева с помощью плоскопла-
плоскопламенных горелок, этот способ являет-
является прогрессивным, сокращает расход
топлива на 25...30% и время нагрева
заготовок примерно в 2 раза.
Туннельные печи широко приме-
применяют для обжига огнеупорного и
строительного кирпича, облицовочных
плиток и многих других огнеупорных
изделий На рис. 18.6 показана схе-
схема продольного разреза и попереч-
поперечный разрез туннельной печи. Печь
представляет собой длинный туннель
поперечным сечением до 2X3 м,
имеющий стенки и свод, выполненные
из огнеупорных и теплоизоляционных
материалов Длина туннельной печи
доходит до 120 м. Внутри туннеля
по рельсам движутся вагонетки одна
за другой В начале печи вагонетку,
загруженную сырьем, вталкивают в
канал, а из конца печи выкатывает-
выкатывается вагонетка с обожженными изделия-
изделиями Движение вагонеток обеспечивает-
обеспечивается специальным толкателем, располо-
расположенным на стороне загрузки. Плат-
Платформы вагонеток футеруют огнеупор-
огнеупорным кирпичом, и на этой футеровке
располагают садку. Для герметиза-
герметизации рабочего канала печи на боко-
боковых стенках печи установлен желоб
с песком, а на раме вагонетки —
стальная полоса, которая погружается
в песок и скользит в нем при движе-
движении вагонеток. Таким образом, гер-
герметизацию обеспечивает песчаный за-
затвор Для уплотнения стыков между
вагонетками в их футеровке предус-
предусматривают выступ или впадину, кото-
которые плотно подгоняют друг к другу.
По длине печь разделена на три
зоны: подогрева, обжига и охлажде-
охлаждения. Все эти зоны последовательно
проходит каждая вагонетка, нагру-
нагруженная обжигаемой садкой. Наличие
трех зон обеспечивает постепенный
нагрев, обжиг и охлаждение изделий.
В туннельной печи обжиг изделий
осуществляется непрерывно, дости-
достигаются высокое качество изделий
и достаточно высокий КПД (расход
топлива в 1,5...2 раза меньше, чем
у периодически действующих камер-
камерных печей).
Воздух поступает в конец туннеля,
движется навстречу вагонеткам через
садку и охлаждает ее. Сам воздух
нагревается до высокой температуры
и поступает в зону обжига, где
используется для горения газа. Газо-'
вые горелки, как правило, располо-
расположены только в зоне обжига, Образо-1
вавшиеся раскаленные продукты горе-
горения отдают часть своей теплоты об-
390
Вход
изделий в
печь
Зона подогрева
Зона обжига
J,
Выход изделий из печи
Зона охлаждения
W Отвод дымовых газов k i A i Ш Отбор горячего
I I I I " воздуха на суш
Подача газа
воздуха на сушку
Разрез по зоне обжига
3306
Трубопровод горячего
воздуха
жигаемому материалу и поступают в
зону подогрева, в которой движутся
через садку к началу печи, отдавая
свою теплоту для нагрева изделий.
Таким образом, схема движения пото-
потоков и теплообмен организованы так,
чтобы в наибольшей степени исполь-
использовать теплоту сгорания газа и повы-
повысить КПД печи.
Движением газов управляют с
помощью дутьевых вентиляторов, по-
подающих воздух под давлением в тре-
требуемые места печи, и дымососов,
отсасывающих дымовые газы из уста-
установленных мест печи Вентиляторы
преимущественно устанавливают в
конце печи, дымососы—в начале. Для
обогрева зоны обжига обычно уста-
устанавливают 2 ряда газовых горелок
Рис. 18.6. Туннельная
печь
а — принципиальная
схема (схематический
план), б—поперечный
разрез (вагонетка не
показана)
с двух сторон печи в ее боковых
стенках. Применяют эжекционные тун-
туннельные горелки среднего давления
или горелки турбулентного смешения
типа ГНП. Всего устанавливают
20 .40 горелок.
Основными недостатками печи яв-
являются: неравномерное поле темпера-
температур, особенно по высоте рабочего
канала; большие разрежения в кана-
канале, вызывающие подсосы холодного
воздуха, определенная сложность ре-
регулирования аэродинамического и теп-
теплового режимов печи. Вместе с тем
13В*
391
12 3 45
6
\ ?
I
7 89 г
/ / / |П( —J \ '
ХЦ{—^ 2^
I I I
/о
г
\
Воздух из
холодильника
Рнс. 18.7. Схема вра-
вращающейся печи для об-
обжига клинкера
1— газовая горелка,
2— головка печи, 3—
корпус печи, 4— бан-
бандаж, 5— опорный ро-
ролик, 6— подвенцовая
шестерня, 7— венцовая
шестерня, 8— редук-
редуктор, 9—электродвига-
9—электродвигатель, 10— течка для по-
подачи шлама в печь
в результате исследовании, проведен-
проведенных за последние примерно двадцать
лет, разработаны специальные газо-
горелочные устройства и режимы печи,
которые в значительной степени
снимают отмеченные выше недостат-
недостатки. Регулируют обжиг в основном
за счет правильного распределения
газа по горелкам; созданием динамич-
динамичных пламен, обеспечивающих цирку-
циркуляцию продуктов горения в канале
печи; эжекцией подогретого воздуха
из зоны охлаждения. В зоне охлаж-
охлаждения регулирование в основном осу-
осуществляется путем отбора части воз-
воздуха по длине печи, а в зоне подо-
подогрева — путем рециркуляции продук-
продуктов горения. Современные туннель-
туннельные печи обеспечивают высокие техно-
технологические и экономические показа-
показатели.
Вращающиеся печи используют
для обжига цементного клинкера,
керамзита, извести. Печь состоит из
барабана, слегка наклоненного к го-
горизонту (под углом 4°), который
имеет частоту вращения 1...2 об/мин.
Корпус печи цилиндрический, сварен-
сваренный из стальных листов. На рис. 18.7
показана вращающаяся цементная
печь. Диаметр печи составляет 2,5...
5 м, а длина — 40... 185 м. Печи
устанавливают на фундаменте с по-
помощью бандажей и опорных роликов.
Электродвигатель через редуктор и
шестерню приводит печь во враще-
вращение. Частоту вращения регулируют из-
392
менением числа оборотов двигателя.
Барабан внутри футерован огнеупор-
огнеупорным материалом. Газовая горелка
расположена в головке печи, кото-
которая закрывает горячий (нижний) ее
конец. В головке имеется смотровое
отверстие. Концы печи (горячий и
холодный) имеют уплотнения, герме-
герметизирующие рабочее пространство пе-
печи.
Сырьевой материал поступает в
верхний конец печи и движется на-
навстречу продуктам горения газа. Га-
Газовая горелка^ установленная в ниж-
нижнем конце печи, организует про-
процесс горения в виде длинного факела.
Современные горелки позволяют--ре-
позволяют--регулировать длину факела в широких
пределах. Сечение печи заполняется
материалом только на 8... 10%. В зоне
высоких температур материал нагре-
нагревается излучением от пламени и газов,
а также теплопроводностью от вра-
вращающейся футеровки^ В холодном
конце для повышения интенсивности
теплопередачи навешивают цепи, в
результате увеличивается скорость
газов и усиливается конвективный
теплообмен. Продукты сгорания уда-
удаляются с помощью дымососа через
дымовую трубу.
В печи для обжига цементного
клинкера сырьевая масса, приготов-
приготовленная в виде жидкого шлама, са-
самотеком по наклонному желобу по-
поступает в верхний конец печи. Шлам
представляет собой измельченную
смесь, состоящую из глины, извест-
известняка и мергелей, смешанную с водой.
Влажность такой смеси около 40%.
Время пребывания материала в печи
2,5...4 ч. Клинкер из печи поступает
в холодильник, где охлаждается воз-
воздухом до 150...300 0C. Воздух, нагре-
нагретый примерно до 4000C, поступает в
печь для горения газа. В процессе
движения в печи шлам проходит
зону подсушки и подогрева, где на-
нагревается примерно до 600 0C. Далее
протекает процесс кальцинирования
материала, и он нагревается до
1000 0C. При температуре 1400...
1450 0C материал спекается, образуя
клинкер. Максимальная температура
5 6 7 8 9 10 H 12
газов в печи должна составлять
1600...17000C.
Для регулирования технологичес-
технологического режима применяют газогорелоч-
ные устройства, позволяющие изме-
изменять длину факела, его светимость,
угол раскрытия и величину макси-
максимальной температуры. Значительное
распространение получили диффузи-
диффузионные газовые горелки с большой
скоростью истечения газа и регулируе-
регулируемым факелом. Хорошие результаты в
работе показала вихревая газовая
горелка ГВП (газовая вихревая печ-
печная), разработанная ГипроНИИгазом
и показанная на рис 18.8.
Горелка устроена и работает сле-
следующим образом. К корпусу / при-
приварена труба 13, длина которой вы-
бир»ается в зависимости от конструк-
конструкции печи. Газ из газопровода по-
поступает в эту трубу, обтекает по
внешней поверхности направляющую
трубу 3, проходит через лопатки
завихрителя 2, приобретая вращатель-
вращательное движение, и через сопло поступает
в печь. Направляющая труба 3
центрируется перьями 4. Завихритель
2 выполнен из тангенциально рас-
центрирующие перья,
5— тяга, 6— дроссель,
7— тяга, 8— шарнир,
9— рычаг, 10— валик,
11— рукоятка управле
ния, 12— сектор, 13—
труба, 14— лопатки за-
завихрителя
Рис. 18.8. Газовая го-
горелка типа ГВП-1 про-
производительностью до
5000 м 3/ч
а — горелка, б — соп
ловая часть горелки,
/— корпус горелки,2—
завихритель, 3— на-
направляющая труба, 4—
положенных лопаток 14. Завихритель
может перемещаться вдоль оси горел-
горелки с помощью рычага 9 и рукоятки
//. Рычаг 9 жестко связан с валиком
10, который имеет сальниковое уплот-
уплотнение. На секторе рукоятки 11 имеют-
имеются надпись «завихрение» и две метки
«максим.» и «ноль». При расположе-
расположении рукоятки 11 на отметке «максим.»
завихритель займет крайнее левое
положение (см. рис. 18.8, а), при
расположении на отметке «ноль» —
крайнее правое (см. рис. 18.8, б).
Внутри завихрителя расположен дрос-
дроссель 6, который с помощью тяги 7
может перемещаться вдоль оси горел-
горелки. Тяга имеет такое же управление,
как и завихритель. При расположении
рычага на отметке «максим.» дроссель
занимает крайнее левое положение и
проходное сечение сопла будет наи-
наименьшим.
393
Перемещая завихритель, управля-
управляют степенью закручивания потока
газа. При крайнем левом положении
завихрителя и крайнем правом поло-
положении дросселя (см. рис. 18.8, а)
весь газ будет проходить через ло-
лопатки завихрителя, полностью закру-
закручиваясь, и газовая струя при выходе
из сопла будет иметь коническую фор-
форму с наибольшим углом конуса.
При такой подаче газа факел будет
иметь наименьшую длину, а зона
максимальных температур будет наи-
наиболее близко располагаться к горелке.
При крайнем правом расположении
завихрителя, (см. рис. 18.8, б) газ не
проходит через лопатки завихрителя,
не закручивается и выходит из сопла в
виде прямоточной струи. Факел при
этом имеет наибольшую длину, а зона
максимальных температур располага-
располагается на большем расстоянии от сопла.
При промежуточных положениях за-
завихрителя длина факела и положение
зоны максимальных температур будут
находиться между крайними значе-
значениями. Следовательно, с помощью за-
завихрителя можно изменять длину фа-
факела и перемещать зону максимальных
температур вдоль оси печи. Еще
большего изменения положения зо-
зоны наивысших температур и измене-
изменения светимости пламени можно до-
добиться, перемещая дроссель и изменяя
давление газа перед горелкой.
Горелки типа ГВП положительно
зарекомендовали себя при работе
на вращающихся печах и обеспечи-
обеспечивают полное сгорание газа при коэф-
коэффициенте избытка воздуха а= 1,05.
Производительность разработанных
горелок типа ГВП может изменяться
от 50 до 20 000 м3/ч, а давление
газа — в пределах от 0,04 до 0,3 МПа.
Тепловой баланс печи и определе-
определение расхода газа. Тепловой баланс,
отражающий закон сохранения энер-
энергии, характеризует распределение
теплоты в печи. Для непрерывно
действующих печей тепловой баланс
составляется применительно к одному
часу, а для печей периодического
действия — применительно к одному
циклу. Приход теплоты Q со-
состоит из следующих основ-
основных статей: химической теплоты
газообразного топлива — Qx; теплоты,
вносимой подогретым воздухом,—
Q6; теплоты, вносимой подогретым
газом,— Q1-; теплоты экзотермических
реакций — Q3K3, т. е.
Расход теплоты Q состоит
из следующих основных ста-
статей: теплоты, пошедшей на нагрев
материала (полезная теплота),—Qi;
потери теплоты с отходящими газа-
газами — Q2; потери теплоты от химичес-
химической неполноты горения — Q^; потери
теплоты в окружающую'среду — Q5;
теплоты, аккумулируемой кладкой
(учитывается для печей периодичес-
периодического действия),— Qe, ? е.
В зависимости от типа печи и
технологического процесса, протекаю-
протекающего в ней, в тепловой баланс могут
включаться дополнительные статьи
прихода и расхода. Отдельные со-
составляющие теплового баланса вы-
вычисляются следующим образом.
Статьи прихода теплоты:
1) химическая теплота газообраз-
газообразного топлива равна, Дж/ч:
где В — часовой расход газа, м3/ч, QiJ — теп-
теплота сгорания газообразного топлива, отнесен-
отнесенная к 1м3 при нормальных условиях, Дж/м3,
2) теплота, вносимая подогретым
воздухом, Дж/ч:
Qb = BaVoCpmtB,
где ?—коэффициент избытка воздуха,
Vo — теоретическое количество воздуха, необ-
необходимого для горения 1 м3 газа, м3/м3,
с'рт — средняя объемная теплоемкость воздуха
при постоянном давлении, Дж/(м3-К), t& —
температура подогрева воздуха, 0C,
3) теплота, вносимая подогретым
газообразным топливом, Дж/ч:
Vr== O С pmt ??
где с'рт — средняя объемная теплоемкость га-
газа, Дж/(м-К), ^r — температура подогрева
газа, 0C,
* Qi -— механическая неполнота горения
Для газообразного топлива Q4=O
394
4) теплота экзотермических реак-
реакций.
В эту статью включается теплота
всех химических реакций, идущих с
выделением теплоты, за исключением
реакций горения топлива. Например,
при нагреве металла до высоких тем-
температур (в кузнечных и прокатных
печах) учитывается теплота от окис-
окисления железа. В этом случае
Q3K3=5,65-106Ga,
где 5,65· 106 — теплота от окисления железа,
Дж/кг; G — производительность печи, кг/ч;
а — угар металла, кг/кг.
Статьи расхода теплоты:
1) расход теплоты на нагрев ма-
материала, Дж/ч:
Qi = G(c'nt'u — c'utu) ,
где См, Cm — средние теплоемкости материала
для начальной и конечной температур,
Дж/(кг-К); t'M, t'u—начальная и конечная
температуры нагреваемого материала, 0C;
2) потери теплоты с продуктами
сгорания, уходящими из рабочего про-
пространства печи, Дж/ч:
Q2=BItV c'pmtyx,
где V — объем компонента уходящих газов,
отнесенный к 1 м3 сжигаемого газа, м3/м3;
/ух — температура уходящих газов из рабочего
пространства печи, 0C;
3) потери теплоты от химической
неполноты сгорания. В расчетах эти
потери можно оценивать как долю
от теплоты сгорания газа, Дж/ч:
Q-3=@,005...0,015)?QP.
Если известно содержание в отхо-
отходящих газах СО и других горючих
компонентов, тогда Qz можно под-
подсчитать более точно;
4) потери теплоты в окружающую
среду включают в себя следующие
основные составляющие: потери теп-
теплоты теплопроводностью через кладку
печи QbKn, потери теплоты излуче-
излучением через открытые окна и щели
<25иЗЛ; теплоту, уносимую выбивающи-
выбивающимися газами через окна, щели и клад-
^ку С?5выб; теплоту, идущую на нагрев
перемещающихся частей печи и тары
(?5тр, и потери теплоты с водой,
охлаждающей некоторые детали печи
Потери теплоты теплопровод-
теплопроводностью через кладку при стационар-
стационарном режиме печи определяют, Дж/ч:
о — — - F
где /кл — средняя температура внутренней
поверхности кладки, 0C; te — температура ок-
ружающего воздуха, С; ?,— — сумма терми-
A,
ческих сопротивлений слоев кладки, K-M2X
Хч/Дж; s — толщина слоя, м; ? — коэффици-
коэффициент теплопроводности слоя, Дж/(м-ч-К); ?«—
коэффициент теплоотдачи от наружной по-
поверхности к окружающему воздуху, Дж/
/(м2-ч-К). Этот коэффициент обычно равен:
ан = 63...67 кДж/(м2-ч-К), поэтому в расчетах
можно принимать 1/ан = 0,014 К-м2-ч/кДж;
FKJI — расчетная поверхность кладки, м2.
Для больших печей за расчетную
поверхность принимается наружная
поверхность, а для печей небольших
размеров или имеющих изогнутую по-
поверхность расчетную поверхность оп-
определяют по геометрическому усред-
усреднению
* кл—Дм нар-'вн )
где /-"„а
BH — наружная и внутренняя
поверхности кладки.
Сложность расчета потерь теплоты
в основном состоит в том, что коэф-
коэффициенты теплопроводности кладки
зависят от температуры, поэтому сна-
сначала нужно ориентировочно задаться
средними температурами слоев клад-
кладки, а затем их проверить. Если ошиб-
ошибка в принятых температурах составит
менее 20%, тогда пересчет произ-
производить не следует. Полученные по
расчету потери следует увеличить на
15...20%, учитывая дополнительные
потери теплоты через под печи, рас-
расположенный непосредственно на фун-
фундаменте, через гарнитуру, каркас
и т. д.
Потери теплоты излучением через
открытые окна и щели определяют
по формуле, Дж/ч:
<25„зл=20,5.103(???4/100L^??,
где Гпеч — температура печи, К; F — площадь
открытого окна или щели, м2; ? — доля вре-
времени, в течение которого окно открыто;
? — коэффициент диафрагмирования.
395
0,4 0,8 J1O 0,8 0,4 О
Отношение I/a или l/й Отношениеа/? или d/l
Рис. 18.9. Изменение
коэффициента диаф-
диафрагмирования в зави-
зависимости от толщины
кладки и размера окна
или щели
Коэффициент диафрагмирования
? определяют по рис. 18.9 в зависи-
зависимости от толщины кладки и размера
окна или щели. На рис. 18.9 приняты
следующие обозначения: d — диаметр
круглого отверстия; аХб — размеры
прямоугольного окна; / — толщина об-
обмуровки. Если окно закрывается ме-
металлической дверкой без футеровки,
тогда дверка играет роль экрана и
потери теплоты излучением через двер-
дверку будут меньше. В этом случае
вместо величины ? можно подстав-
подставлять ?/A+?). Если дверка имеет
щиток (экран), тогда потери теплоты
излучением через нее будут примерно
в 2 раза меньше, чем через дверку
без щитка. Теплоту, уносимую выби-
выбивающимися газами через окна, щели
и кладку, учесть" весьма затрудни-
затруднительно из-за переменного давления в
рабочем пространстве печи. Поэтому
обычно ее относят к неучтенным поте-
потерям.
Теплоту, идущую на нагрев пере
мещающихся частей печи и тары,
определяют по формуле, Дж/ч:
где G,p — масса тары (вагонеток, поддонов,
ящиков и ? д), кг/ч, стр —средняя тепло-
теплоемкость тары, Дж/(кг-К), ^тР — температура,
до которой нагревается тара, 0C
396
Потери теплоты с водой, охлаж-
охлаждающей некоторые детали печи, опре-
определяют по формуле, Дж/ч:
где D — расход охлаждающей воды, кг/ч,
с — теплоемкость воды, Дж/(кг-К), f и t" —
начальная и конечная температуры воды, 0C
Обычно Г= 20 30 0C, Г=50 60 0C
Теплота, аккумулированная клад-
кладкой, Дж:
Ц^6== у клРклСкл^кЛ)
где Ккл — объем кладки, м3, ркл — плотность
кладки, кг/м3, Скл — теплоемкость кладки,
Дж/(кг-К), tKJi — средняя температура стен
кладки, находится на основании расчета
нагрева стен, 0C
Приравнивая статьи прихода и
расхода теплоты, можно определить
расход газа:
iT W - с'м t'u) + Q5kji
QpK + aVoc'pmtB
??-? Vcfpm Lx -
— @,005 0,015) QK
м3/ч
Учитывая недостаточную точность
расчета отдельных составляющих ба-
баланса теплоты, полученное значение
расхода топлива следует увеличить
на 10. .15%.
18.3. Схемы обвязочных
газопроводов
на котлах и в печах
Принципиальные схемы обвязоч-
обвязочных газопроводов должны быть
построены таким образом, чтобы была
обеспечена безопасная эксплуатация
агрегата. В зависимости от типа
горелок, запорной арматуры, давления
газа и производительности агрегата
выбирают необходимое число после-
последовательно устанавливаемых отклю-
отключающих устройств, предотвращающих
утечку газа в топку неработающего
агрегата; прокладывают трубопрово-
трубопроводы безопасности; предусматривают
автоматические клапаны блокировки
газа и воздуха; устанавливают спе-
специальные штуцера с пробками, по-
позволяющие периодически производить
проверку герметичности запорной
арматуры. Продувочные линии проек-
проектируют так, чтобы непродуваемые
участки газопровода имели минималь-
минимальную протяженность.
Схема газопроводов усложняется в
следующих случаях: при использо-
использовании газа среднего давления, при
применении в качестве отключающих
устройств задвижек, которые менее
герметичны, чем краны, при агрега-
агрегатах большой производительности и
больших размеров. Если используют
горелки турбулентного смешения с
вентиляторным дутьем, то на газо-
газопроводах устанавливают клапаны бло-
блокировки газа и воздуха, автомати-
автоматически прекращающие подачу газа к
горелкам при падении давления в
воздуховоде.
Наиболее простую схему газопро-
газопроводов применяют для агрегатов, обо-
оборудованных эжекционными горелками
низкого давления и отключающими
устройствами-кранами (рис. 18.10).
По этой схеме перед каждой горелкой
устанавливают рабочий кран /, а на
ответвлении газопровода к агрегату —
главный кран 2, который одновремен-
одновременно является контрольным краном.
Главный кран отключает полностью
агрегат, а рабочий — регулирует про-
производительность горелок и выключает
отдельные горелки. Продувку цехового
газопровода осуществляют через кран
5 при закрытых кранах /, 2 и 10.
Ответвление к агрегату продувают по-
после цехового газопровода через кран
10, при этом краны 1 н 5 закрыты.
Окончание продувки определяют ана-
анализом пробы газа, забираемого через
запальник //.
Для предотвращения утечек газа
через запорную арматуру в топки
неработающих агрегатов кран 10 на-
находится в открытом положении, про-
пропуская утечки через закрытый кран
2 в атмосферу по объединенному
продувочному трубопроводу 8. Прове-
Проверить герметичность кранов можно,
наблюдая за изменением давления по
манометру 6 при поочередном за-
закрывании кранов. Проверка герметич-
герметичности кранов 1 и 2 с помощью мано-
Рис. 18.10. Схема га-
газопроводов на агрега-
агрегатах, оборудованных
эжекционными горел-
горелками низкого давления
и отключающими уст-
устройствами-кранами
/— рабочий кран; 2—
главный (контроль-
(контрольный) кран; 3— эжек-
ционная горелка; 4—
кран на штуцере к за-
запальнику; 5, 10— кра-
краны на продувочном тру-
трубопроводе; 6— мано-
манометр; 7— цеховой га-
газопровод; 8— объеди-
объединенный продувочный
трубопровод; 9— кол-
коллектор (ответвление) к
агрегату; //— запаль-
запальник; 12— кран перед
манометром
метра производится следующим об-
образом. При закрытых кранах / и 2
открывается кран 10 и коллектор 9
сообщается с атмосферой. После
установления в коллекторе атмосфер-
атмосферного давления кран 10 закрывается.
Если давление в коллекторе, контро-
контролируемое манометром 6, быстро повы-
повышается, то это говорит о том, что
кран 2 негерметичен. Для проверки
кранов / коллектор 9 ставят под
максимальное давление, для чего от-
открывают кран 2, затем закрывают
его. Если давление в коллекторе
быстро падает, то это значит, что
краны 1 пропускают газ.
Рассмотренная схема достаточно
надежна и безопасна и может быть
использована при газоснабжении ото-
отопительных котельных, коммунальных и
небольших промышленных предприя-
предприятий. Для газоснабжения предприятий
с малыми расходами (например,
предприятий общественного питания)
схему можно упростить, исключив про-
продувочный трубопровод. В этом случае
продувку производят через резиновый
шланг, присоединяемый к штуцеру
дальнего агрегата.
397
74
7/s
?9 ? -· %-
Газ
Рис. 18.12. Схема га-
газопровода на агрегатах,
оборудованных дутье-
дутьевыми горелками низко-
низкого и среднего давле-
давления и отключающими
устройствами-задвиж-
устройствами-задвижками
/— кран; 2— импульс-
импульсный трубопровод; 3—
сбросной трубопровод;
4— клапан блокировки
газа и воздуха; 5—
главная задвижка; 6—
цеховой газопровод,
7— объединенный тру-
трубопровод безопасности
и продувочный трубо-
трубопровод; 8— кран с
пробкой для взятия
пробы при продувке
398
цехового газопровода;
9— кран на продувном
трубопроводе; 10— кран
на штуцере к запаль-
запальнику; 11— кран на тру-
трубопроводе безопаснос-
безопасности, 12— штуцер с проб-
пробкой; 13— показываю-
показывающий манометр на газо-
газопроводе; 14— показы-
показывающий манометр на
воздуховоде; 15— зас-
заслонка на воздуховоде;
16—показывающий ма-
манометр на воздуховоде
после вентилятора,
17—дутьевая горелка;
18— рабочая задвиж-
задвижка; 19— контрольная
задвижка; 20— кран на
штуцере к манометру
Рис. 18.11. Схема газо-
газопроводов на агрегатах,
оборудованных эжек-
ционными горелками
среднего давления и
отключающими уст-
устройствами-задвижками
/— объединенные про-
продувочный трубопровод
и трубопровод безопас-
безопасности; 2— кран с проб-
пробкой для взятия пробы
при продувке газопро-
газопровода; 3— кран на тру-
трубопроводе безопаснос-
безопасности; 4— штуцер с проб-
пробкой; 5— показывающий
манометр; 6— кран на
штуцере к манометру;
7— газовая эжекцион-
ная горелка среднего
давления; 8— рабочее
отключающее устройст-
устройство; 9— контрольно-от-
контрольно-отключающее устройст-
устройство; 10— кран на шту-
штуцере к запальнику; //,
14— краны на проду-
продувочных трубопроводах;
12— главное отклю-
отключающее устройство;
13— цеховой газопро-
газопровод
Схема газопроводов на агрегате,
оборудованном эжекционными горел-
горелками среднего давления и отключаю-
отключающими устройствами-задвижками, по-
показана на рис. 18.11. Для надежности
отключения агрегата установлены
последовательно три задвижки: глав-
главная — для отключения всего агрегата,
контрольная — для отключения горел-
горелки и рабочая — для регулировки про-
произвольности горелки и ее отключения.
Схема предусматривает трубопровод
безопасности, который обеспечивает
сброс утечек газа через закрытые
отключающие устройства (задвижки)
12 к 9 ъ атмосферу через кран 3,
который открыт при неработающем
агрегате. Следовательно, при закры-
закрытых задвижках 8, 9 и 12 газ не может
попасть в топку агрегата, даже если
его пропускают задвижки 12 и 9. Про-
Продувочный трубопровод объединяют
с трубопроводом безопасности. Для
периодической проверки герметичнос-
герметичности задвижек имеется штуцер 4 с проб-
пробкой, к которому присоединяют пере-
переносной манометр. В случае примене-
применения кранов вместо задвижек эта схема
может быть упрощена установкой од-
одного контрольного крана на группу
горелок как можно ближе к первой
горелке по ходу газа.
Принципиальные схемы газопрово-
газопроводов на агрегатах, оборудованных
дутьевыми смесительными горелками
(рис. 18.12), отличаются тем, что
на газопроводе между главными конт-
контрольными отключающими устройства-
устройствами устанавливают для каждого агре-
гата отдельно клапан блокировки
газа и воздуха 4. Поэтому при
выходе клапана из строя опасности
загазованности будет подвергаться
только один агрегат. Для возмож-
возможности зажигания горелок импульс-
импульсный трубопровод 2 от клапана при-
присоединяют к воздуховоду до шибера.
На импульсной линии устанавливают
кран / и штуцер с пробкой для
сброса давления воздуха. Это позво-
позволяет проверять герметичность отклю-
отключения газа клапаном блокировки.
Схему газопроводов на агрегатах,
оборудованных горелками низкого или
среднего давления и задвижками в
качестве отключающих устройств,
при использовании кранов можно
упростить, заменив контрольные кра-
краны одним краном на весь агрегат.
При малых расходах газа, примене-
применении кранов и горелок низкого дав-
давления схема упрощается аналогично
схеме, показанной на рис. 18.10.
18.4. Основные задачи
автоматизации
газоиспользующих установок
Автоматическое регулирование
процесса горения значительно повы-
повышает экономичность газоиспользую-
газоиспользующих установок. Применение автома-
автоматики обеспечивает безопасность ис-
использования газа, улучшает условия
труда обслуживающего персонала и
способствует повышению его техни-
технического уровня. Комплексная авто-
автоматика состоит из следующих основ-
основных систем: автоматики регулирова-
регулирования, автоматики безопасности, ава-
(рийной сигнализации и теплотехни-
теплотехнического контроля.
Автоматика регулирования комму-
коммунально-бытовых газовых приборов
котлов и промышленных печей пред-
предназначена для управления процессом
угорения газа таким образом, чтобы
ыгазоиспользующая установка работа-
работала на заданном технологическом ре-
режиме при соблюдении оптимальных
показателей горения газа. Так, у ото-
отопительных водогрейных котлов авто-
автоматически изменяется температура го-
горячей воды в соответствии с изме-
изменением температуры наружного воз-
воздуха; у паровых котлов поддержи-
поддерживается постоянным давление пара; у
промышленных печей контролируется
температура в рабочем объеме печи
и т. д.
Автоматика безопасности обеспе-
обеспечивает безаварийную работу агрегата,
немедленно прекращая подачу газа к
горелкам при различного рода нару-
нарушениях работы газоиспользующей
установки. Контролируются следую-
следующие параметры:
1) давление газа перед горелками.
При повышении или понижении давле-
давления газа перед горелками на 20...25%
против установленного максимального
и минимального значения подача
должна прекратиться;
2) горение факела в топке. При
погасании пламени в топочном про-
пространстве должна немедленно прекра-
прекращаться подача газа;
3) давление воздуха. При падении
давления газ отключается;
4) разрежение в топке. При по-
понижении разрежения в топках кот-
котлов до 3...5 Па подача газа должна
прекращаться;
5) температура воды или давление
пара в котле. Если величины этих
параметре превышают максимально
допустимые, то это должно приво-
приводить к прекращению подачи газа;
6) уровень воды в котле. При
нарушении допустимых значений
уровня газ отключается.
Автоматика должна обладать са-
самоконтролем, т. е. при прекращении
подачи энергии, приводящей в дейст-
действие приборы автоматики, или при на-
нарушении работы какого-либо элемен-
элемента автоматики должна прекращаться
подача газа к горелкам. Кроме ука-
указанных параметре должна контроли-
контролироваться загазованность помещений,
где находятся газоисполъзующме агре-
агрегаты.
При аварийном отключении агре-
агрегата подаются световой и звуковой
сигналы. Для ведения правильного и
экономичного технологического про-
399
цесса, учета и анализа работы обо-
оборудования агрегаты оснащены прибо-
приборами теплотехнического контроля. В
зависимости от конкретных условий
газоиспользующий агрегат может
быть автоматизирован полностью или
частично. В последнем случае авто-
автоматизируются лишь отдельные его эле-
элементы.
18.5. Эксплуатация
газоиспользующих агрегатов.
Техника безопасности
При пуске газоиспользующего аг-
агрегата производят наладку газого-
релочных устройств и автоматики
В объем наладочных работ входи ?
продувка газопроводов, а при первич-
первичном пуске — еще и сушка агрегата
Первичный пуск котлов, печей и дру-
других установок, работающих на газе,
производят после испытаний газопро-
газопроводов и оборудования. При этом
должен быть пусковой акт, выданный
технической инспекцией, а также
соответственно подготовлен обслужи-
обслуживающий персонал. Перед пуском про-
проверяют соответствие производствен-
производственного помещения или котельной тех-
техническим условиям, качество выпол-
• нения монтажных работ и соответ-
соответствие их проекту. Первым этапом ра-
работы являются пуск местной газоре-
гуляторной установки и продувка га-
газопроводов до горелок. В процессе
пуска ГРУ настраивают регулятор и
предохранительные клапаны. При ра-
работе горелок на низком давлении
минимальное давление для настройки
предохранительного клапана прини-
принимают равным 200 Па, а максималь-
максимальное — 3...5 кПа. После окончания
продувки газопроводов и проверки
герметичности соединений приступают
к розжигу газовых горелок.
При наладке автоматики котла
или другой установки проверяют ка-
качество работы отдельных приборов
и элементов, устраняют возможные не-
неисправности и добиваются работы
автоматики с требуемыми показате-
показателями. Сначала налаживают автома-
автоматику безопасности, а затем автома-
автоматику регулирования. Наладку газовых
горелок производят для выявления
оптимального режима, при котором
горелки обеспечивают номинальную
производительность агрегата с луч-
лучшими теплотехническими показате-
показателями. При наладке добиваются ра-
работы горелок с оптимальными из-
избытками воздуха и минимальной хи-
химической неполнотой сгорания. Регу-
Регулируют горелки в целях обеспечения
устойчивого сжигания газа в требуе-
требуемом диапазоне производительности
агрегата. Результаты наладки, реко-
рекомендуемые режимы и полученные
теплотехнические показатели агрега-
агрегата фиксируют в специальном акте.
Для обеспечения работы газоисполь-
газоиспользующих агрегатов с высокими пока-
показателями в процессе эксплуатации за
ними ведут непрерывный контроль.
Расход газа, количество вырабатывае-
вырабатываемой теплоты и основные теплотех-
теплотехнические параметры измеряют прибо-
приборами. Результаты измерений и наблю-
наблюдений за работой горелок, автома-
автоматики, котлов и печей записывают в
журнал.
Во избежание пожаров, взрывов и
отравлений при работе на газовом
топливе следует соблюдать правила
техники безопасности. Прежде всего
необходимо предупреждать образо
вание взрывоопасных смесей в по-
помещениях, газоходах и дымовых ка-
каналах. Для этого систематически конт-
контролируют: плотность газопроводов,
арматуры и газовой аппаратуры;
состояние дымоходов и вентиляцион-
вентиляционных установок; исправность всех за-
запорных и предохранительных уст-
устройств. В целях безопасности устанав-
устанавливают необходимые площади застек-
застеклений и открытых проемов, устраи-
устраивают взрывные клапаны и легко-
сбрасываемые перекрытия. Работу го-
горелок поддерживают на таких режи-
режимах, при которых исключается воз-
возможность обратного удара пламени.
Для максимальной безопасности при
использовании газа следует широко
применять автоматику и допускать к
эксплуатации газоиспользующих агре-'1
гатов только опытный и обученный
персонал.
400
Глава 19
Газоснабжение зданий
19.1. Устройство
внутридомовых газопроводов
В жилые, общественные и комму-
коммунальные здания газ поступает по
газопроводам от городской распреде-
распределительной сети. Эти газопроводы со-
состоят из абонентских ответвлений,
подводящих газ к зданию, и внутри-
домовых газопроводов, которые транс-
транспортируют газ внутри здания и рас-
распределяют его между отдельными га-
газовыми приборами. Во внутренних
газовых сетях жилых, общественных
и коммунальных зданий можно транс-
транспортировать только газ низкого давле-
давления.
Газопровод вводят в жилые и об-
общественные здания через нежилые
помещения, доступные для осмотра
труб. Вводы газопроводов в общест-
общественные и коммунально-бытовые зда-
здания осуществляют в коридоры или
непосредственно в помещения, в ко-
которых установлены газовые приборы.
Можно устраивать вводы в техничес-
технические коридоры и подполья только при
подводке к указанным зданиям наруж-
наружных газопроводов низкого давления во
внутриквартальных коллекторах. Вво-
Вводы газопроводов влажного газа сле-
следует укладывать с уклоном в сторону
распределительного газопровода.
На вводе газопровода в здания
устанавливают отключающее устрой-
устройство, которое монтируют снаружи
здания. Место установки должно быть
доступно для обслуживания и быстро-
быстрого отключения газопровода. Внутри
здания отключающие устройства раз-
размещают в лестничных клетках, тамбу-
тамбурах и коридорах. Разводящие газопро-
газопроводы прокладывают по верху стен пер-
первого этажа.
Газовые стояки прокладывают в
кухнях, лестничных клетках или кори-
коридорах. Нельзя прокладывать стояки в
жилых помещениях, ванных комнатах
и санитарных узлах. На стояках и
разводящих газопроводах устанав-
устанавливать пробки запрещается. Если от
одного ввода в жилое здание газ
подают к нескольким стоякам, то на
каждом из них устанавливают кран
или задвижку. В одно — пятиэтажных
зданиях отключающие устройства на
стояках не устанавливают. Тран-
Транзитные газопроводы прокладывать
через жилые помещения нельзя. Перед
каждым газовым прибором устанав-
устанавливают краны. На газопроводах после
кранов по ходу газа предусматривают
сгоны. При наличии газового счет-
счетчика кран устанавливают также и пе-
перед ним. Газопроводы внутри здания
выполняют из стальных труб. Трубы
соединяют сваркой. Резьбовые и флан-
фланцевые соединения допускают только
в местах установки отключающих
устройств, арматуры и приборов.
Газопроводы в зданиях проклады-
прокладываются открыто. При соответствую-
соответствующем обосновании допускают скрытую
прокладку в бороздах стен, которые
закрывают щитами с отверстиями для
вентиляции. В помещениях котель-
котельных, предприятий коммунально-быто-
коммунально-бытового обслуживания и общественного
питания, а также в лабораториях
подводящие газопроводы к отдельным
агрегатам и газовым приборам можно
прокладывать в штробе бетонного по-
пола с заливкой цементом. В этом
случае трубы должны иметь противо-
противокоррозионную изоляцию. На участке
газопровода, заделанном в пол, не
должно быть запорных устройств и
резьбовых соединений. Газопроводы
для осушенного газа прокладывают
без уклона, а для влажного газа —
с уклоном не менее 0,003. При
наличии газового счетчика уклон име-
имеет направление от счетчика к стояку
и газовым приборам.
Газопроводы, пересекающие фун-
фундаменты, перекрытия, лестничные пло-
401
щадки, стены и перегородки, следует
заключать в стальные футляры. В
пределах футляра газопровод не
должен иметь стыковых соединений,
а пространство между ним и футляром
должно быть заделано просмоленной
паклей и залито битумом. Конец
футляра выводят над полом на 3 см.
В жилых зданиях газопроводы кре-
крепят к стенкам с помощью крюков.
При диаметре трубы более 40 мм
крепление выполняют с помощью
кронштейнов. Расстояние между опо-
опорами принимают не более: 2,5 м
(при 0 трубы 15 мм), 3,5 м (при
0 25 мм) и 5 M/ (при 0 50 мм). Зазор
между трубой и стеной принимают
1,5—2 см. Трубы в технических кори-
коридорах укладывают на бетонные или
кирпичные столбы на расстоянии от
пола не менее 0,3 м. Расстояние
между открыто проложенным электро-
электропроводом и стенкой газопровода
должно быть не менее 10 см. Газо-
Газопроводы, пересекающиеся с электро-
электропроводом, заключают в резиновую
? или эбонитовую трубку.
^ 19.2. Расчет
внутридомовых газопроводов
Расчет внутридомовых газопрово-
газопроводов производят после выбора и
размещения оборудования и состав-
составления схемы газопроводов. Расчетный
перепад давления газа увязывают с
перепадом давления в распределитель-
распределительной сети. Суммарный расчетный пе-
перепад, включающий потери в распре-
распределительных газопроводах, абонент-
абонентских ответвлениях и внутридомовых
газопроводах, целесообразно прини-
принимать величиной О,7ро (ро — номиналь-
номинальное давление газа перед приборами).
Расчетные расходы принимают с уче-
учетом неравномерности потребления га-
газа.
Расчет газопровода для трехсек-
ционного пятиэтажного жилого дома
(рис. 19.1), снабжаемого природным
газом. В доме имеются 10 однокомнат-
однокомнатных, 45 двухкомнатных и 5 трех-
трехкомнатных квартир. Одно- и двух-
402
комнатные квартиры оборудованы
совмещенным санитарным узлом, а
трехкомнатные — раздельным сани-
санитарным узлом. Объем кухонь у одно-
однокомнатных квартир 13 м3, а у двух-
двухкомнатных и трехкомнатных — 15 м3.
В кухнях однокомнатных и двух-
двухкомнатных квартир установлены двух-
конфорочные плиты с духовым шка-
шкафом и проточные водонагреватели,
в кухнях трехкомнатных квартир —
четырехконфорочные плиты с духо-
духовыми шкафами и водонагреватели.
Газопроводы жилого дома присое-
присоединяют к внутриквартальным газо-
газопроводам низкого давления на рас-
расстоянии 6 м от здания. В каждой
лестничной клетке прокладывают цо-
цокольный ввод и на каждом вводе
снаружи здания устанавливают про-
пробочный кран. Стояки прокладывают
по кухням. На каждом ответвлении к
стояку на первом этаже устанавли-
устанавливают отключающие краны. Краны ста-
ставят также перед каждым газовым
прибором. Газопроводы проклады-
прокладывают без уклона. Расчетная схема
газопроводов показана на рис. 19.2.
Продукты сгорания от водонагре-
водонагревателей отводят по индивидуальным
каналам, которые расположены в ка-
капитальных внутренних стенах. В этих
стенах предусмотрены вентиляцион-
вентиляционные каналы кухонь и санузлов (см
рис. 19.1, б). Теплота сгорания газа
Q= = 36 000 кДж/м3. Расчетный пере-
перепад давлений принимают равным
500 Па. Расчетные расходы опреде-
определяют по методике, разработанной в
МИСИ имени В. В. Куйбышева.
Находят потери давления в газопро-
газопроводах по графикам. Рассчитывают
газопроводы, соединяющие распреде-
распределительную сеть с дальним газовым
прибором, т. е. водонагревателем в
квартире на 5-м этаже, присоединен-
присоединенным к стояку 12. Все расчеты сво-
сводят в табл. 19.1. Расчет выполняют
дз такой последовательности:
1) определяют расчетные расходы
для всех участков;
2) задают диаметры участков;
3) определяют сумму коэффициен-
коэффициентов местных сопротивлений (для каж-
OZP OZP
о
Ji
. рис.
U
g
О
о
Ct
E
>го газо
W
ее
о
о
=t
S
о.
>>
E
еа
(Q
(-
1СЧС
VW
CL
о
и
О
а!
<и
T
S
ч
Я)
гидр
2
И
>>
S
а.
сп
—'
=г
я
ч
VO
та
?-.
ротив-
и эна-
ффи-
>
g S о о
2 ? s I
(U
g.S ^ S "
? 53 S ?- ?*
о % g ?- ? в
я ^ о>
(-OS
iOCTb
етри-
\х от-
отток
тка, м
2 о * s «
О. В яЕ
Поте
давле
на уч
ке,
3 - to
Ja1J
Я
? В пГ
Расчет
ная дли
участк;
M
И L П 'J Ш _
^j Ж ^. S S
Ef Я
S
я я E=
33 В В II
S 4- х 1^
*|g§°J
S-?-? Sg^
CJ m S ^
г
я
= 3
я
nils
i о а
= §я-
' 2.™ s
?
я м
S
о
Cf
ж о
? E-.
О О
Я -1-"
^ H
О Il
25,
ю
10,2
LO
O^
(M
со
СО
35,
о
Tf"
8,84
ю
со"
IO
о
LO
о"
CO
ю"
о
(M
,04
СО
1 §* Ii и
я ю °_^*^
О ^" ^^ "
\о о о
О · · с>Г Я СП
О. CN - C^ ^J
^" > ? Sl <о
„ ^Ji Ii о ?;
со ^uO
о я -
Il схо s и
Я _J"
= M
=§ Il
?. 0^
со°|
о" S
Il О
Il ><
оход-
CX
Я J^
t— О =я"
Il °-§
Il н к
со.
ю"
ю
13,7
ю
(M
Ю
?>"
о
со"
3,25
LO
о"
Ю
о
LO
о"
—
LO
CS
о
(M
CN
«О
со"
»«,
оход-
сх
* !I
»я ^
о ssT
сх о
H X
_
СП
ю
13,7
ю
CN
0O4
<м"
(M
о
t-"
3,25
LO^
о"
LO
о
LO
о"
LO
cn"
о
«?
CD
00,
со"
O1
. с? Il
О
с "То"
s *j> "
я
°О =я" о *
CX о О
t-·-
25.
СО"
LO
СП
3,86
СО
CD
о"
LO
о
LO
о"
со
—"
(M
со"
о
(M
со
Tf"
OO
о-.
оход-
CX
с
я
—" о
Ii "^
Il н
Tf
10,
Tf
о*
о
со"
0,8
LO
о"
ю
о
LO
о"
—
CO^
о"
о
(N
Tf
Tf
ю"
N.
00
оход-
CX
с
Il s
я" о
о сх
я H
OO
38,
-"
оо
LO"
Tf
Tf
(N"
19,1
ю_
LO
LO
СП
о"
оо
LO"
со
со"
(M
со
CN
оо"
I
I
3" (M
° Il
vo Il
О ^jJ
а.
™
. ^ из
— я
Il °-
Il «
ssf'Я
о 3
я я
о
о
СП
и00.
О "-*
C^ U
о H
CQ СО
Sx
л"
S- О
о ?
5^ Ii
, оо
о ю" «
сх I) Cu
о " ?
Л JJ3
OW-
е_г1
s Il s*
а о
»я ^
о »я о
CxSnS"
г- Я С
оо
(M"
со
"""
СО
со"
оо"
СО
24,8
со
со"
O-
СО
СО"
(M
21,
(M
со
сп
Tf
Lf
5
лк про-
я
Q
сх
(N
M
Il
JJ)
-U" «о"
Il о" " 1^
Л° Ii
(M
я "^со^
C^ од (^ ^
О Ь ?
х о Il
*
оход-
Q.
с
я Il
_ Я JJ3
-1 »я
?" О гя"
I CXO
I ?—? я
СО
СП
Tf
со
Tf
00
(N* '
17,6
CD
¦—Г
«о
—
CD
о
Ю
,38
CM
CV) --,
t
I
оход-
с
Я *J>
»я .
О »я
CXO
E- я
СО
о"
00
СО
8
LO
ю"
14,6
CD
см"
LO
—"
CN
S
СП
Tf
CD*
со
о. о
о о
405
дого участка значения коэффициентов
? выбирают по табл. 6.1);
4) по графикам (см. рис. 6.4 и
6.6) находят удельные потери на тре-
трение и эквивалентные длины коэффици-
коэффициента ?= 1;
5) определяют расчетные длины
участков и потери давления на них;
6) рассчитывают дополнительное
избыточное давление по формуле
Р = ?#A,29-Ргаза),
где H — разность геометрических отметок конца
и начала участка, считая по ходу газа, м;
7) определяют потери давления на
участках с учетом дополнительного
давления;
8) определяют суммарные потери
в газопроводах с учетом потерь в тру-
трубах и арматуре прибора (до газовых
горелок). Примерные значения потерь
давления в трубах и арматуре газо-
газовых приборов составляют: в плитах —
40...60 Па, в водонагревателях —
80...100 Па;
9) полученные суммарные потери
сравнивают с расчетным перепадом
давления. Производят пересчет (если
это необходимо).
Пример. Определить расчетные расходы
(см. рис 19.2). Участок 13—12—11: стояк,
подводящий газ к одной двухкомнатной квар-
квартире (условно считаем расход газа на участке
13—12 таким же, как и на участке 12—11),
расчетный расход находим по формуле E 13):
? is макс ^ год кв дт
4 г 8760
Участок 5—3. К нему присоединены 15
двухкомнатных квартир и 5 однокомнатных.
Расчетный расход равен:
= 39,978-
8 000 000-3
36 000-8760
= 39,978-0,076 = 3,04 м3/ч,
где Кч гкс — коэффициент неравномерности по-
потребления (выбираем по табл. 5.11); Qi-одкв—
годовой расход газа на квартиру (берем по
табл 5.11), считая населенность однокомнат-
однокомнатной квартиры 2 чел., двухкомнатной — 3 чел.,
трехкомнатной—5 чел.); N — число квартир.
Участок //—10: к нему присоединены 2
двухкомнатные квартиры. Расчетный расход
определяем по формуле E 13).
Qp = 23,809-0,076-2 = 3,62 м3/ч.
Участки 10—9, 9—8 и 8—7 рассчитаем
аналогично; расчетные расходы для них
равны: 3,86; 4,53; 5,44 м3/ч.
Участки 7F)—5: к"ним присоединены 10
двухкомнатных квартир (на участке 7—6
условно считаем расход такой же, как и на
участке 6—5). Расчетный расход равен:
Qp = 11,608 - 0,076 -10 = 8,82 м3/ч.
406
+ 13,191
Qp= 10,03-0,076-15 +
8 000 000-2
36 000-8760
5=14,79 м3/ч,
где коэффициенты неравномерности берем для
одно- и двухкомнатных квартир для общего
числа квартир (т. е. для 20) по табл. 5.11:
Участок 3—2:
Qp = 27,38 м3/ч;
Участок 2—/:
Qp = 36,49 м3/ч.
Все дальнейшие расчеты сводим в табл.
19 1. Суммарные потери во внутридомовом
газопроводе составляют 467,1 Па. Для осталь-
остальных участков диаметры назначаем, ориенти-
ориентируясь на проведенные расчеты.
19.3. Газовые приборы
В жилых и общественных зданиях
газ используют для приготовления
пищи и горячей воды. Основными при-
приборами, которые применяют для газо-
газоснабжения зданий, являются плиты,
водонагреватели, кипятильники, пи-
щеварочные котлы, духовые шкафы и
холодильники. Работа газовых прибо-
приборов характеризуется следующими по-
показателями: 1) тепловой нагрузкой,
или количеством теплоты в газе,
которая расходуется прибором, в кВт;
2) производительностью, или коли-
количеством полезно используемой тепло-
теплоты, которая передается нагреваемому
телу, в кВт; 3) КПД, представляющим
собой отношение производительности
к тепловой нагрузке прибора.
Номинальной считают такую на-
нагрузку, при которой газовый прибор
работает наиболее эффективно, т. е. с
наименьшим химическим недожогом
газа, наибольшим КПД, и развивает
номинальную производительность.
При номинальной нагрузке в конст-
конструктивных элементах прибора не
должно возникать опасных тепловых
напряжений, сокращающих срок его
службы. Предельной (максимальной)
тепловой нагрузкой считают нагруз-
нагрузку, превышающую номинальную на
20%. При этой нагрузке не должны
заметно ухудшаться показатели рабо-
работы прибора. Газовые приборы,, уста-
устанавливаемые в жилых и обществен-
общественных зданиях, работают на низком
давлении, их оборудуют эжекцион-
ными горелками атмосферного типа.
Бытовые газовые плиты изготов-
изготовляют двух-, трех- и четырехконфороч-
ными с духовыми шкафами и без
них. Они состоят из следующих ос-
основных частей: корпуса, рабочего
стола с конфорочными вкладышами,
духового шкафа, газовых горелок
(конфорочных — верхних, а также
для шкафа), газораспределительного
устройства с кранами. Детали быто-
бытовых плит изготовляют из термически
стойких, коррозионно-устойчивых и
долговечных материалов. Поверх-
Поверхность и детали плиты (кроме задней
стенки) покрыты белой эмалью. Высо-
Высота рабочего стола бытовых плит
850 мм, а ширина — не менее 500 мм.
Расстояние между центрами соседних
конфорок 230 мм. Конфорочные го-
горелки имеют следующие номинальные
нагрузки: нормальную мощность
1,9 кВт, повышенную — 2,8 кВт.
Четырехконфорочные плиты могут
иметь одну горелку повышенной мощ-
мощности. Номинальная нагрузка горе-
горелок должна обеспечивать равномер-
равномерный разогрев духового шкафа до
температуры 285...300 0C не более
чем за 25 мин. По действующему
ГОСТу КПД конфорочных горелок
должен быть не менее 56%, а КПД
плит с отводом продуктов сгорания в
дымоход — не менее 40%. Содержа-
Содержание оксида углерода в продуктах сго-
сгорания при работе горелок с номи-
номинальной нагрузкой не должно пре-
превышать 0,05 % в пересчете на сухие
дымовые газы и избыток воздуха,
равный единице (ос=1). Отрегулиро-
Отрегулированные горелки должны работать
устойчиво, без отрыва и проскока
пламени, при изменении теплоты сго-
сгорания газа в пределах ± 10% и тепло-
тепловой нагрузке от предельной до 0,2 но-
номинальной.
Бытовые газовые плиты оборудуют
атмосферными горелками с отводом
продуктов сгорания непосредственно
в кухню. Часть воздуха, необходимо-
необходимого для горения (первичный воздух),
эжектируется газом, вытекающим из
сопел горелок; остальная часть (вто-
(вторичный воздух) поступает к пламени
непосредственно из окружающей, сре-
среды. Воздух к горелкам духового
шкафа поступает через специальные
щели и отверстия в плите. Продукты
сгорания конфорочных горелок про-
проходят через щель между дном посуды
и рабочим столом плиты, поднима-
поднимаются вдоль стенок посуды, обогревая
их, и поступают в окружающую ат-
атмосферу. Продукты сгорания обогре-
обогревают духовой шкаф и поступают в
кухню через отверстия в боковых
стенках или задней стенке плиты.
Отвод продуктов сгорания непосредст-
непосредственно в помещение предъявляет вы-
высокие требования к конструктивным
качествам горелок, которые должны
обеспечивать полное сгорание газа.
Основными причинами, вызываю-
вызывающими -химическую неполноту сгора-
сгорания газа у конфорочных горелок,
являются: а) охлаждающее действие
стенок посуды, которое может при-
привести к неполному протеканию хими-
химических реакций горения, образованию
СО и сажи; б) неудовлетворитель-
неудовлетворительное перемешивание газа с первичным
воздухом в проточной части эжекто-
эжектора; в) плохая организация подвода
вторичного воздуха и отвода продук-
продуктов сгорания.
Для устранения указанных причин
необходимо газогорелочные устройст-
устройства плитьь конструировать так, чтобы
были соблюдены следующие условия:
а) горелки должны работать с макси-
максимальным коэффициентом первичного
воздуха, обеспечивающим устойчивое
пламя при всех производительностях;
б) расположение горелки по отноше-
отношению к дну посуды должно обеспе-
обеспечивать хорошее омывание продукта-
продуктами сгорания и исключать возможность
соприкосновения внутреннего конуса
пламени с ее дном; в) расстояние
между дном посуды и горелкой
407
12P.S
По А
750
Рис. 19.3. Атмосферная
газовая горелка для
бытовой плиты
/ — эжекционная труб-
трубка, 2 — колпачок, 3 —
заслонка для регули-
регулирования первичного
воздуха, 4 — сопло
должно быть оптимальным, так как с
увеличением этого расстояния возрас-
возрастает избыток воздуха и понижается
КПД горелки, а с уменьшением —
растет химическая неполнота сгора-
сгорания. Величина оптимального расстоя-
расстояния зависит от тепловой нагрузки,
коэффициента первичного воздуха,
размеров конфорочного отверстия и
дна посуды. Для горелок с тепловой
нагрузкой 1,75...1,9 кВт при диаметре
конфорочных отверстий 200...220 мм
величина оптимального расстояния
равна примерно 20 мм; г) форма
профиля проточной части эжекцион-
ной трубки должна быть оптималь-
оптимальной; д) обеспечен отвод продуктов
сгорания через зазор между дном
408
посуды и рабочим столом (зазор
должен быть не менее 8 мм).
Чтобы плиты могли работать на
газообразном топливе с различной
теплотой сгорания, применяют не-
несколько сменных сопел с диаметра-
диаметрами отверстий, соответствующими теп-
теплоте сгорания газа и номинальному
давлению. Для предотвращения слу-
случайного открывания краны всех горе-
горелок должны иметь фиксаторы поло-
положения закрытия. Ручка крана духо-
духового шкафа должна отличаться от дру-
других ручек по форме или цвету. Стен-
Стенки духового шкафа должны иметь
тепловую изоляцию в виде воздушной
прослойки или слоя изоляционного
материала, чтобы температура на по-
поверхности плиты не превышала 120 0C.
Четырехконфорочная плита ПГУ
имеет рабочий стол с четырьмя
вертикальными конфорочными горел-
горелками, показанными на рис. 19.3.
Плита имеет жарочный и сушиль-
сушильный шкафы. В дверку жарочного
шкафа вмонтировано смотровое стек-
стекло. Жарочный шкаф изолирован шла-
шлаковатой. Стол плиты закрытый и снаб-
снабжен прутковыми конфорочными ре-
решетками. Духовой шкаф размещен в
средней части плиты и обогревает-
обогревается атмосферной горелкой, головка
которой выполнена в виде кольце-
кольцевой трубки.
У вертикальной конфорочной го-
горелки отверстия в головке имеют
выходные размеры и шаг, предотвра-
предотвращающие слияние язычков пламени.
Для распространения пламени по ог-
огневым отверстиям стальная штампо-
штампованная крышка имеет отбортовку,
которая располагается над факелами
горелки. Она обеспечивает кольцева-
кольцевание пламени, создающее условия для
зажигания соседних факелов и обес-
обеспечивающее устойчивость горения по
отношению к проскоку пламени.
Проточные и емкостные водона-
водонагреватели представляют собой тепло-
обменные аппараты, служащие для
местного горячего водоснабжения.
У проточных водонагревателей режим
приготовления горячей воды соот-
соответствует режиму потребления. Они
нагревают воду до 50...60 0C и выдают
ее через 1.. 2 мин после включения
прибора. Их часто называют быстро-
быстродействующими. У емкостных водо-
водонагревателей режим приготовления
воды может не соответствовать режи-
режиму ее потребления. Вода в емкост-
емкостных водонагревателях нагревается до
80...90 0C
Водонагреватели должны удовле-
удовлетворять следующим требованиям:
1) КПД их должен· быть не ниже
82%. Водонагреватели должны нор-
нормально работать при давлении водо-
водопроводной воды от 0,05 до 0,6 МПа.
Постоянная температура горячей воды
должна создаваться за 1...2 мин после
включения прибора. В емкостных во-
водонагревателях вода нагревается 60...
70 мин. Водонагреватели имеют пре-
прерыватели тяги и предохранители от об-
обратной тяги. Температура продуктов
сгорания перед тягопрерывателем дол-
должна быть не ниже 180 0C. Наружную
поверхность водонагревателя покры-
покрывают белой эмалью; температура по-
поверхности при работе аппарата на
номинальной нагрузке не должна
превышать температуру окружающего
воздуха более чем на 50 0C;
2) водонагреватели должны быть
снабжены основной и запальной го-
горелками. Пламя запальной горелки
мгновенно зажигает газ на основной
горелке. Максимальный расход его
через запальную горелку при номи-
номинальном давлении равен 35 л/с.
Пламя основной горелки должно быть
ровным. Высота пламени у проточных
водонагревателей не должна превы-
превышать 80 мм при номинальной нагруз-
нагрузке и 150 мм при предельной. Горелки
должны обеспечивать устойчивое горе-
горение газа без отрыва и проскока
пламени при изменении тепловой на-
нагрузки от 0,2 до 1,25 номинальной.
При работе с предельной нагрузкой
содержание оксида углерода СО в
продуктах сгорания не должно пре-
превышать 0,1% объема сухих продуктов
при теоретическом расходе воздуха
а=1,
3) каждый водонагреватель дол-
должен быть снабжен блокирующими и
предохранительными устройствами,
которые пропускают газ к основной
горелке только при зажженном за-
запальнике и прекращают подачу его,
когда запальник гаснет.
Проточные водонагреватели обо-
оборудованы предохранительными уст-
устройствами, благодаря которым основ-
основная горелка выключается в случае
прекращения разбора горячей воды
или при падении давления ее ниже
установленного предела. Емкостные
водонагреватели оборудованы автома-
автоматикой регулирования температуры го-
горячей воды, обеспечивающей отклю-
отключение основной горелки при нагреве
воды выше заданной величины. Про-
Проточные водонагреватели состоят из
следующих основных частей: 1) тепло-
теплообменника, включающего огневую ка-
камеру, змеевик и калорифер; 2) газо-
газовой горелки с запальником; 3) газо-
отводящего устройства с тягопреры-
14 Зак 1052
409
IUU U LJII J I
Рис. 19.4. Вертикаль-
Вертикальная конфорочная го-
горелка
/— крышка, 2— эпсек,-
ционная трубка, 3—
сопло; 4— заслонка
первичного воздуха
вателем и предохранителем обратной
тяги; 4) блокирующих, предохрани-
предохранительных и регулирующих устройств;
5) наружного металлического эмали-
эмалированного кожуха; 6) водоразбор-
водоразборной системы с кранами и душевой
сеткой.
Автоматический проточный водо-
водонагреватель В? Г, предназначенный
для многоточечного разбора воды,
показан на рис. 19.5. Номинальная
тепловая нагрузка водонагревателей
типа ВПГ составляет 21...23 кВт.
КПД аппарата не менее 82%. Водо-
Водонагреватель рассчитан для работы на
природном или сжиженном газе низ-
низкого давления. Расход природного га-
газа составляет 2,1...2,6 м3/ч, а паров
сжиженного газа 0,8...1,0 м3/ч. В
продуктах сгорания при а=1 содер-
содержится СО до 0,05%.
410
Огневая камера теплообменника
водонагревателя состоит из медного
кожуха, к поверхности которого при-
припаян один виток медного змеевика,
переходящего в калорифер. Калори-
Калорифер собран из одного ряда медных
пластин, припаянных к змеевику, со-
состоящему из трех горизонтальных
участков. Для предотвращения оп-
оплавления оловянного припоя исполь-
используют медно-фосфористый припой,
имеющий температуру плавления
860 0C. Основная часть теплоты пере-
передается калориферу. Под огневой каме-
камерой установлена газовая горелка ат-
атмосферного типа с повышенной эжек-
ционной способностью. Горелка имеет
две эжекционные трубки, которые
присоединены к общей смесительной
коробке. Каждое сопло имеет по три
отверстия. Такая конструкция позво-
позволяет сократить размеры эжекционного
смесителя. Коэффициент первичного
воздуха равен 0,6...0,7. Процесс горе-
горения протекает устойчиво.
Газ поступает к горелкам через
блок-кран, который обеспечивает по-
подачу газа сначала к запальной го-
горелке, а потом к основной. Блоки-
Блокировка подачи газа в основную горелку
кроме блок-крана осуществляется ав-
автоматически с помощью электромаг-
электромагнитного клапана, работающего с
термопарой. Газ может поступить в ос-
основную горелку только при работе
запальной горелки. Предусмотрена
блокировка подачи газа в зависимос-
зависимости от потока воды через аппарат.
У водонагревателя имеется автомати-
автоматическое устройство, отключающее газ
при отсутствии тяги. Продукты горе-
горения отводят в дымоход через тяго-
прерыватель.
Тягопрерыватель представляет со-
собой устройство, в котором дымоотво-
дящая труба прерывается и ее вну-
внутреннее пространство сообщается с
атмосферой. В результате этого значи-
значительно уменьшается влияние измене-
изменения тяги дымохода на работу водона-
водонагревателя. Продукты сгорания дви-
движутся через прибор под действием
тяги, создаваемой самим прибором.
Это приводит к стабильности работы
Труб. 1/2 "
газовой горелки. Усиленная тяга уве-
увеличивает подсос воздуха через тяго-
прерыватель, поэтому разрежение пе-
перед прибором изменяется в незначи-
незначительных пределах. Это предохраняет
газовый прибор от избытка тяги. Для
предохранения прибора от временного
недостатка, застоя или опрокидыва-
опрокидывания тяги на пути движения продук-
продуктов сгорания устанавливают отража-
отражатель (предохранитель), предотвраща-
предотвращающий попадание продуктов сгорания
из дымохода обратно в топочную ка-
камеру.
Вышеописанный водонагреватель
создан на базе водонагревателя «Ле-
«Ленинград», автоматика и газовая го-
горелка которого модернизированы.
Рассмотрим горелку и автоматику
Рис. 19.5. Водонагре-
Водонагреватель проточный газо-
газовый бытовой типа ВПГ
/— газопровод; 2—
блокировочный кран;
3— запальная горелка;
4— основная горелка;
5-— патрубок холодной
воды; 6— водогазовый
блок; 7— теплообмен-
теплообменник; 8— электромаг-
электромагнитный клапан; 9—
датчик тяги; 10— тер-
термопара; //— патрубок
горячей воды; 12—тя-
гопрерыватель.
водонагревателя «Ленинград», пока-
показанную на рис. 19.6. Газ поступает
по газопроводу в блок-кран, в кото-
котором краны запальной и основной го-
горелок совмещены и имеют общую руч-
ручку (рис. 19.6). Ручка поворачивается
по часовой стрелке и фиксируется в
трех положениях. При крайнем левом
положении кран полностью закрыт и
газ не поступает ни к запальной, ни к
основной горелке. При повороте кра-
14*
411
75'
|Рис. 19.6. Блокировоч-
Блокировочный газовый кран водо-
водонагревателя «Ленин-
«Ленинград-1»
/— винт ручки крана,
2— ручка крана, 3—
винт, 4— фланец с ог
раничителем, 5— втул-
втулка, 6— пружина втул-
втулки, 7— пружина, 8—
пробка крана, /— кран
полностью закрыт, //—
открыт на запальник,
///— открыт на запаль-
запальник и на горелку
на вправо до упора он занимает вто-
второе положение, когда для газа открыт
проход только к запальнику. Чтобы
открыть кран для подачи газа в ос-
основную горелку, следует нажать на
ручку в осевом направлении и повер-
повернуть ее вправо. Подача газа регули-
регулируется поворотом крана в пределах
между вторым и крайним правым
(третьим) фиксированным положе-
положением.
Из блок-крана газ поступает в
предохранительное устройство, пре-
прекращающее подачу газа к основным
горелкам при отсутствии расхода
воды через водонагреватель или при
падении давления водопроводной во-
воды ниже допустимой нормы.
Устройство состоит из нижней во-
водяной камеры, разделенной мем-
мембраной на две полости, и верхней
газовой, в которой расположен пред-
предохранительный клапан газоводяной
блокировки. Вода поступает в авто-
автоматическое устройство газоводяной
блокировки, затем нагревается, про-
412
ходя через змеевик и калорифер, и
направляется двухзапорным вентилем
на слив для наполнения ванны или в
душевое устройство. Для подачи воды
в места, удаленные от прибора, слу-
служит специальный штуцер. При движе-
движении воды через водяную камеру и
трубку Вентури давление с двух сто-
сторон мембраны будет неодинаковым.
Под действием разности давлений
мембрана и клапан приподнима-
приподнимаются, открывая проход газу к го-
горелкам. Для того чтобы при вклю-
включении подачи воды газ постепен-
постепенно поступал в горелку, предусмотрен
шариковый замедлитель зажигания.
При подъеме клапана вода вытекает
из надмембранной зоны через дрос-
дроссель, а шарик, частично перекры-
перекрывая сечение дросселя, препятствует
движению воды и тем самым замед-
замедляет открытие газового клапана. За-
Зажигание регулируют специальным
винтом. При недостаточном расхо-
расходе воды или уменьшении давления
в сети водопровода разность давлений
с двух сторон мембраны понизится и
пружина закроет клапан, прекра-
прекратив поступление газа к горелке.
Для регулирования расхода воды
в условиях повышенного давления в
водопроводе служит дроссельный винт.
Термоклапан горелки представляет
собой биметаллическую изогнутую
пластинку, спрессованную из двух
слоев металла с различными коэффи-
коэффициентами термического расширения.
При нагревании пластинка изгибается
в сторону металла с меньшим коэффи-
коэффициентом расширения, и клапан, опус-
опускаясь вниз, открывается. Когда пла-
пламя запальной горелки гаснет, тер-
термоклапан прекращает подачу газа
к горелке.
19.4. Установка
газовых приборов
Газовые плиты и таганы устанав-
устанавливают в кухнях, имеющих окно с фор-
форточкой или фрамугой. Кухню, смеж-
смежную с жилой комнатой, отделяют
дверью или раздвижной перегородкой.
Установка газовых плит разрешается
в кухнях, имеющих объем не менее
15 м3 для четырехконфорочной плиты,
12 м3 для трехконфорочной и 8 м3 для
плиты или тагана на две конфорки.
Газовые водонагреватели с отво-
отводом продуктов сгорания в дымоходы
устанавливают в ванных комнатах,
совмещенных санитарных узлах и кух-
кухнях. Водонагреватели с многоточеч-
многоточечным разбором воды рекомендуется
располагать в кухнях. Объем помеще-
помещений, в которых находятся проточные
водонагреватели, должен быть не
менее 7,5 м3. Для притока воздуха
в помещения, где находятся водона-
водонагреватели, следует ставить решетки в
нижней части двери сечением 0,02 м2
или предусматривать зазор между
дверью и полом не менее 3 см. Двери
ванных комнат и объединенных сани-
санитарных узлов должны открываться на-
наружу. Если водонагреватели разме-
размещены в кухне, то увеличивать ее объем
сверх норм, предусмотренных при
установке плит, не требуется.
Газовые водонагреватели кухонно-
кухонного типа с выходом продуктов сгора-
сгорания непосредственно в помещение и
тепловой нагрузкой не более 9,3 кВт
можно устанавливать только в кухнях
с дополнительным объемом 4 м3 сверх
требуемого для газовых плит.
Газовые плиты рекомендуется раз-
размещать таким образом^ чтобы обеспе-
обеспечить удобное пользование ими и сво-
свободный подход не менее чем с двух
сторон. Плиты не следует ставить
вблизи или напротив окон, так как
при открытом окне пламя горелки,
работающей с низкой тепловой на-
нагрузкой или на режиме, близком к
пределу отрыва пламени, может быть
сдуто. Расстояние между краем плиты
или тагана и стеной следует прини-
принимать не менее 5 см. Деревянные сте-
стены при установке плит покрывают
мокрой штукатуркой или изолируют
асбестовой фанерой, кровельной
сталью с прокладкой листа асбеста
толщиной 3 мм или войлока, пропи-
пропитанного глиняным раствором. Проход
между плитой и противоположной сте-
стеной должен быть не менее 1 м.
В кухнях лечебных учреждений,
столовых, ресторанов для приготовле-
приготовления пищи применяют плиты ресто-
ресторанного типа, пищеварочные котлы и
другие газовые приборы с отводом
продуктов сгорания в дымоходы. В ка-
качестве вспомогательного оборудова-
оборудования разрешается применять не более
двух бытовых газовых плит или тага-
таганов. Помещение кухни должно иметь
естественное освещение и приточно-
вытяжную вентиляцию с механичес-
механическим побуждением. Устанавливать га-
газовое оборудование в кухнях, распо-
расположенных непосредственно под боль-
больничными палатами, аудиториями и
помещениями с большим скоплением
людей возможно при соблюдении тре-
требований СНиП, а установка водона-
водонагревателей в ванных комнатах при
номерах гостиниц, в домах отдыха и
санаториях не разрешается. Проточ-
Проточные водонагреватели крепят к несго-
несгораемым стенам. Трудносгораемые сте-
стены обивают кровельной сталью с про-
прокладкой листа асбеста толщиной 3 мм.
Расстояние между водонагревателем
и стеной должно быть не менее 3 см.
Емкостные водонагреватели, исполь-
используемые для отопления, квартирные
отопительные котлы и отопительные
печи оборудуют автоматическими
устройствами, прекращающими по-
подачу газа при нарушении тяги в дымо-
413
ходе. Для отопительных и отопитель-
но-варочных печей, переводимых на
газ, применяют типовые горелки,
оснащенные автоматикой. В строя-
строящихся зданиях топки газифицирован-
газифицированных печей располагают со стороны
нежилого помещения, имеющего есте-
естественную вентиляцию.
Для контроля расхода газа ком-
коммунально-бытовыми потребителями
служат счетчики. В квартирах газо-
газовые счетчики устанавливают только
при наличии отопительных приборов
и установок на газовом топливе. Га-
Газовые счетчики размещают в поме-
помещениях, оборудованных вытяжной
вентиляцией в местах, в которых ис-
исключается возможность их поврежде-
повреждения. В жилых помещениях, ванных
комнатах и санитарных узлах уста-
установка счетчиков не разрешается.
19.5. Отвод
продуктов сгорания
Продукты сгорания от каждого га-
газового прибора (водонагревателя,
отопительной печи и т. п.) отводят
по обособленному дымоходу в атмо-
атмосферу. В зданиях старой постройки
разрешается присоединять к одному
дымоходу несколько газовых прибо-
приборов, расположенных на одном этаже.
Вводы продуктов сгорания в дымоход
устраивают на разных уровнях с рас-
расстоянием между ними не менее 50 см.
Если ввод с несколькими уровнями
устроить нельзя, то применяют ввод
с одним уровнем, но в дымоходе
устанавливают вертикальную рассеч-
рассечку 50...70 см. К одному дымоходу
разрешается присоединять один нагре-
нагревательный прибор и отопительную
печь, если они расположены в одной
квартире и пользуются ими в разное
время
Коммунально-бытовые газовые
приборы (ресторанные плиты, пище-
варочные котлы и т. п.) можно при-
присоединять как к обособленному, так и
к общему дымоходу. При использо-
использовании общего дымохода для несколь-
нескольких приборов продукты сгорания вво-
414
дят на разных уровнях или с устрой-
устройством рассечек. Газовые приборы при-
присоединяют к дымоходам с помощью
труб из кровельной или оцинкован-
оцинкованной стали. Соединительные трубы
для коммунально-бытовых приборов
могут быть общие для нескольких аг-
агрегатов. Вертикальный участок при-
присоединяемых труб от патрубка газо-
газового прибора до оси горизонтального
участка должен быть не менее 50 см.
При высоте помещения до 2,7 м для
приборов с тягопрерывателями допус-
допускают уменьшение длины вертикаль-
вертикального участка до 25 см, а для приборов
без тягопрерывателей — 15 см. Общая
длина горизонтальных труб должна
быть не более 3 м, а в эксплуатируе-
эксплуатируемых зданиях — не более б м. На всем
протяжении присоединительных труб
не должно быть более трех поворотов,
радиус закругления которых должен
быть не менее диаметра трубы. Звенья
соединительных труб плотно вдвигают
одно в другое по ходу движения газа
на величину не менее 0,5 диаметра.
Трубы прокладывают с уклоном не
менее 0,01 в сторону газового прибора.
Трубы из кровельной стали окрашива-
окрашивают огнестойким лаком. Соединитель-
Соединительные трубы не разрешается проклады-
прокладывать по жилым помещениям.
На дымоотводящих трактах ото-
отопительных печей и коммунально-
бытовых газовых приборов, не имею-
имеющих тягопрерывателей, устанавли-
устанавливают отключающие шиберы (заслон-
(заслонки) с отверстиями диаметром не ме-
менее 15 мм. Дымоходы, как правило,
следует прокладывать во внутренних
капитальных стенах зданий. Если ды-
дымоход расположен в наружной стене,
то толщина части стены, расположен-
расположенной от дымохода до наружной по-
поверхности стены, должна исключать
образование внутри дымохода конден-
конденсата. Газы должны охлаждаться на-
настолько, чтобы не происходило опро-
опрокидывания тяги. При необходимости
разрешается устраивать приставные
дымоходы. Дымоходы не должны
иметь горизонтальных участков; ниже
ввода соединительной трубы в дымо-
дымоход необходимо устраивать карман
глубиной не менее 250 мм с люком для
чистки дымохода. В панельных или
блочных домах устройство люков в
каналах необязательно.
Дымоходы выполняют из обож-
обожженного красного кирпича, асбесто-
цементных или гончарных труб, а так-
также из блоков, изготовленных из несго-
несгораемых материалов. Они должны быть
плотными и доступными для чистки
на Btем протяжении. Не разрешается
устанавливать дымоходы из терми-
термически непрочных и крупнопористых
материалов (силикатного кирпича,
шлакобетона и т. д.). Конструктив-
Конструктивные формы дымоходов, соединитель-
соединительных труб и тягопрерывателя не долж-
должны допускать значительного снижения
температуры входящих газов, чтобы
избежать образования конденсата, ко-
который на стенках превращается в
иней. Особенно это относится к уча-
участкам дымохода, расположенным в
пределах чердака. Поэтому дымовые
трубы на чердаке и выше крыши вы-
выполняют со стенками увеличенной тол-
толщины либо утепляют их асбестовыми
плитами или теплой известково-шла-
ковой штукатуркой.
Температура продуктов сгорания
на выходе из дымохода не должна
быть ниже температуры точки росы.
В местах, где дымоходы проходят
вблизи деревянных элементов зданий,
следует устраивать несгораемые про-
противопожарные разделки, изолирую-
изолирующие деревянные элементы от воздей-
воздействия высоких температур. Толщина
разделки от внутренней поверхности
дымохода до деревянной конструкции
должна быть при пересечении между-
междуэтажного перекрытия 30 см, при ш?ре-
сечении крыши — 25 см.
Дымовые трубы нельзя распола-
располагать в зоне ветрового подпора, так
как может произойти опрокидывание
тяги. Во избежание этого трубы сле-
следует выводить на 0,5 м выше конька
крыши, если они расположены ближе
1,5 м от него (считая по горизонтали).
Если трубы отстоят от конька на
1,5...3 м, то их выводят на один уро-
уровень ¦ с коньком. При расположении
труб на расстоянии более 3 м от конь-
Рис. 19.7. Схема рас-
расположения дымовых
хруб
1 — условная линия под
углом 45 ° к горизон-
горизонту; 2— зона ветрового
подпора
ка их выводят до прямой, проведен-
проведенной от конька вниз под углом 10 ° к
горизонту (рис. 19.7). Во всех случа-
случаях труба должна выступать не менее
чем на 0,5 м над примыкающей к ней
поверхностью крыши. Если труба рас-
расположена вблизи высокого здания, то
ее следует выводить выше прямой,
проведенной от края крыши высокого
здания вниз под углом 45 ° к горизон-
горизонту в сторону малого здания.
Защитным средством от попадания
атмосферных осадков в дымовые тру-
трубы служат металлические зонты или
перекрытия из кирпича с боковым
отводом дымовых газов. Сечение ды-
дымохода и присоединительной трубы
принимают по соответствующим нор-
нормалям в зависимости от тепловой
нагрузки прибора. В случаях, не
предусмотренных нормалями, или при
присоединении к одному дымоходу
нескольких приборов сечение опре-
определяют расчетом.
Площадь сечения дымохода для
отопительной печи или быстродейст-
быстродействующего водонагревателя с тепло-
тепловой нагрузкой 20...29 кВт должна быть
не менее 150 см2. Диаметр присоеди-
присоединительной трубы для водонагревателя
принимают равным 125...130 мм. Для
емкостного водонагревателя АГВ-80
сечение дымохода 100 см2, а диаметр
присоединительной трубы 80 мм.
Для нормальной работы газовых
приборов в месте выхода продуктов
415
Таблица 19 2 Некоторые показатели работы газовых приборов
Газовый прибор
Водонагреватель
быстродействую-
быстродействующий КГ И-56
Емкостный водона-
водонагреватель АГВ-80 м
Емкостный водона-
водонагреватель АГВ-120
Кипятильник
КНД-8м
Секционная ресто-
ресторанная плита кон-
конструкции Мосгаз-
проекта с жароч-
ной поверхностью
0,4 м2:
с духовым шка-
шкафом
без духового
шкафа
Отопительная печь,
с горелками
ГДП-1,5
Номинальная
тепловая на
грузка кВт
,28,5
6,95
13,95
27,8
38
31,3
16
Минимально
необходимое
разрежение, Па
3
1
2
8
10
10
2
Коэффициент
избытка воз-
воздуха
2,5
3
2,5
2
со со
2
Температура
уходящих газов,
0C
170
ПО
150
450
500
500
150
Температура
точки росы
при сжигании
природною
газа, 0C
46
42
46
49
42
42
49
сгорания (после тягопрерывателя)
следует поддерживать разрежение,
соответствующее типу прибора. При
разрежении, значение которого мень-
меньше допустимой величины, часть про-
продуктов сгорания будет выходить в
помещение через прерыватель тяги.
Минимально необходимое разрежение
перед газовыми приборами, коэффи-
коэффициент избытка воздуха, а также ха-
характеристики продуктов сгорания при-
приведены в табл. 19.2. Количество воз-
воздуха, подсасываемого через тягопре-
рыватель, зависит от разрежения пе-
перед газовым прибором. Приближен-
Приближенно можно считать, что при разреже-
разрежении 3...5 Па воздух подсасывается
до 20 % объема уходящих газов, а
при разрежении 6...10 Па —до 30 %.
Расчет дымоходов. При расчете
дымохода определяют размер попереч-
поперечных сечений дымохода и присоедини-
присоединительной трубы, а также величину раз-
разрежения перед газовыми приборами.
Поперечными сечениями предвари-
предварительно задаются, принимая скорость
уходящих газов 1,5...2 м/с. О доста-
достаточности принятых размеров сечений
судят по полученной величине разре-
разрежения перед приборами. Тягу рас-
рассчитывают по уравнению
273ТГ-+ 27-зТг) '«'
где ??? — тяга, создаваемая дымовой трубой,
дымоходом или вертикальным участком при-
присоединительной трубы, II — высота участка,
создающего тягу; tHB — температура наруж-
наружного воздуха, tt—средняя температура газов
в участке, р6 — барометрическое давление
Для определения средней темпе-
температуры газов следует знать снижение
их температуры в результате осты-
остывания при движении по соединитель-
соединительным трубам и дымовым каналам. Из
сравнения уравнения теплопередачи
от уходящих газов к воздуху, окру-
окружающему дымоход,
kFBAt
416
и уравнения теплового баланса для
участка газохода
1000
» = 1,38 Q
3600
получаем следующую зависимость для
расчета остывания уходящих газов:
?/ = -
0,384Qn-1
,5
где k — среднее значение коэффициента теп-
теплопередачи для стенок дымохода, отнесенное
к внутренней поверхности, Вт/(м2·град); F8 —
внутренняя площадь поверхности расчетного
участка дымохода, м2; /у, — температура ухо-
уходящих газов при входе в дымоход, 0C; tOB —
температура воздуха, окружающего дымоход,
° С; ?? — падение температуры уходящих газов
в расчетном участке, 0C; Q — количество тепло-
теплоты, отдаваемой уходящими газами при остыва-
остывании на величину At, Вт; 1,38 — средняя объем-
объемная теплоемкость дымовых газов, кДж/(мэ-град)
(условно принята постоянной); Qnt — расход
продуктов сгорания через дымоход, м3/ч, отне-
отнесенный к нормальным условиям
Коэффициенты теплопередачи [в
Вт/(м2·град)] для дымоходов и при-
присоединительных труб приведены ниже:
Наружная дымовая труба с толщиной
стенки в один кирпич сечением:
IkX Ik 3,25...3,72
1/2Х1/2к 3,95...4,53
Дымоходы, расположенные в кир-
кирпичной стене над кровлей с толщи-
толщиной стенок в полкирпича . . . 3,13...3,48
Дымоходы, расположенные в кир-
кирпичной оштукатуренной стене с тол-
толщиной стенки дымохода в полкир-
полкирпича 2,32...2,56
Неутепленная стальная соедини-
соединительная труба . . .'.... 3,48...4,65
Соединительная стальная труба,
изолированная асбестом, толщи-
толщиной 2 см 2,9...3,84
Примерные значения падения
температуры уходящих газов на 1 м
дымохода следующие: в кирпичном
дымоходе, расположенном' во внут-
внутренней стене, 2...6° С; в кирпичном
дымоходе, расположенном снаружи
здания, 3...7° С; в стальных соедини-
соединительных трубах — 6... 12° С.
Разрежение перед газовым прибо-
прибором определяют по формуле
где Аргаз — разрежение перед газовым прибо-
прибором; ????, ???0— потери давления на трение
и местные сопротивления при движении газов
по соединительным трубам, дымоходам и ды-
дымовой трубе (величина ??« с включает потери
давления, связанные с созданием скорости
при выходе из трубы).
Потери на трение рассчитывают по
формуле
_ / ^yx 273+'ср
РтР~ "d 2~~РУх 273
где ? — коэффициент трения, принимаемый для
кирпичных каналов и труб равным 0,04,
для металлических труб — 0,02, для металли-
металлических окисленных — 0,04; / — длина расчет-
расчетного участка, м; d — диаметр, м; Wyx —
скорость уходящих газов, м/<с, приведенная
к нормальным условиям; рух — плотность ухо-
уходящих газов, кг/м3, приведенная к нормаль-
нормальным условиям; top — средняя температура га-
газов в расчетном участке, 0C.
Если сечение прямоугольное, то бе-
берут эквивалентный диаметр
daK=4f/V,
где / — живое сечение газохода, м2; V —
периметр поперечного сечения, омываемый га-
газами, м.
Потери на местные сопротивления
рассчитывают по уравнению
Лп„. = St Xi. ? 273 +1 ср
ух
273
где ?? — сумма коэффициентов местных соп-
сопротивлений, включая сопротивление при выхо-
выходе из трубы.
При расчете дымоходов можно
принимать следующие значения ко-
коэффициентов местных сопротивлений:
Вход в соединительную трубу из
тягопрерывателя 0,5
Поворот под углом 90° 0,9
Внезапное расширение потока при
входе в кирпичный дымоход и пово-
поворот под углом 90° 1,2
Выход из дымохода с зонтом . . . 1,5...2,5
Пример 19.1. Рассчитать дымоход, отводя-
отводящий продукты сгорания от быстродействую-
быстродействующего водонагревателя. В водонагревателе
сжигается природный газ, для которого вели-
величина Q?=35 000 кДж/м3; К0=9,36 м3/м3;
Vy--= 10,48 м3/м3. Соединительная труба диа-
диаметром 130 мм имеет длину 3 м, вертикальный
участок, равный 0,3 м, и три поворота. Высо-
Высота дымохода во внутренней кирпичной капи-
капитальной стене сечением 125X125 мм имеет вы-
высоту 5 м до чердака. Дымоход на чердаке и
сверх кровли сечением 125X125 мм имеет
толщину стены 0,5 кирпича, высоту 4 м и над
оголовком металлический зонт.
Решение. 1. Предположим, что разреже-
разрежение перед тягопрерывателем водонагревателя
составляет 3 Па, поэтом} подсос воздуха не
417
учитываем. Основные показатели работы водо-
водонагревателя берем из табл. 19.2: Q=28,5 кВт,
а=2,5; iyx=170°C.
2. Рассчитаем охлаждение газа в верти-
вертикальном участке присоединительной трубы по
формуле
/ f
л, _ Ух ов
0,384 Q
170-120
+ 0,5
- = 2,7 0C,
+ 0,5
0,384-71,8
4,05-012
где tOB=20°C;
количество продуктов сгорания при а= 2,5
равно:
10,48+B,5—1)9,36=24,52 м3/м3;
3600X28,5 onQ з/
расход газа равен: — ^ =2,93 м /ч;
Qnc=2,93-24,52=71,8 м3/ч;
FB=3,14-0,13-0,3=0,12 м2.
Коэффициент теплопередачи k =
=4,05 Вт/(м2·град), температура после вер-
вертикального участка равна ^1= 170—2,7 =
= 167,3 0C.
3. Охлаждение газа в присоединительной
трубе длиной 3—0,3=2,7 м.
167,3 — 20
99 9 0C-
0,384-71,8
?. = 3,14·0,13·2,7=1,1 м2.
Температура газов в начале дымохода
t2= 167,3—22,2=145,1 0C.
4. Охлаждение во внутреннем дымоходе
273+168,6
99 000= 1,18 Па ;
??=?>?—???/2=170—1,4=168,6 0C,
рб=99 060Па.
Тя1а, создаваемая дымоходом, равна:
1
273+111,7
145,1+78,3
99 000 = 25,6 Па;
_|,1?7.?;|/_8+4_9?.
Суммарная тяга
???= 1,18+25,6=26,78 Па.
7. Определим потери на трение:
а) в присоединительной трубе:
71,8
= 1,5 м/с .
ух 3600 0,0133-3600
(/=0,0133 м2 — сечение присоединительной тру-
трубы) ;
,-4UHlUW^18716 с.
Коэффициент трени^ принимаем равным
0,04, а плотность продуктов сгорания -
1,3 кг/м3. Потери давления ???? рассчитываем
по формуле
= ? -г
d 2
273
0,384-71,8
,44-2,5
= 25
+ 0,5
?=2,44 Вт/(м2-град); FB=0,125-4,05 =
= 2,5 м2.
Температура в конце дымохода ti= 145,1—25=
= 120,1 0C.
5. Охлаждение в наружном дымоходе
A1=
0,384-71,8
+ 0,5
3,37-2
/г=3,37 Вт/(м2·град); FB=0,125-4,4=2 м2.
Температура газов, уходящих из трубы,
^ = 100,1—21,8=78,3 0C. Она больше темпе-
температуры точки росы:
/тр=46 0C (см. табл. 19.2).
6. Рассчитаем тягу. Тягу, создаваемую
вертикальным участком соединительной тру-
трубы, определяем по формуле
ДР,=О,О345.О,3
1
418
0,33 '
б) в дымоходе:
71,8
W =
Ух 0,0156-3600
2
273
¦=1,28 м/с
@,0156 м * — сечение дымохода) ; ·
?=0,04; Oi3=O, 125 м;
9 1,28
* 0,125
1,ЗХ
8. Определим потери на местные сопро-
сопротивления:
а) в присоединительных трубах:
коэффициенты местных сопротивлений: при
входе в тягопрерыватель ??=0,5; повороте
?2 = 0,9·3—2,7; при входе в кирпичный дымо-
дымоход ?3=1,2; ?? = 4,4;
б) в дымоходах;
коэффициент сопротивления при выходе
9. Определим разрежение перед газовым
прибором
Дрраз=26,78-B,06+4;41 +10,1+2,26)=
= 7,95 Па.
Разрежение превышает минимально необ-
необходимое C Па), следовательно, дымоход обес-
обеспечит нормальную работу водонагревателя.
В действительных условиях работы разрежение
перед водонагревателем несколько снизится
против полученной величины 7,95 Па, так как
в результате подсоса воздуха через тягопре-
рыватель уменьшится тяга и увеличатся по-
потери давления при движении газов в дымо-
дымоходах.
19.6. Газовое отопление
К газовому отоплению относят та-
такие отопительные системы и приборы,
качества и свойства которых в основ-
основном определяются свойствами газо-
газообразного топлива и при других топ-
ливах такие системы и агрегаты рабо-
работать не могут. В централизованных
системах теплоснабжения газ исполь-
используется как топливо и он не влияет на
системы теплоснабжения и присоеди-
присоединенные к ним системы отопления. Та-
Таким образом, газовое отопление — это
децентрализованное теплоснабжение
отдельных зданий, цехов, квартир.
По характеру теплоносителя газо-
газовое отопление может быть водяным,
воздушным или лучистым. Не следует
относить к газовому отоплению водя-
водяное отопление отдельного здания или
квартиры, если источником теплоты
такой системы является котел обычно-
обычного типа, переведенный на газовое топ-
топливо. Это объясняется тем, что ис-
использование в качестве источников
теплоты котлов, предназначенных для
твердого топлива, не позволяет ис-
использовать все положительные каче-
качества газа и сделать источник теплоты
более современным и экономичным.
Поэтому к газовым будем относить
такие системы водяного отопления,
у которых источник теплоты специ-
специально сконструирован для использо-
использования газового топлива и обладает
следующими свойствами: компактный
по конструкции, имеет высокий КПД,
автоматизированный и обеспечивает
регулируемую отдачу теплоты для
отопления помещений. К таким источ-
источникам относятся специальные газовые
котлы, автоматические газовые водо-
водонагреватели типа А?В и другие подоб-
подобные аппараты.
В соответствии с вышеизложенным
системы газового отопления целесо-
целесообразно классифицировать по конст-
конструктивному выполнению следующим
образом.
1. Традиционные поквартирные
системы водяного отопления со спе-
специальным газовым источником тепло-
теплоты. Наибольшее распространение по-
получили такие системы с источниками
теплоты типа АГВ. На базе АГВ
ДНПО «Газоаппарат» разработаны
отопительные аппараты: АОГВ-6,
АОГВ-10, АОГВ-20. Они не уступают
по теплотехническим и санитарно-
гигиеническим характеристикам базо-
базовому аппарату, но отличаются мень-
меньшими удельными металлозатратами.
Их серийно выпускает ряд отечест-
отечественных заводов. Тепловая мощность
указанных аппаратов колеблется в
пределах 7...23 кВт, КПД — 80%,
содержание СО (а=1) — 0,05 %, мас-
масса 50... 100 кг.
2. Газовые камины, предназначен-
предназначенные для отопления отдельных поме-
помещений и квартир. Эти аппараты нашли
применение в районах с жарким кли-
климатом. Выпускают газовые камины
«Амра» и АОГ-5. Продукты сгорания
у этих аппаратов отводятся в атмосфе-
атмосферу через соответствующие дымоотво-
дящие каналы. На рис. 19.8 показан
общий вид газового камина АОГ-5
тепловой мощностью 5,65 кВт. Он име-
имеет КПД 83,5 %, содержание СО в
продуктах сгорания (а=1) „0,01 %,
масса аппарата 35,5 кг?Эти аппараты
419
~?
Рис. 19.8. Газовый ка-
камин АОГ-5
A ?
обеспечивают лучисто-конвективное
отопление помещений.
3. Газовые отопительные печи.
Для отопления помещений сконст-
сконструированы автоматизированные ото-
отопительные печи, которые отличаются
высокими тепломеханическими пока-
показателями и экономичностью (рис.
19.9). В топливнике установлены газо-
газовые горелки, а в верхней части име-
имеется решетка из огнеупорного кирпи-
кирпича, которая при работе печи нагрева-
нагревается и излучаег теплоту на стены
топливника, что способствует равно-
равномерному нагреву помещения по высо-
высоте. Прямоточные каналы сложены из
кирпичей, поставленных в три яруса
один над другим, и имеют развитую
тепловоспринимающую поверхность.
В центре восходящих ??????? дымо-
Рис. 19.9. Газовая ото-
отопительная печь АКХ-14
/— газогорелочное уст
ройство, 2 топлив
ник d кирпичи-на-
са1ки,4— сборные кол
лекторы, 5— рассека
гель, 6— задвижка, 7—
!ерметичная дверка,
#— путь движения про
дуктов юрения
вых газов установлены рассекатели,
которые направляют продукты горе-
горения к боковым стенкам печи. Рассе-
Рассекателями служат кирпичи, положен-
положенные «на плашку». Над верхним сбор-
сборным дымоходом установлен гягопре-
рыватель. Печь характеризуется рав-
равномерным нагревом по периметру и
может работать при периодической
топке. В этом случае топливник вы-
выкладывают из огнеупорного кирпича.
Прм оборудовании топливника горел-
горелками непрерывного действия его вы-
выкладывают из красного кирпича.
421
??
I.
' JF
'f ~\ S*
' —
щ
H-
с
1..
?
К горелке
Ъ-
Ii
— '
- — '
_L
Рис. 19.10. Регулятор
расхода газа
/— головка, 2 - винт
для настройки, 3— уп-
лотнительное кочьцо,
4— клапан, 5— шток,
6- сильфон, 7— бал-
баллон в— пружина, 9-
корпус
Разработана конструкция печи
AKX-CM-I, рассчитанная на непре-
непрерывный режим топки и предназна-
предназначенная для заводского изготовления.
Для поддержания заданной темпера-
температуры воздуха в помещении на подво-
подводящем газопроводе установлен тер-
терморегулятор. Теплоотдачу печи регу-
регулируют путем изменения расхода газа.
Внутри цилиндрического корпуса ре-
регулятора (рис. 19.10) установлен бал-
баллон 7, заполненный керосином, в ко-
который впаян сильфон 6. Клапан 4
установлен внутри сильфона. При по-
повышении температуры воздуха в по-
помещении керосин, нагреваясь, расши-
расширяется, сжимает сильфон и клапан
садится на седло. В этом случае газ
идет через малое отверстие в количе-
количестве, необходимом для устойчивого
горения. При понижении температу-
температуры клапан открывается и расход газа
увеличивается. Настройку регулятора
на необходимую температуру осуще-
осуществляют винтом 2.
КПД газовых отопительных печей
высокий — 85...90 %. На газовое отоп-
отопление можно переоборудовать и печи,
предназначенные для работы на твер-
твердом топливе. При переоборудовании
реконструируют топливник и устанав-
устанавливают автоматизированные горелки.
Газогорелочное устройство ГК-17-07
показано на рис. 19.11. Горелка эжек-
ционная атмосферного типа, чугунная,
литая. По длине головки горелки про-
просверлены три ряда отверстий диамет-
диаметром 4 мм. Защитная автоматика безо-
безопасности состоит из электромагнит-
электромагнитного клапана и трубки с термопарой,
которая одновременно выполняет роль
запальника. При нормальной работе
термопара разогревается и развива-
развиваемая ею ЭДС удерживает с помощью
электромагнита клапан в открытом
положении. Если произойдет завал
дымохода или опрокинется тяга, то
давление в топливнике печи станет
выше атмосферного и газ из трубки
будет выходить в помещение. Запаль-
Запальник погаснет, термопара остынет и
электромагнитный клапан закроется,
прекратив подачу газа к горелке.
КПД отопительных печей, переведен-
переведенных на газ, составляет 82...88 %.
Институт Мосгазпроект разрабо-
разработал универсальный прибор автомати-
автоматики безопасности для отопительных пе-
печей, который контролирует наличие
пламени и разрежения в дымоходе
422
9 10
11
(рис. 19.12). Датчиками служат два
реле с соплом и биметаллическими
заслонами. Реле, расположенное око-
около пламени запальника, имеет нор-
нормально открытое сопло, а реле, контро-
контролирующее разрежение,— нормально
закрытое сопло, расположенное перед
задвижкой печи. Если горит запаль-
запальник и в дымоходе имеется разреже-
разрежение, то давление в камере мембранно-
мембранного реле 4 равно давлению газа перед
горелкой и клапан двухпозиционного
сопла 3 закрывает нижнее сопло.
Давление в надмембранном простран-
пространстве клапана-отсекателя равно атмо-
атмосферному, он открыт и пропускает
газ к горелкам.
Если запальник погаснет, то биме-
биметаллическая заслонка отойдет от соп-
сопла, последнее откроется и газ из каме-
камеры мембранного реле выйдет в атмос-
атмосферу, клапан двухпозиционного сопла
закроет верхнее сопло и соединит над-
Рис. 19.И. Газовая го-
горелка ГК-17-07
а — общий вид горел-
горелки; б—установка труб-
трубки Максимова; /-—
электромагнитный кла-
клапан; 2— регулятор пер-
первичного воздуха; 3—
термопара; 4— трубка
Максимова, служащая
одновременно запаль-
запальником; 5— основная ю-
релка; 6 — отверстие
для подвода вторичного
воздуха; 7— топочный
щиток; 8— глазок для
розжига; 9— смотровое
окно; 10— трубка для
подачи газа к запаль-
запальнику; //— рамка горел-
горелки; 12— пусковая кноп-
кнопка; 13— отверстие для
входа в трубку газа из
электромагнитного кла-
клапана; 14— отверстие
для входа в трубку воз-
воздуха (при нормальной
тяге) и для выхода сме-
смеси продуктов горения и
газа (при отсутствии
тяги в дымоходе печи);
/ — направление дви-
движения воздуха; //—
го же, смеси продуктов
сгорания и газа
мембранную камеру клапана-отсека-
клапана-отсекателя с пространством перед горелка-
горелками. Клапан-отсекатель закроется, пре-
прекратив подачу газа. При отсутствии
разрежения в дымоходе продукты сго-
сгорания будут выходить в помещение,
нагревая биметаллическую заслонку,
которая откроет сопло и давление в
камере мембранного реле упадет, что
423
Рис. 19.12. Схема уни-
универсального прибора
защитной автоматики
для отопительной печи
/— пусковая кнопка,
2— клапан отсекатель,
3 — двухпозиционное
сопло, 4— мембранное
реле, 5— надмембран
ное про<транство кла
пана отсекателя, 6, 7
импульсные чинии, 8
11 - реле с соплами и
бимегаллпч! ски -ли зас
донками, 9 запаль
ная горелка, IO - ос
новные горелки, 12
«движка печи, / 3 —
кран перед горелкой,
14 — дроссечь, 15—
надмембранное прост
ранство каапана отсе-
катс ? ?
приведет к срабатыванию клапана-
отсекателя. К такому же результату
приведет нарушение герметичности
импульсных линий. Если давление
газа упадет ниже допустимой величи-
величины, то под действием пружины кла-
клапан двухпозиционного сопла закроет
верхнее отверстие и клапан-отсека-
тель закроется. Настройку на мини-
минимальное давление осуществляют пру-
пружиной мембранного реле.
Розжиг горелок осуществляется
следующим способом. При закрытом
кране 13 перед основными горелками
нажимают кнопку 1, газ поступает к
запальной горелке и ее зажигают.
Когда биметаллическая заслонка ре-
реле нагреется, она закроется и давле-
давление в камере мембранного реле ста-
станет равным давлению газа, что при-
приведет к открытию клапана-отсекателя.
После этого открывают кран перед
основными горелками, которые зажи-
зажигаются от запальной горелки. Время
срабатывания автоматики составляет
10...35 с.
4. Газовые воздухонагреватели
(калориферы). Для воздушного отоп-
отопления промышленных и сельскохозяй-
сельскохозяйственных помещений все большее при-
применение находят газовые воздухона-
воздухонагреватели. На рис. 19.13 показан воз-
воздухонагреватель К-50 с тепловой мощ-
мощностью 54 кВт. Внутри корпуса 3
расположены цилиндрическая камера
сгорания / и трубчатый конвектив-
конвективный пучок 2. В передней части корпуса
находится коллектор 13 с патрубком
14, служащим для отвода продуктов
сгорания в атмосферу. В коллектор
13 продукты сгорания поступают из
камеры сгорания /. С фронтальной
стороны PBH (рекуперативного воз-
воздухонагревателя) установлены основ-
424
Газ
Нагретый
воздух
ная и запальная горелки // и запаль-
запальный электрод 12. На камере сгорания
установлен взрывной предохранитель-
предохранительный клапан 4. Для лучшего охлаж-
охлаждения конической части камеры при-
приварены продольные ребра 6. Воздух
подается вентилятором 8, установлен-
установленным на раме 9 Нагреваемый воздух
тангенциально подводится к корпусу,
что интенсифицирует теплообмен. На-
Нагретый воздух отводится по патрубку
5. На воздухопроводе установлена
регулирующая заслонка 10, управле-
управление которой осуществляется автома-
автоматически. На щите 7 расположены по-
показывающие приборы. Автоматика
размещена на щите управления.
Воздухонагреватели выпускаются
тепловой мощностью 50, 100, 350 и
500 кВт с расходом газа от 7 до
70 м3/ч; КПД составляет 81...89 %;
Рис. 19.13. Газовый
воздухонагреватель
К-50
1— камеры сгорания,
2— конвективный пу
чок труб, 3— корпус,
4— взрывной предох
ранительный клапан,
5— воздушный патру-
патрубок, 6— продольные
ребра, 7— щит для при
боров, 8— вентилятор,
9— рама, 10— регули
рующая заслонка, 11—
запальная горелка,
12— запальный элект
род, 13—коллектор,
14— патрубок
температура нагрева воздуха 50...
...75 0C; сопротивление воздушного
тракта 400... 1200 Па; давление газа
6...30 кПа, масса 430...3000 кг.
5. Отопление с помощью инфра-
инфракрасных излучателей. Горелки инфра-
инфракрасного излучения целесообразно
применять для отопления: а) больших
цехов с малым числом рабочих; б)
помещений, где люди бывают перио-
периодически; в) открытых монтажных и
сборочных площадок. При высоте по-
425
W
Рис. 19.14. Контактный
воздухонагреватель
(теплогенератор)
УТ-130
/— газовое сопло, 2—
смеситель, 3— игольча-
игольчатый вентиль, 4— испа-
испаритель, 5— конфузор,
6— камера смешения,
7-камера сгорания,
8— форсунки, 9— осе
вой вентилятор, 10—
центробежный вентиля
тор, 11— шестеренча-
шестеренчатый насос, 12— дрос
сельнаязаслонка, 13—
электромагнитный вен-
мещения более 4 м излучатели уста-
устанавливают горизонтально, параллель-
параллельно полу, при меньшей высоте — под
углом. Число излучателей и их мощ-
мощность подбирают таким образом, что-
чтобы обогрев помещения был равномер-
равномерным. В невысоких помещениях уста-
устанавливают большое число излучате-
излучателей с меньшей нагрузкой. Для высо-
высоких помещений применяют излучатели
большей единичной мощности, но в
меньшем количестве. Расстояние от
излучателей до пола, а также между
излучателями определяют по формуле
где H — расстояние от пола до излучателя,
м; F — обогреваемая площадь, м2, а — рас-
расстояние между излучателями, м
6. Газовые контактные воздухо-
воздухонагреватели. В отличие от поверхност-
поверхностных теплообменников в контактных
воздухонагревателях происходит не-
непосредственный теплообмен при кон-
контакте между воздухом и греющей сре-
средой (продуктами сгорания). Такой
теплообмен обеспечивает высокий
КПД, так как в установке отсутст-
отсутствуют потери теплоты с уходящими
426
газами. Основной задачей при разра-
разработке контактных воздухонагревате-
воздухонагревателей является создание такого режима
горения, при котором в продуктах
сгорания отсутствовали бы вредные
вещества, т. е. чтобы греющая среда
была нетоксичной. Специальные ис-
исследования показали, что можно так
организовать процесс горения, чтобы
концентрация токсичных веществ в
продуктах сгорания не превосходила
предельных концентраций. В частно-
частности, при сжигании газа в туннеле и
соблюдении оптимального соотноше-
соотношения между его длиной и диаметром,
а также при качественном смешении
газа с воздухом продукты сгорания не
будут содержать оксида углерода.
Для снижения концентрации оксидов
азота до допустимого уровня следует
сжигать природный газ при величине
? от 1,4 до 1,6. Полученную смесь
при таком горении можно использо-
использовать для отопления цехов предприя-
предприятий.
Отметим, что оксиды азота оказы-
оказывают вредное действие на органы ды-
дыхания, особенно на легкие. Исследо-
Исследования показали, что при сжигании
газа кинетическим способом и сме-
смешении продуктов горения с воздухом
после завершения горения смесь не
будет содержать канцерогенных ве-
веществ в недопустимых концентрациях.
Канцерогенные вещества способны
вызвать раковые заболевания, поэто-
поэтому их концентрация в смеси не долж-
на быть более концентрации в наруж- тают центробежным вентилятором,
ном воздухе. В смесителе происходит полное пере-
Как в СССР, так и за рубежом мешивание газа с воздухом. Газовоз-
разработано большое количество кон- душная смесь поступает в огнеупор-
тактных воздухонагревателей. В ка- ный туннель, где и сгорает. Продукты
честве примера приведем лишь один, сгорания смешиваются с воздухом,
На рис. 19.14 показан универсальный подаваемым осевым вентилятором,
теплогенератор (УТ-130), рассчитан- Температура теплоносителя 80...
ный для работы на природном газе ...1000C. Теплогенератор оборудован
и жидком топливе. Газ подают в сме- автоматикой,
ситель через сопло, а воздух нагне-
Контрольные вопросы
I. Основные свойства газообразного топлива и его транспортирование по маги-
магистральным газопроводам.
1. Какие горючие компоненты входят в состав газов, используемых для газо-
газоснабжения городов?
2. Каковы предельные нормы содержания вредных примесей в газообразном
топливе?
3. Рассчитайте теплоту сгорания газа, имеющего следующий объемный состав:
СН4 = 95 %; С2На = 4 %; CO2=I %.
4. Расскажите классификацию природных газов.
5. Где располагаются основные месторождения природного газа Советского
Союза?
6. Опишите основные характеристики газовой залежи, образовавшейся в купо-
куполообразном подземном пласте.
7. Расскажите, как производят бурение газовой скважины.
8. Нарисуйте схему и расскажите устройство газовой скважины.
9. Что такое явления обратной конденсации и испарения?
10. Что такое кристаллогидраты и каковы условия их образования?
11. Расскажите способы борьбы с образованием кристаллогидратов.
12. Расскажите способы обработки газа на промыслах (осушку, очистку от серо-
сероводорода и одоризацию).
13. Нарисуйте схему магистрального газопровода и дайте основные ее характе-
характеристики.
14. Как и в каких структурах организуют подземное хранение газа?
П. Построение и характеристики распределительных систем газоснабжения
1. Нарисуйте принципиальную схему распределительной системы газоснабжения
крупного города и обоснуйте ее построение.
2. Изложите классификацию газопроводов по давлению.
3. В чем смысл и зачем иерархическое построение распределительной системы
газоснабжения?
4. Расскажите условия присоединения различных потребителей к газовым сетям.
5. Какие трубы и арматуру используют для городских газовых сетей?
6. Нарисуйте схему колодца с размещением в нем задвижки.
7. Изложите основные правила прокладки подземных газопроводов.
8. Где применяют надземную прокладку газопроводов и как ее осуществляют?
9. Что такое дюкеры и как они устроены?
427
10. Каковы принципы размещения отключающих устройств на газовых сетях?
11. Изложите основы структурного построения промышленных систем газоснаб-
газоснабжения.
12. Проведите экономическую оценку промышленных систем с ГРУ во всех цехах
и с ГРП на вводе в промпредприятие.
13. Определите расчетный перепад давления в газовой сети от ГРП на вводе в
промпредприятие до горелок агрегатов, если допустимая перегрузка агрегатов со-
составляет 15 %, а минимальная нагрузка сети 60 %.
14. Какова природа почвенной коррозии газопроводов'^
15. Как оценить и определить коррозионную активность" грунта?
16. Расскажите, в чем состоит пассивная защита от почвенной коррозии.
17. Нарисуйте схему электрического дренажа и изложите принципы его работы.
18. Нарисуйте и охарактеризуйте схемы катодной и анодной защиты.
19. Как определяются капитальные вложения, эксплуатационные издержки и при-
приведенные затраты для элементов системы газоснабжения?
20. Как провести сравнительную экономическую оценку газопроводов различных
давлений?
21. Охарактеризуйте системы газоснабжения с ГРП, КРП и ДРП
22. Изложите постановку задачи технико-экономическою расчета оптимального ра-
радиуса действия ГРП.
23. Обоснуйте характер зависимостей капитальных вложений в сети высокого и
низкого давлений и ГРП от радиуса действий ГРП.
24. Изложите постановку задачи и составьте систему уравнений для технико-
экономического расчета диаметров тупиковой разветвленной газовой сети.
25. В чем заключаются испытания газопроводов при приемке их в эксплуатацию?
26. Как осуществляют присоединение газопроводов к действующим сетям?
27. В чем состоит приборный контроль состояния подземных газопроводов?
28. К чему сводятся главные положения техники безопасности при эксплуатации
системы газоснабжения?
IiI. Потребление газа
1. Рассчитайте газовое потребление газа городом на коммунально-бытовые и
отопительные нужды с населением в 100 тыс. чел. Расчет произведите по програм-
программам, которые составьте для микрокалькулятора.
2. Расскажите характерные особенности режима потребления газа в течение
года.
3. Изобразите и проанализируйте годовой график потребления газа.
4. Дайге определение основных показателей сезонной неравномерности потреб-
потребления газа и изложите методику их расчета.
5. Изобразите график потребления газа по часам суток и прокомментируйте его.
6. Постройте график расхода газа на отопление зданий в зависимости от
длительности стояния наружных температур для января района Киева.
7. Изложите принцип расчета аккумулирующей емкости хранилища, необходимой
для выравнивания суточного графика.
8. Дайте характеристику и оценку методам регулирования сезонной неравномер-
неравномерности потребления газа.
9. Сформулируйте понятие числа часов использования максимума и изложите
методику определения максимально-часовых расходов, базирующуюся на этом
понятии.
10. Обоснуйте вероятностную природу понятия коэффициента одновременности.
11. Изложите методику определения максимально-часовых расходов по коэффи-
коэффициентам одновременности.
12. Объясните достоинства методики определения максимально-часовых расходов
по коэффициентам неравномерности.
IV. Гидравлический расчет и режим газовых сетей
1. Выведите уравнение для расчета потерь давления в газопроводах с учетом
изменения плотности газа.
2. Дайте физическое толкование и выведите зависимость для определения до-
дополнительного избыточного давления в вертикальных газопроводах.
3. Изложите постановку задачи гидравлического расчета тупиковых разветвлен-
разветвленных газовых сетей Обоснуйте причины возникновения задачи экономического
расчета диаметров газопроводов.
4. Обоснуйте необходимость использования понятий надежности систем при поста-
постановке задачи гидравлического расчета кольцевых газовых сетей.
5. Скомпонуйте кольцевую газовую сеть низкого давления, обеспечивающую по-
подачу газа по контурам трех прямоугольных кварталов, размерами: 0,3X0,5, 0,4X0,4,
0,3 X 0,4 км. Определите путевые, транзитные и расчетные расходы газа для всех
участков сети при условии, что сеть питается газом в одной точке и удельный
расход газа составляет 25 м3/(ч-га).
6. Составьте блок-схему расчета диаметра участка сети низкого давления при
известных: расходе газа, потерях давления и длине участка.
7. Составьте алгоритм гидравлического расчета тупиковой разветвленной газовой
сети.
8. Составьте систему уравнений и выведите расчетные зависимости для определения
контурных увязочных расходов на примере двухкольцевой сети низкого дав-
давления.
9. Прокомментируйте алгоритм увязки кольцевой сети низкого давления.
10. Изложите принципы проектирования и расчета кольцевой сети низкого дав-
давления с тупиковыми ответвлениями.
11. Изложите методику гидравлического расчета однокольцевой сети высокого дав-
давления с учетом надежности.
12. Каковы особенности расчета многокольцевых сетей высокого давления с учетом
надежности?
13. Изложите методику определения расчетных перепадов давления для сети низкого
давления и определите их при использовании природного газа.
14 Постройте зависимость изменения давления газа перед приборами жилых до-
домов от относительной нагрузки сети.
15. Проанализируйте целесообразность перенастройки регуляторов давления сетевых
ГРП в зависимости от нагрузки. Как рассчитать сезонную перенастройку?
V. Регуляторы давления и газорегуляторные станции
1. Каковы условия равновесия регулятора давления и объекта регулирования?
2. Расскажите, как протекает процесс восстановления равновесия в системе:
регулятор давления — объект регулирования (газовая сеть) после скачкообразного
изменения потребления газа при: а — астатическом регуляторе; б — статическом
регуляторе.
3. Нарисуйте схемы и дайте характеристики регулирующих клапанов.
4. Как изменяется перестановочная сила, развиваемая мембраной с ее ходом?
5. Нарисуйте схемы и расскажите работу регуляторов давления:
а) РДК, б) РД, в) РДУК, г) РД ВНИИГаза, д) РДУ ВНИИПИГаздобыча.
6. Рассчитайте пропускную способность регулятора РД-20-5 при начальном
давлении (избыточном) 50 кПа и давлении у потребителя 5 кПа.
7. Рассчитайте пропускную способность регулятора РД-50-64 при начальном
давлении (избыточном) 9,5 МПа и конечном — 0,6 МПа.
8. Нарисуйте и расскажите технологическую схему: а) ГРП, б) ГРУ.
9. Каковы пределы настройки ПКС и ПКЗ? '
10. Расскажите способы измерения расхода газа.
11. Расскажите, в чем состоит расчет технологической схемы ГРП?
12. Нарисуйте схему и расскажите работу газораспределительной станции (ГРС).
13. В чем принципы автоматической защиты на ГРС?
14. Рассчитайте величину необходимого подогрева газа на ГРС, если начальное
давление газа (избыточное) 3 МПа, точка росы газа 0 0C, а конечное давление
0,6 МПа.
15. Сформулируйте принципы управления технологическими процессами распределе-
распределения газа.
16. Объясните схему построения АСУ ТП газоснабжения.
VI. Надежность распределительных систем газоснабжения
1 Каковы основные iiyTH повышения надежности систем газоснабжения?
2. Напишите функцию надежности и дайте ее толкование.
3. Разъясните применительно к системам газоснабжения понятия долговечности
и ремонтопригодности.
4. Выведите зависимость, определяющую понятие «интенсивность отказов».
429
5. Охарактеризуйте пуассоновский поток отказов.
6. Что такое параметр потока отказов и коэффициент готовности?
7. Сформулируйте понятия отказа элемент сети и отказа сети.
8. 'Дайте классификацию повреждений и отказов элементов газовой сети.
9. Обоснуйте расчетные значения параметров потоков отказов газопроводов и
отключающих устройств.
10. Что такое показатели качества функционирования и надежности газовой сети?
11. Изобразите схему кольца газовой сети, состоящего из четырех секциони-
секционированных участков, имеющего одну точку питания с нагрузками участков:
Qi. Q2, Qi и Q4. Напишите граф состояний этой системы.
12. Напишите переходные вероятности из одного состояния в другое.
13. Напишите дифференциальные уравнения для всех состояний системы по п, 11.
14. Проведите вывод показателя надежности из дифференциальных уравнений
по п. 13.
15. Изложите последовательность расчета показателя надежности для тупиковой
разветвленной газовой сети.
16. Составьте блок-схему расчета показателя надежности тупиковой разветвлен-
разветвленной сети на примере сети, состоящей из пяти участков с заданными расходами
газа для каждого участка.
17. Изложите особенности расчета показателя надежности для кольцевой газовой
сети.
18. Изложите систему показателей надежности, подлежащих нормированию.
VII. Системы снабжения потребителей сжиженными углеводородными газами
I. Обоснуйте достоинства сжиженных углеводородных газо'в при использовании
их для газоснабжения городов и поселков.
2 Объясните диаграмм\ состояния пропана (бутана) и изобразите на ней термо-
термодинамические процессы, рротекающие в газобаллонной установке.
3. Каковы основные характеристики технических смесей пропана и бутана по
ГОСТу?
4. Как рассчитать мольный состав газовой смеси по ее массовому составу?
5. Как рассчитать мольный состав жидкой смеси по ее объемному составу?
6. Напишите и дайте физическое толкование объединенному закону Дальтона-
Рауля.
7. Постройте диаграмму состояния для смеси пропана-н-бутана при температуре
5 0C.
8. Рассчитайте состав паровой фазы и давление смеси, находящейся в баллоне
при температуре 15 0C, если мольный состав жидкой фазы следующий: пропан
0,8 изобутан 0,2.
9. Изложите последовательность расчета двухфазной системы.
10. В чем состоят функциональные задачи и каков состав ГНС?
II. Каковы характеристики хранилища сжиженных газов на ГНС?
12. Изложите термодинамические особенности процесса перелива сжиженного
газа.
13. Расскажите способы перелива сжиженного газа из железнодорожных цистерн
в емкости хранилища.
14. Расскажите технологическую схему ГНС и основные процессы перемещения
сжиженных газов ГНС.
15. Расскажите устройство газовых баллонов и газобаллонных установок и дайте
их основные характеристики.
16. Нарисуйте схему резервуарной установки с естественным испарением и объяс-
объясните ее работу.
17. Нарисуйте схему и объясните работу испарительного\ отделения резервуар-
резервуарной установки.
18. Каковы особенности установок газовоздушных смесей?
VIII. Теоретические основы сжигания газа
1. Рассчитайте состав продуктов сгорания и теоретическую температуру сго-
сгорания для газа со следующим объемным составом: СН4 = 90 %; С2Нб = 9 %;
CO2 = I %.
2. Сформулируйте понятие и напишите уравнение для скорости химических
реакций.
430
3. Напишите уравнение для скорости бимолекулярной реакции.
4. Напишите закон Аррениуса и дайте его физическое толкование.
5. В чем физический смысл понятия «энергия активации»?
6. Напишите цепную реакцию горения водорода и на ее примере изложите
основные положения теории цепных реакций H. H. Семенова.
7. Изложите сущность теории цепного взрыва H. H. Семенова.
8. Изложите процесс самовоспламенения по H. H. Семенову и выведите урав-
уравнение для температуры самовоспламенения.
9. Изложите процесс вынужденного зажигания.
10. Что такое концентрационные пределы воспламенения?
11. Изложите процесс распространения пламени в трубе, заполненной горючей
смесью.
12. Сформулируйте понятие нормальной скорости распространения пламени.
13. Выведите зависимость для нормальной скорости распространения пламени из
рассмотрения остановленного фронта пламени в потоке газовоздушной смеси.
14. Как экспериментально определить нормальную скорость распространения
пламени.
15. Расскажите основные характеристики пламени на горелке Бунзена.
16. Что такое проскок и отрыв пламени?
17. Изложите процесс стабилизации пламени на горелке Бунзена.
18. Изложите процесс распространения пламени в турбулентном потоке
19 В чем состоят основы теории критического градиента Льюиса и Эльбе.
20. Как рассчитать предельные скорости проскока и отрыва пламени?
21 Расскажите способы стабилизации пламени и дайте характеристики стабили-
стабилизаторов.
22. Нарисуйте схему диффузионного пламени и поля концентраций газов в его
сечении.
23. Какова зависимость длины диффузионного пламени от скорости?
24. Изложите процесс образования оксидов азота при сжигании газа.
IX. Газовые горелки и их расчет
1. Дайте'классификацию газовых горелок.
2. Как организуют смесеобразование в газовых горелках?
3. В чем состоят основные методы снижения концентрации оксидов азота в про-
продуктах горения?
4. Расскажите устройство и принцип работы горелки инфракрасного излучения.
5. Нарисуйте схему блочной эжекционной горелки Промэнергогаза и расскажите
принцип ее работы.
6 Нарисуйте и расскажите работу туннельной эжекционной горелки.
7. Как стабилизируется пламя на горелке с пластинчатым стабилизатором?
8 Нарисуйте горелку атмосферного типа и расскажите ее работу.
9. Нарисуйте и расскажите работу горелки турбулентного смешения конструк-
конструкции Теплопроекта.
10. Нарисуйте и расскажите принцип работы газомазутной горелки, предназна-
предназначенной для котлов типа ДКВР.
11. Нарисуйте принципиальную схему и расскажите организацию процесса
горения у плоскопламенных горелок АН УССР.
12. Рассчитайте необходимое давление газовоздушной смеси в головке атмосферной
горелки, если она имеет цилиндрические выходные каналы диаметром 6 мм и дли-
длиной 12 мм.
13. Изобразите схему давлений эжекционного смесителя для атмосферной го-
горелки и расскажите принцип ее работы.
14. Составьте систему уравнений для эжекционного смесителя и проанализируйте
решение.
15. Как определить оптимальные размеры эжектора?
16. Составьте алгоритм конструктивного расчета атмосферной горелки.
17. Как определить параметры атмосферной горелки, спроектированной для природ-
природного газа, если ее надо использовать для пропана?
18. Составьте алгоритм и блок-схему для определения давления в головке туннельной
эжекционной горелки.
19. Изобразите схему давллений и изложите принцип работы эжекционного смеси-
смесителя с большой скоростью эжекции.
20. Проанализируйте характеристическое уравнение эжектора с большой скоростью
эжекции.
21. Составьте алгоритм расчета эжекционной горелки среднего давления.
22. Как рассчитать воздушный тракт горелки турбулентного смешения с закручен-
закрученным потоком воздуха?
23. Итожите порядок расчета отверстий для выхода струек газа для горелки с
периферийной подачей газа.
24. Составьте алгоритм расчета горелки с периферийной подачей газа. ,
25. Изложите порядок расчета подовой горелки.
X. Газооборудование агрегатов и газоснабжение зданий
1. Как газогорелочные устройства целесообразно использовать для чугунных
отопительных котлов?
2. Каковы основные требования к расположению атмосферных горелок в топках
чугунных котлов?
3. Каково газооборудование котлов типа ПТВМ?
4. Изложите основные характеристики газооборудования котлов КВ-ГМ.
5. Изложите принципы выбора и расположения газовых горелок на камерных
печах.
6. Какие газовые горелки целесообразно применить для туннельной печи при об-
обжиге кирпича? Как их следует расположить?
7. Как организуется процесс сжигания газа во вращающейся цементной печи,
оборудованной вихревой горелкой ГВП?
8. Изложите принципы составления теплового баланса для промышленной печи.
9. В чем состоят принципы обвязки ^ газопроводами агрегата при оборудовании
его эжекционными горелками низкого давления?
10. Нарисуйте и объясните схему газопроводов агрегата, оборудованного дутье-
дутьевыми горелками.
11. В чем состоят главные задачи автоматизации газоиспользующих агрегатов?
12. Расскажите устройство внутридомовых газопроводов.
13. Рассчитайте диаметр газового ввода в жилое пятиэтажное здание, если от этого
ввода на каждом эгаже газ подается по газопроводам к плите и проточному водо-
водонагревателю двухкомнатной квартиры.
14. Расскажите организацию сжигания газа в горелках четырехконфорочной
плиты с духовым шкафом.
15. Расскажите устройство проточного водонагревателя.
16. Каковы условия установки газовых приборов в жилых зданиях.
17. Изложите принцип расчета дымоходов, по которым отводятся продукты сгорания
от водонагревателей.
18. Дайте классификацию основных видов газового отопления.
19. Расскажите устройство газового воздухонагревателя.
20. В чем заключается принцип работы контактного воздухоподогревателя.
Список литературы
Абрамов H. H. Водоснабжение — M.: Стройиздат, 1974.— 476 с.
Абрамов H. H. Теория и методика расчета систем подачи и распределения
воды.— M.: Стройиздат, 1972.— 284 с.
Баясанов Д. Б., Ионин А. А. Распределительные системы газоснабжения.— M.:
Стройиздат, 1977.— 406 с.
Берхман E. И. Экономика систем газоснабжения.— M.: Недра, 1975.— 285 с.
Борисов С. H., Даточный В. В. Гидравлический расчет газопроводов.— M.:
Недра, 1972.— 109 с.
Гнеденко Б. В., Беляев Ю. К., Соловьев А. Д. Математические теории и методы
надежности.— M.: Наука, 1965.— 523 с.
Делягин Г. H,, Лебедев В. И., Пермяков Б. А. Теплогенерирующие установки.—
M.: Стройиздат, 1986.—560 с.
Ионин А. А. Основы расчета эжекционных газовых горелок.— M.: Гостоптехиз-
дат, 1963.—151 с.
Ионин А. А., Алибеков К. С, Жиля В. А., Затикян С. С. Надежность город-
городских систем газоснабжения.— M.: Стройиздат, 1980,—230 с.
Ионин А. А., Фастов Л. M. Технико-экономическое обоснование схем промышлен-
промышленного газоснабжения//Экономика, организация и управление в газовой промыш-
промышленности, ВНИИГазпром.— M., 1971.—№ 11.
Иссерлин А. С. Основы сжигания газового топлива. - Л : Недра, 1980.—210 с.
Каменев П. H., Сканави A. H., Богословский В. H., Вгиазаров А. Г., Щеголов В. П.
Отопление и вентиляция. Ч. 1.— M.: Стройиздат, 1975.— 478 с.
Кнорре Г. Ф. и др. Теория топочных процессов. — M.: Энергия, 1966.—491 с.
Левин A. M. Принципы рационального сжигания газа.—Л.: Недра, 1977.—
246 с.
Михеев В. П., Медников В. П. Сжигание природного газа.- - M.: Недра, 1975.—
390 с.
Основы практической теории горения/Под ред В. В. Померанцева.—Л.": Энерго-
издат, 1986.—309 с.
Сигал И. Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива.--Л.: Недра,
1977.- 148 с.
Спейшер В. А. Сжигание газа на электростанциях и в промышленности.— M.:
Энергия, 1967.— 206 с.
Стаскевич H. Л., Вигдорчик Д. Я- Справочник по сжиженным углеводородным
газам.—Л.: Недра, 1986.-542 с.
Федоров H. А. Техника и эффективность использования гааа.— M.: Недра,
1983.- 283 с.
Фурман И. Я. Регулирование неравномерности газопотребления.— M.: Недра,
1973.— 198 с.
Хитрин Л. H. Физика горения и взрыва.— M.: Изд-во МГУ, 1957.— 442 с.
Шорин С. H. Теплопередача.— M.: Высшая школа, 1964.— 489 с.
Щетинков E. С. Физика горения газов.— M.: Наука, 1965.— 739 с.
Щелкин К. И., Трошин Я. К. Газодинамика горения.— M.: Изд-во АН СССР,
1963.— 254 с.
433
Предметный указатель
Автоматизация газоиспользующих установок 399
Алгоритм расчета
— — головки горелки 356, 362
— — горелки 357
— — — турбулентного смешения 378
— — — эжекционной среднего дав тения 371
— — нерезервированной сети 201
— — резервированной сети 204
— — тупиковой сети 93
— увязки кольцевой сети 107
Баланс печи тепловой 394
Баллоны для сжиженного газа 257
Выбор газовых юрелок т,ля
— — — — котлов 382
— — — — промышленных печей 388
Вынужденное зажигание 283
Газовая скважина 11
Газовое отопление 419
Газовые
— водонагреватели 410
— воздухонагреватели 424, 426
— камины 419
— месторождения 9
— отопительные печи 421
— плиты 407
— приборы 406
Газонаполнительные станции 250
Газоносные пласты 9
Газообразное топливо 4
Газопроводы внутридомовые 401
— — на котлах и печах 396
Газораспределительные станции 167
Газорегуляторные пункты
— — объектовые 164
— — расчета 166
— — сетевые 156
Газохранилища 19
Газы конденсатных месторождении 13
Гидравлическая проводимость 130
Гидравлический расчет
— — диаметров 72
— — линейных потерь 74
— — местных потерь 75
— — постановки задачи 81
сети 93, 104, 117
Гидравлический режим сети низкого давления 132
Гидравлическое сопротивление 130
Горелки
— атмосферного типа 327
— без огнеупорных насадков 325
— блочные эжекционные Промэнергогаза 322
— газомазутные 336
— диффузионного типа 339
— инфракрасного излучения 320
— многоструйные Мосгазпроекта 334 *
— плоскопламенные 342
— пылегазовые Мосэнерю 336
— с огнеупорными насадками 319
— с пластинчатыми стабилизаторами 326
— турбулентного смешения Теплопроекта 333
— эжекционные Ленинжпроекта 324
Городские системы газоснабжения 21
Граф
— дерева 81
— сети 81
— состояний системы 191
График потребления газа
_ — — годовой 51
— — — суточный 58
Диффузионное пламя 307
Задвижки 32
Закон
— Аррениуса 273
— Дальтона 242
— Михельсона 292
— Пуассона 187
— Рауля 244
Законы Кирхгофа 85
Изоляция газопроводов 41
Интенсивность отказов 184
Искусственные газы 6
Испарительные установки 262
Испытания газопроводов 228
Капитальные вложения 210
Клапаны регуляторов давления J39
Классификация
— газовых горелок 313
— газопроводов по давлению 22
— отказов 188
— печей строительной индустрии 388
— промышленных систем 223
— регуляторов давления 139
— систем газоснабжения по давлению 23
Колонны обсадных труб 11
Контроль состояния газопроводов 232
Коррозионная активность грунта 40
Коррозия газопроводов 38
Коэффициент
— готовности 187
— местных сопротивлений 80
— месячной неравномерности 50
— одновременности 66
— трения 74
— турбулентного обмена 299
— часовой неравномерности 58
Краны 29
Кристаллогидраты 16
Критический градиент 301
Линзовый компенсатор 32
Магистральные газопроводы 17
Мембраны регуляторов давления 141
Надземные ?азопроводы 35
Неравномерность потребления ? аза
— — — сезонная 51
— - — часовая 58
— — — регулирования 59
Нормальная скорость распространения пламени 286
Нормальное распространение пламени 285
Нормы потребления газа 45
Образование оксидов азота 311, 316
Обслуживание газопроводов 232
Одоризация газа 17
Оптимальный радиус действия ГРП 214
Осушка газа 16
Очистка газа ог сероводорода 16
Параметр потока отказов 186
Пересечение газопроводами препятствий 36
Пересчет состава газовыл смесей 242
Период индукции 279, 283, 289
Печи
— вращающиеся 392
— камерные 390
— туннельные 389
Пределы воспламенения 285
Приведенные затраты 210
Природные газы 6
Присоединение газопроводов 231
434
Промывочный раствор 10
Подземные газопроводы 34
Подогрев газа на ГРС 172
Показатели надежности 190
Построение графика расхода газа на отопление 53
Потребление газа на
— — — отопление и вентиляцию зданий 48
— — — горячее водоснабжение 48
Пульсационн'ая скорость 298
Распространение пламени в
— — — ламинарном потоке 291
— — — турбулентном потоке 297
Расчет
— аккумулирующей емкости 58
— внутридомовых газопроводов 402
— головки атмосферной горелки 344
— горелки и туннеля 358
— горелки турбулентного смешения 372
— горелки конструктивной 353, 369
— двухфазной системы 248
— дымоходов 416
— кольцевой сети с тупиковыми ответвлениями 106
— многокольцевой сети высокого давления 125
— надежности 196
— однокольцевой сети высокого давления 117
— параметров горелки 355, 370
— подовых горелок 380
— потокораспределения в кольцевых сетях 98
— потребления газа 44
— предельных скоростей отрыва 303
— — — — проскока 302
— продуктов сгорания 268
— промышленных газопроводов 225
— пропускной способности регуляторов давления
150
— эжекционной горелки среднего давления 366
— эжекционного смесителя 350, 362
Расчетные
— перепады давления 130
— расходы газа
— — — для внутридомовых газопроводов 65
— — — — участков с путевой нагрузкой 90
Реакции
— гетерогенные 273
—. гомогенные 273
Регулирование давления газа 135
Регуляторы давления
— РДК 142
— РД 144
— РДУК 145
— РД ВНИИГаза 147
— РДУ ВНИПИГаздобыча 147
Режим
— газовых месторождений 9
— потребления газа 50
Резервуары сжиженного газа 259
Ремонт газопроводов 232
Сжиженные газы, состав 241
Система защиты ГРС 168'
Скорость
— движения фронта пламени 286
— отрыва пламени 295
— проскока пламени 296
— турбулентного распространения пламени 297
— химических реакций 272
Смесеобразование 314
Стабилизаторы пламени 304
Стабилизация пламени на горелке Бунзена 295
Теория
— Б. Льюиса и T. Эльбе 301
¦— теплового взрыва Семенова 281
— цепного взрыва Семенова 278
— цепных реакций Семенова 275
Температура
— калориметрическая 270
— сгорания 268
— самовоспламенения 281
Теплоемкость газов 270
Техника безопасности при эксплуатации 234, 400
Трубы газопроводов 27
Тягопрерыватель 410
Управление технологическими режимами 175
Уравнение состояния 72
Установка
— газовых приборов 413
— отключающих устройств 37
Установка газовоздушных смесей 265
Физические характеристики газов 4
Функция
— надежности 182
— распределения 181
Цепная реакция горения водорода 276
Цикломатическое число 82
Число
— Рейнольдса 74
— часов использования максимума 61
Эквивалентная шероховатость 75
Экономические диаметры 218
Эксплуатационные издержки 211
Эксплуатация газоиспользующих установок 400
Электрическая защита газопроводов 42
Энергия активации 273
435
Оглавление
Предисловие 3
Раздел I. Горючие газы. Добыча и транспортирование природного газа . . 4
Глава 1. Горючие газы, используемые для газоснабжения городов и промыш-
промышленных предприятий 4
1.1. Основные свойства и состав газообразного топлива .... . 4
1.2. Природные газы 6
1.3. Искусственные газы 6
Глава 2. Добыча и обработка природного газа 9
2.1. Газовые месторождения . 9
2.2. Добыча газа 10
2.3. Газы конденсатных месторождений .' 13
2.4. Обработка природного газа . .... 15
Глава 3. Транспортирование газа на большие расстояния. 17
3.1. Схема магистрального газопровода 17
3.2. Хранилища газа ... 19
Раздел II. Распределительные системы газоснабжения 21
Глава 4. Городские системы газоснабжения ... 21
4.1. Схемы городских систем газоснабжения . 21
4.2. Трубы, арматура и оборудование газопроводов 27
4.3. Устройство наружных газопроводов ... 34
4 4. Защита газопроводов от коррозии 38
Глава 5. Потребление газа ... 44
5.1. Расчет годового потребления газа городом . . 44
5.2. Режим потребления газа . 50
5.3. Регулирование неравномерности потребления газа 59
5.4. Определение расчетных расходов газа .... .... . 61
Глава 6 Гидравлический расчет газовых сетей 71
6.1. Определение потерь давления в газопроводах . ... . 71
6.2. Основные характеристики газовых сетей Постановка задачи расчета 81
6.3. Расчетная схема отдачи газа из сети. Предварительное распределение
потоков 87
6.4. Гидравлический расчет тупиковых разветвленных газовых сетей ... 93
6.5. Гидравлический расчет кольцевых газовых сетей . 98
6.6. Расчет кольцевых газовых сетей низкого давления 104
6.7. Расчет кольцевых газовых сетей высокого (среднего) давления . . 117
6.8. Особенности расчета многокольцевых газовых сетей высокого (сред-
(среднего) давления 125
6.9. Гидравлические режимы газовых сетей 128
Глава 7. Регулирование давления газа в городских сетях 135
7.1. Регулирование давления газа. Классификация регуляторов давления 135
7.2. Дроссельные органы регуляторов давления Приводы дроссельных
органов 139
7.3. Регуляторы давления . 142
7.4. Расчет пропускной способности регуляторов давления . .... 150
Глава 8. Газорегуляторные станции . . . 154
8 1 Размещение газорегуляторных пунктов и установок 154
8.2. Газорегуляторные пункты ' 156
8.3. Газораспределительные станции. 167
8.4. Подогрев газа на ГРС 172
8.5. Управление гидравлическими режимами и технологическими процес-
процессами распределения газа 175
8.6. АСУ ТП газоснабжения 177
Глава 9 Надежность распределительных систем газоснабжения 178
9 1 Основные понятия Критерии надежности 178
9 2 Отказы восстанавливаемых элементов Поток отказов 185
9 3 Показатели надежности распределительных систем газоснабжения 190
9 4 Расчет надежности нерезервированных и резервированных газовых се
тей 196
9 5 Алгоритм расчета нерезервированной газовой сети (тупиковой, раз
ветвленной)
9 6 Алгоритм расчета резервированной кольцевой газовой сети 204
9 7 Нормирование основного показателя надежности газовой сети Rcr(f) 209
9 8 Оценка надежности газоснабжения отдельных потребителей 209
Глава 10 Технико-экономический расче! газовых сетей 210
10 1 Технико-экономическое обоснование схем городских газовых сетей 210
10 2 Технико экономический расчет тупиковых газовых сетей низкого дав
ления 218
Глава 11 Промышленные системы газоснабжения 221
11 1 Устройство промышленных систем газоснабжения Их классификация 221
112 Одноступенчатые промышленные системы 224
11 3 Двухступенчатые промышленные системы 226
Глава 12 Эксплуатация систем газоснабжения Техника безопасности 228
12 1 Испытание газопроводов и прием их в эксплуатацию 228
12 2 Присоединение газопроводов к действующим газовым сетям Про-
Продувка газопроводов 231
12 3 Обслуживание и ремонт газопроводов 232
12 4 Эксплуатация газорегуляторных пунктов 233
12 5 Техника безопасности при эксплуатации газовых сетей 234
Глава 13 Системы снабжения потребителей сжиженными углеводородными
газами 235
13 1 Основные свойства сжиженных углеводородных газов 235
13 2 Газонаполнительные станции 250
13 3 Установки сжиженных углеводородных газов > потребителей 257
Раздел 111. Использование газа ~ 268
Теоретические основы сжигания газа 268
Расчет продуктов сгорания 268
Определение температуры сгорания 268
Скорость химических реакций 272
Кинетика цепных реакций 275
Тепловое воспламенение 279
Вынужденное зажигание и границы воспламенения газовоздушных
смесей в зависимости от концентрации в них горючего 283
Горение газа в потоке 285
Нормальное распространение пламени 285
Распространение пламени в ламинарном потоке 291
Распространение пламени в турбулентном потоке 297
Устойчивость горения и стабилизация пламени 301
Диффузионное пламя 307
Образование токсичных веществ при сжигании газа 310
Газовые горелки и их основные характеристики 313
Классификаций газовых горелок 313
Методы снижения концентраций оксидов азота в продуктах горения,
применяемые при проектировании газогорелочных и топочных устройств, 316
Горелки полного предварительного смешения ? аза с воздухом 318
Горелки предварительного смешения газа с частью воздуха, необхо
димого для горения 327
Горелки с незавершенным предварительным смешением газа с воз-
воздухом 332
Горелки без предварительного смешения газа с воздухом 339
Глава
14
14
14
14
14
14
Глава
15
15
15
14
1
2
3
4
5
6
15
1
2
3
15 4
15
5
156
Глава
16
16
16
16
1
2
3
16 4
16
5
16 6
437
Глава 17. Расчет газовых горелок 344
17.1. Расчет атмосферных горелок 344
17.2. Расчет эжекционных горелок полного предварительного смешения
газа с воздухом среднего давления 358
17.3. Расчет турбулентных и подовых горелок 372
Глава 18. Газооборудование отопительных котлов и промышленных: печей
строительной индустрии 382
18.1. Выбор газогорел очных устройств и их установка на отопительных
котлах 382
18.2. Выбор и установка газогорелочных устройств на промышленных пе-
печах строительной индустрии 388
18.3. Схемы обвязочных газопроводов на котлах и в печах 396
18.4. Основные задачи автоматизации газоиспользующих установок . . . 399
18.5. Эксплуатация газоиспользующих агрегатов. Техника безопасности 400
Глава 19. Газоснабжение зданий 401
19.1. Устройство внутридомовых газопроводов 401
19.2. Расчет внутридомовых газопроводов 402
19.3. Газовые приборы 4,06
19.4. Установка газовых приборов 413
19.5. Отвод продуктов сгорания 414
19.6. Газовое отопление . . >. 419
Контрольные вопросы 427
Список литературы 433
Предметный указатель 434
Приложение
Соотношение между некоторыми единицами, выраженными в международной системе (QH)
и технической системе
Наименование
Масса
Сила
Давление
Количество энер-
энергии, работы,тепло-
работы,теплоты
Мощность
Удельная теплоем-
теплоемкость
Коэффициент теп-
теплообмена и тепло-
теплопередачи
Коэффициент теп-
теплопроводности
Динамическая вяз-
вязкость
Единицы измерения
в системе СИ
килограмм, кг
ньютон, H
паскаль, Па
джоуль, Дж
ватт, Вт
джоуль на кило-
грамм-кельвин,
Дж
кг-К
ватт на квадрат-
квадратный метр-кельвин,
Вт
м2-К
ватт на метр-кель-
метр-кельвин, Вт
м-К
ньютон-секунда на
квадратный метр,
Н-с
м2
в технической системе
техн. ед. массы,
кгс-с2/м
кгс
кгс/м2
кгс-м, ккал
кгс-м/с
ккал
кгс·град
ккал
м2-ч-град
ккал
м2-ч-град
кгс-с
м2
Соотношения между единицами
1 кг=0,102 кгс-с2/м
1 кгс-с2/м=9,81 кг
1 Н=0,102 кгс
1 кгс=9,81 H
1 Па=0,102 кгс/м'г=0,102 мм вод. ст.
1 кгс/м2=1 мм вод. ст.=9,81 Па
1 мм рт. ст = 133 Па
1 кПа=102 мм вод. ст.
1 МПа= 10,2 кгс/см2
1 кгс/см2=0,0981 МПа
1 Дж=0,102 кгс-м=0,23910 ккал
1 кгс-м=9,81 Дж
1 ккал=427 кгс-м=4187 Дж=
=4,187 кДж
1 Вт=0,102 кгс-м/с^.Зб-КГ3 л. с.=
=0,86 ккал/ч
1 кгс-м/с=9,81 Вт-13,33-10-3 л. с.=
= 8,435 ккал/ч
1 ккал/ч= 1,163 Вт
I^ 0,239 ккал
кг-к. кг-град
1 ккал 4 187 кДж
кгс-град **' кг>к
1 П"гккал
м К м2-ч-град
, ккал Rr
1 —i.lbo
м -чтрад М2.к
.Вт
1—?7=0,86 ккал
м-К
м·ч·град
, ккал rt
1 -1,163 Ьт
м-ч-град ?.|?
1 _^-__ од 02 кгс-с
м2 м2
fKrc-c 981H-c
M2 J' M2
Нормальные физические условия:
P= 101-3 кПа, * = 0°С.
439
Учебное издание
Ионин Александр Александрович
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ
Мл редактор T. В. Большакова
Технический редактор Л. Ю. Калева
Корректоры Г А Кравченко, Г. Г Морозовская
И Б № 4265
Сдано в набор 25 02 88 Подписано в печать 26 01 89 T 07622 Формат 7OX 100/16 Бум Книжно
журнальная Гарнитура «Литературная» Печать офсетная Уел печ л 35,47 Уа кр отт 70 94
Уч-изд л 38,08 Тираж 32 300 экз Изд № Al 1700 Заказ 1052 Цена 1 ? 80 к
Стройиздат 101442 Москва, Каляевская, 23а
Московская типография № 4 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
129041, Москва, Б Переяславская ул , 46