Текст
СРЕДНЕЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАНИЕ
В.А.ЖИЛА, М.А. УШАКОВ, О.Н.БРЮХАНОВ
ГАЗОВЫЕ СЕТИ
И УСТАНОВКИ
Допущено
Министерством образования Российской Федерации
в качестве учебного пособия для студентов учреждений
среднего профессионального образования, обучающихся
по специальности 2915 «Монтаж и эксплуатация
оборудования и систем газоснабжения»
Москва
ACADEMA
2003
у;
(К 656.56
ББК 39.76
Ж72
РеценэеМ»—
старший.научный сотрудник ВНИИПРОМГАЗ Л.И. Плужников
, Жил* В. А
Ж72 Газовые сети и устаШвки: Учеб, пособие для сред. Пр!рф.
образованияу В>А.Ж^а, М. А Ушаков, О, Н. Брюханов/—
Мл Издательский цейр «Академия», 2003. — 272 с.
ISBN 5»7^М315«2
Изложены осНоЫшетребовання, предъявляемые при монтаже <йма>*
длутции систем газоснабжения. Рассмотрено основное гаэоиспол ьзушцвс
оборудование, а тдкже агрегаты к. устройства, обеспечивающие беэЙШУк
э(ую эадшуатацию систем газоснабжения.
Для студентов учреждений среднего ^фофессионального образовании?
УДК 656.56
ББК ЗЩб>-
SSBN 5-7695-1315-2
ф ^Сил4/'ВаА^ Ушаков М.А., Бродшов О.Н*, 30 .
0 Йммшства .
<5 Оформление. Издательский йентр «АкадемйЙ^®003‘
* >
Доля природного газа в топливном балансе России составляет
160 %. Так как природный газ является высокоэффективным энер-
гоносителем, в условиях экономического кризиса газификация мо-
жет составить основу социально-экономического развития регио-
нов России, обеспечить улучшение условий труда и быта населе-
нии^ а также снижение загрязнения окружающей среды.
Йо сравнению с другими видами топлива природный газ имеет
следующие преимущества:
низкую себестоимость;
высокую теплоту сгорания, обеспечивающую целесообразность
транспортирования его по магистральным газопроводам на значи-
тельные расстояния;
полное сгорание, облегчающее условия труда персонала, об-
служивающего газовое оборудование и сети;
отсутствие в его составе оксида углерода, что особенно важно
при утечках газа, возникающих при газоснабжении коммунальных
;и бытовых потребителей;
высокую жаропроизводительность (более 2000 °C);
возможность автоматизации процессов горения и достижения
высоких КЦД.
Кроме того, природный газ является ценным сырьем для хими-
ческой промышленности.
Использование газового топлива позволяет внедрять эффектив-
ные методы передачи теплоты, создавать экономичные и шсоко-
*
Основной задачей при использовании природного газа являет-
сяегорациональное потребление, т.е. снижение удельного расхо-
да посредством внедренияэкономичных технологическихпроцес-
сов, при которых наиболее полно реализуются положительные свой-
ствагаза. Применение газового топлива позволяет избежать потерь
теплоты, определяемых механическим и химическим недожогом.
Уменьшение потерь теплоты с уходящими продуктами горения до-
стигается сжиганием газа при малых коэффициентах расхода воз-
духа. Приработе агрегатов на газовой топливе воямпжнл тйюка
ступенчатое йс^свйю^й^ Продуй^ дарения.
3
Основными задачами в области развития систем газоснабжения
являются:
применение для сетей и оборудования новых полимерных ма-
териалов, новых конструкций труб и соединительных элементов,
а также новых технологий;
внедрение эффективного газоиспользующего оборудования;
расширение использования газа в качестве моторного топлива
на транспорте;
внедрение энергосберегающих технологий;
обеспечение на основе природного газа производства тепла и
электроэнергии для децентрализованного тепло- и энергоснабже-
ния небольших городов и сельских населенных пунктов;
мониторинг и диагностирование технологической цепочки по-
ставки газа потребителю (от контроля технического состояния
объектов газораспределения до системы учета распределения газа).
Глава 1
ГАЗОВОЕ ТОПЛИВО
1.1. Требования к качеству газа для бытового
и коммунально-бытового потребления
В качестве топлива используют: природный газ, добываемый из
газовых месторождений; попутный газ, получаемый при разработ-
ке нефтяных месторождений; сжиженные углеводородные газы,
получаемые при переработке попутных нефтяных месторождений,
и газы, добываемые из газоконденсатных месторождений.
Природные газы однородны по составу и состоят в основном
из метана. Попутные газы нефтяных месторождений содержат так-
же этан, пропан и бутан. Сжиженные газы являются смесью про-
пана и бутана, а газы, получаемые на нефтеперерабатывающих
заводах при термической переработке нефти, кроме пропана и бу-
тана содержат этилен, пропилен и бутилен.
Кроме горючих компонентов в природных газах содержатся в
больших количествах сероводород, кислород, азот, диоксид угле-
рода, пары воды и механические примеси.
Нормальная работа газовых приборов зависит от постоянства
состава газа и числа вредных примесей, содержащихся в нем.
Приведем физико-химические показатели природных топливных
газов, используемых для коммунально-бытовых целей:
Число Воббе, кДж/м3.......................... 39400 ...52000
Допустимые отклонения числа Воббе
от номинального значения, %, не более...................±5
Масса меркаптановой серы в 1 м3, г, не более.........0,02
Масса механических примесей в 1 м3, г, не более......0,001
Объемная доля кислорода, %, не более.....................1
Интенсивность запаха при объемной доле 1 % газов
в воздухе, баллы, не менее...............................3
Согласно ГОСТ 5542—87* горючие свойства природных газов
характеризуются числом Воббе, которое представляет собой отно-
шение теплоты сгорания к корню квадратному из относительной
(по воздуху) плотности газа:
= ОД/р -
Таблица 1.1
Теплота сгорания и относительная плотность компонентов
сухого природного газа (при О °C и 101,325 кПа)
Компонент Теплота сгорания, МДж/м3 Относительная плотность Р
высшая низшая
Метан СН4 39,82 35,88 0,5548
Этан С2Нб 70,31 64,36 1,048
Пропан С3Н8 101,21 93,18 1,554
Н-бутан С4Н|0 133,80 123,57 2,090
Изобутан С4Н10 132,96 122,78 2,081
Пентан С5Н|2 169,27 156,63 2,671
Бензол С6Н6 162,615 155,67 2,967
Толуол С7Н8 176,26 168,18 3,18
Водород Н2 12,75 10,79 0,0695
Оксид углерода СО 12,64 12,64 0,9671
Диоксид углерода СО2 — — 1,529
Азот N2 — — 0,967
Кислород О2 — — 1,05
Гелий Не — — 0,138
Так как пределы колебания числа Воббе широки, ГОСТ 5542—87*
требует устанавливать для газораспределительных систем его но-
минальное значение с отклонением не более ±5 %.
Природные газы, особенно получаемые при разработке нефтя-
ных месторождений, содержат не только легкие и тяжелые углево-
дороды, но и инертные газы, неучет концентрации которых при-
водит к нарушению устойчивости пламени газовых горелок, умень-
шению диапазона их регулирования, снижению полноты сгора-
ния газового топлива и повышению содержания вредных компо-
нентов в продуктах сгорания.
Характеристики компонентов сухого природного газа приведе-
ны в табл. 1.1 (ГОСТ 22667—82*).
1.2. Состав природных газов
Природный газ — наиболее эффективное и экологически чис-
тое топливо. В России сосредоточено более одной трети разведан-
ных мировых запасов газа (около 50 трлн м3), а потенциальные
запасы составляют около 240 трлн м3.
6
Основными газодобывающими странами являются Россия и США.
Значительное количество газа добывается в Нидерландах и Канаде.
Кроме того, добычей газа занимаются такие страны, как Румыния,
Алжир, Мексика, Англия, Аргентина, Китай и др.
Наиболее крупные месторождения газа в России расположены
в Западной Сибири и на севере Тюменской области (Уренгой-
ское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное и др.). Разрабатываются
также месторождения Оренбургское и Астраханское, в Коми (Вук-
тыльское), Саратовской области и на Северном Кавказе. Место-
рождения газа есть и на Сахалине. Всего в России эксплуатируются
около 200 месторождений газа.
Природный газ будет составлять основу топливно-энергетиче-
ского комплекса России в XXI веке. В разработку должны быть вве-
дены следующие месторождения:
на севере Тюменской области — Заполярное, Харамнуровское,
Порхаровское и др.;
на полуострове Ямал — Бовапенское, Харасавейское;
в шельфе Баренцева моря — Штокмановское;
в Иркутской области;
в Республике Саха (Якутия);
в шельфе острова Сахалин.
С 1993 г. в России происходит спад добычи газа, что связано с
общим сокращением промышленного производства в стране в
1992... 1998 гт. на 90 %. Добыча газа снизилась до 545 млрд м3 в 1999 г.
Эта тенденция, по оценкам специалистов, сохраняется и в насто-
ящее время. При падении уровня промышленного производства в
топливном балансе страны интенсивнее сокращается доля менее
технологичных и более дорогостоящих видов топлива. Так, общее
потребление энергоресурсов в России с 1991... 1999 гт. сократилось
на 30 %, мазута — в 2,2 раза, угля — на 31 %, а газа — на 3,5 %, т.е.
доля газа в топливном балансе Российской Федерации выросла до
60 %, а в европейской части страны она составила 80 %.
Несмотря на падение добычи газа и сокращение его потребле-
ния в России, происходит наращивание экспортных его поставок
в Западную Европу с ПО млрд м3 в 1990 г. до 128 млрд м3 в 1999 г.
В 1998 г. доля российского газа в общем объеме его потребления в
Западной Европе достигла 17 %.
Из всего добытого в 1999 г. газа (545 млрд м3) потребители Рос-
сии получили 300 млрд м3 (55 %), в страны СНГ и Балтии было
продано 47 млрд м3 (= 9 %), в Центральную и Западную Европу —
127 млрд м3 (= 23 %), а на собственные нужды Газпром израсходо-
вал 72 млрд м3 (= 13 %).
В России имеются большие возможности по сокращению рас-
хода газа и энергоресурсов (энергоемкость внутреннего валового
продукта в нашей стране в три раза выше, чем в высокоразвитых
странах).
7
Необходимо предусмотреть снижение непроизводственных за-
трат в энергетике и коммунальном хозяйстве.
Как энергоноситель природный газ имеет следующие преиму-
щества:
относительно низкую стоимость добычи и транспортирования;
возможность обеспечения более высокого КПД установок, чем
при работе их на других видах топлива;
возможность обеспечения применения более прогрессивных тех-
нологий, повышения температур теплового процесса и качества
выпускаемой продукции;
возможность легкого регулирования и автоматизации процесса
сжигания;
меньшее выделение при сжигании вредных веществ, загрязня-
ющих атмосферу, чем при сжигании угля и мазута.
Углеводородные газы подразделяются на три группы по содер-
жанию тяжелых углеводородов:
сухие, или тощие (природные от пропана и выше) — менее
50 г/м3;
жирные (попутные, газоконденсатные) — более 150 г/м3;
промежуточные — 50... 150 г/м3.
К природным относят газы, добываемые из недр земли. При-
родные углеводородные газы скапливаются в горных породах, име-
ющих сообщающиеся между собой пустоты. Породы, способные
вмещать и отдавать газ, называются газовыми коллекторами. Обра-
зованные в толщах горных пород огромные подземные природ-
ные резервуары сверху и снизу ограничиваются непроницаемыми
породами.
Подземные резервуары имеют широкое горизонтальное распро-
странение и в основном заполнены водой. Газовые скопления за-
нимают лишь незначительную часть этих резервуаров, располага-
ясь над водой и прижимаясь к их верхней малопроницаемой гра-
нице (породе).
Поверхность земли
Рис. 1.1. Газовая залежь
Простая форма газовой зале-
жи, образованная антиклиналь-
ными складками пород, приве-
дена на рис. 1.1. Иногда газовые
залежи внутри разделяются гли-
нистыми или другими плотными
зонами на несколько газоносных
пластов, или горизонтов. В под-
земном резервуаре газ находится
под давлением, достигающим
значительных значений. Причем
давление в газоносном пласте за-
висит от глубины его залегания,
т.е. через каждые 10 м давление
8
в пласте возрастает на 0,0981 МПа. Такое повышение давления
связано с поверхностными водами, входящими в обнаженную
часть пласта.
Так как газ в подземных резервуарах находится под давлением,
при вскрытии их с помощью скважин он способен подниматься
(фонтанировать) к поверхности земли с огромной скоростью. Бу-
рение скважин является одним из основных методов выявления
газовых и нефтяных залежей в земной коре. Чисто газовые место-
рождения содержат в основном метан.
Природный газ, получаемый попутно с нефтью, в которой он
растворен, составляет 10...50 % от ее массы. Выделение газа и его
улавливание производят при снижении давления нефти, выходя-
щей из скважины и поступающей в металлические резервуары —
сепараторы, или траппы. Полученный таким образом газ называ-
ют попутным, или нефтепромысловым.
Попутные газы не отличаются постоянным составом и кроме
метана содержат значительное (до 60 %) количество тяжелых уг-
леводородов. Газоконденсатные месторождения, образующиеся в
результате процесса обратного испарения конденсата, протека-
ющего при высоких давлениях и температурах, располагаются на
больших глубинах, где господствуют высокие давления. При отбо-
ре газа с падением пластового давления происходит конденсация
тяжелых углеводородов (обратная конденсация).
Газы чисто газовых и газоконденсатных месторождений отли-
чаются постоянством химического состава, высоким содержанием
метана СН4 (75...98%) и нали-
чием необходимого количества
тяжелых углеводородов. Соглас-
но закону Генри любой газ об-
ладает способностью в той или
иной степени растворяться в
жидкости, и эта способность за-
висит от природы жидкости и
газа и внешних условий (давле-
ния, температуры).
Образовавшиеся с нефтью уг-
леродные газы, находящиеся в ра-
створенном виде, образуют неф-
тегазовые пласты. Так как темпе-
ратура в залежи нефти изменяет-
ся мало, то количество раство-
ренных в нефти газов зависит в
основном от давления в пласте
и свойств растворенных газов.
Растворимость газообразных
углеводородов в нефти повыша-
Поверхность земли
Рис. 1.2. Залежь нефти с газовой
шапкой
9
ется с увеличением их молекулярной массы. Различная раствори-
мость углеводородных газов приводит к тому, что в естественных
условиях, когда нефть и газ заключены в одном подземном резер-
вуаре, различные газы объединяются, т. е. более тяжелые углеводо-
роды почти полностью растворяются в нефти при высоких давле-
ниях, а более легкие газы (метан, этан) находятся над нефтью,
образуя так называемую газовую шапку (рис. 1.2).
При вскрытии скважиной газоносного пласта вначале фонта-
нирует газ газовой шапки, затем вследствие падения давления вы-
деляется газ из нефти, т. е. сначала появляются газы, обладающие
наименьшей растворимостью, а после при значительном сниже-
нии давления начинают выделяться газы с максимальной раство-
римостью.
В некоторых случаях газ полностью растворен в нефти и по-
этому добывается вместе с ней. Обычно в 1 т нефти содержится
200... 400 м3 газа. Это значение называют газовым фактором добы-
чи. Наиболее часто встречаемая форма нефтегазовых залежей по-
казана на рис. 1.3.
Наличие в нефти растворенного газа является положительным
фактором, так как этот газ несколько увеличивает объем нефти,
понижает ее плотность и вязкость, способствует более быстрому
притоку ее к забою скважины. Значение газового фактора добычи
зависит от природы месторождения и режима его эксплуатации.
Бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется одними
и теми же приемами и одним и тем же оборудованием. Примене-
ние турбинного бурения позволило выполнять не только прямые,
но и наклонные глубокие скважины. Применение электробура по-
зволило полностью автоматизировать процесс бурения. Газ, по-
ступающий на поверхность земли вместе с нефтью, отделяется от
нее в нескольких пунктах нефтедобывающего и нефтеперерабаты-
вающего хозяйства. Наиболее легкие компоненты углеводородных
газов отделяются от нефти в нефтяных траппах, колонках и лир-
Поверхность земли
Рис. 1.3. Наиболее распространен-
ная форма нефтегазовой залежи
никах. Самые тяжелые углеводо-
родные газы отделяются от нефти
в газовых сепараторах.
Трапп предназначен для раз-
деления (сепарации) нефти и
газа и очистки газа от нефтяной
пыли. Схема траппа показана на
рис. 1.4. Поплавок нижнего регу-
лятора уровня 4 при повышении
уровня нефти в траппе выше нор-
мального поднимается и при по-
мощи рычагов открывает клапан
на спускном нефтепроводе. Вер-
хний регулятор уровня 3 при нор-
10
1
2
Рис. 1.4. Схема нефтяного траппа:
1 — предохранительный клапан; 2 — регулятор противодавления; 3, 4— соответ-
ственно верхний и нижний регуляторы уровня
мальной работе траппа бездействует. Если же нефть поднимается
до уровня верхнего регулятора, его поплавок начинает подниматься
и при помощи рычагов закрывает клапан на газопроводе. Давление
в трапе поддерживается регулятором противодавления 2, который
| устанавливается за клапаном регулятора уровня 3. Клапан регуля-
тора противодавления открывается давлением в траппе, и газ по-
v ступает в газопровод через кольцевое пространство между клапа-
у ном и гнездом, размер которого изменяется в зависимости от ко-
I личества проходящего газа. В том случае, если уровень нефти будет
I 4 подниматься, откроется предохранительный клапан 1, отрегули-
4 рованный на предельное рабочее давление, и через него вся нефть,
поступающая из скважины, выйдет в спускную нефтяную линию
низкого давления. Во избежание потерь газа и легких фракций не-
фти предохранительный клапан 1 связывается с сигнальным уст-
I ройством, по сигналу которого обслуживающий персонал прини-
мает необходимые меры.
। Отделение газа от нефти и пыли в траппе происходит в резуль-
& тате изменения давления и скорости движущегося нефтегазового
ж потока.
4; Для улучшения процесса сепарации поступающую в трапп смесь
' в разбрызгивают с помощью решеток, отбойников и тарелок.
* Для разделения продукции нефтегазовых фонтанов высокого
давления применяют ступенчатую сепарацию, принципиальная
схема которой приведена на рис. 1.5. Нефть поступает в трапп вы-
* сокого давления 8, где от нее отделяются сухие газы (метан, этан).
Газ среднего давления
Вакуумный газ
Нефть
Вакуумный газ
Газлифтный газ
_____Нефть_____
I Газ высокого давления
Вакуумный газ
I
J
Газлифтный
рабочий агент
На газобензи-
новый завод
На нефтеперера-
батывающий завод
К потребителю
Рис. 1.5. Принципиальная схема ступенчатой сепарации газа и нефти:
1 — вакуум-компрессорная станция; 2 — резервуары; 3... 6 — регуляторы; 7 —
разделитель; 8 — трапп высокого давления; Р, 10 — траппы среднего давления; 11 —
трапп низкого давления; 12 — вакуум-трапп
Затем нефть направляется в траппы среднего давления 9 и 10, в
которых отделяется более тяжелый газ. После траппов среднего дав-
ления нефть последовательно проходит трапп низкого давления 11
и вакуум-трапп 12 с целью обеспечения более глубокого разделе-
ния. Часть газа из траппа низкого давления поступает через регуля-
торы 5 и 6 в разделитель 7. Регулирование давления на каждой
стадии сепарации нефти и газа обеспечивается соответственно ре-
гуляторами 4, 3 и 5, 6.
В этой схеме сепарации достигается грубая фракцинировка газа
и используется пластовое давление для его транспорта. Газ, не со-
держащий жирных компонентов, из траппа высокого давления 8
направляется непосредственно к потребителю, пройдя, если это
необходимо, осушку и другую обработку.
Газы из траппов среднего и низкого давлений и газ из вакуум-
траппа, содержащий более тяжелые углеводороды, пройдя ваку-
ум-компрессорную станцию 1, направляются на газобензиновые
заводы для извлечения из них бензина и получения жидких газов.
Отделенная от газа нефть направляется в промысловые резервуа-
ры 2, а оттуда на нефтеперерабатывающие заводы.
Состав попутных газов зависит от состава нефтяных месторожде-
ний и от принятой схемы отделения газа от нефти. Система сепара-
ции, имеющая не менее четырех ступеней, позволяет освободиться
от более тяжелых газообразных гомологов метана и получить попут-
12
ный газ, близкий по составу к природному. Применение менее со-
вершенных систем сепарации приводит к получению жирных по-
путных газов, богатых пропаном и бутаном.
Попутные газы, полученные из газовых шапок нефтяной зале-
жи, содержат меньше тяжелых углеводородных газов, чем газы,
полученные из чисто нефтяных месторождений, где они полнос-
тью растворены в нефти.
Изменения в составе попутного газа объясняются тем, что при
вскрытии нефтегазовой залежи, находящейся под высоким давле-
нием, сначала интенсивно выделяются более тяжелые углеводо-
родные газы. В начале добычи газ, образующий газовую шапку,
своим давлением способствует фонтанированию нефти с раство-
ренными в ней газами, а по мере истощения залежи он фонтани-
рует вместе с нефтью.
Сжиженные газы получают: из попутных нефтяных газов на га-
зобензиновых заводах; газов термического и термокаталитическо-
го крекинга, пиролиза и коксования, алкилирования, а также из
природных газов чисто газовых и газоконденсатных месторожде-
ний, содержащих определенное количество тяжелых углеводоро-
дов.
Наиболее ценными для получения сжиженных углеводородных
газов являются попутные нефтяные газы. Выходящая из сепаратов
нефть в зависимости от режима сепарации содержит значительное
количество растворенных в ней тяжелых углеводородных газов. Газы,
выделяемые из нефти после сепараторов, содержат около 30 % про-
пана, 30...35% бутана и около 30% газового бензина, т.е. газы,
полученные в результате стабилизации нефти, являются богатыми
источниками для получения сжиженных газов.
Важным процессом переработки попутных газов является из-
влечение из них компонентов газового бензина и компонентов
сжиженных газов. Этот процесс называется отбензиниванием не-
фтяных газов. Он состоит из двух последовательно проводимых
операций: получения сырого нестабильного бензина и извлечения
из сырого бензина стабильного, освобожденного от легких компо-
нентов газового бензина.
Получение стабильного бензина, свободного от пропана и бо-
лее легких углеводородов, осуществляется методом четкой ректи-
фикации. Извлечение газового бензина и компонентов жидких га-
зов методом компрессии применяют, когда содержание их в ис-
ходном газе составляет не менее 150...200 г/м3. При меньших ко-
личествах извлекаемых компонентов метод компрессии не являет-
ся экономичным.
Извлечение тяжелых компонентов из газа методом компрессии
основано на сжатии последнего, вследствие чего давление дово-
дится до значения упругости насыщенных паров этих компонен-
тов. При этом они переходят из паровой в жидкую фазу. Чем боль-
13
ше давление сжатия, тем больше углеводородов будет переведено
из парообразного состояния в жидкое. При этом в соответствии с
законом Дальтона и Рауля сконденсировавшийся углеводород об-
легчает переход других более легких компонентов в жидкое со-
стояние, так как последние начинают растворяться в жидких ком-
понентах.
Согласно принципиальной технологической схеме двухступен-
чатой компрессии (рис. 1.6) жирный газ сначала поступает на
I ступень компрессии, где сжимается до 0,6 МПа, и далее через
холодильник 1 и сепараторы 2, 3 направляется на II ступень ком-
прессии, где сжимается до 1,6...4 МПа, а затем проходит через
холодильник 4 и сепаратор 5. Газ из сепаратора 5 направляется для
дальнейшего использования, а газовый бензин из сепараторов 2 и
5 собирается и подвергается стабилизации (ректификации) с вы-
делением стабильного газового бензина и жидких газов: пропана и
бутана или их смеси.
В связи с тем, что компрессионный метод не обеспечивает необ-
ходимой глубины извлечения углеводородов, его используют как пер-
вую ступень процесса отбензинивания газов, на которой происхо-
дит извлечение тяжелых углеводородов и газ подготавливается для
проведения более эффективной очистки. На второй ступени про-
цесса отбензинивания извлечение тяжелых углеводородов из жир-
ных газов производится методом масляной абсорбции, т.е. путем
поглощения их жидкостью. Для максимального извлечения газово-
го бензина применяют противоток газа и жидкости до соприкос-
новения. При этом процесс поглощения углеродистых компонен-
тов поглотительным маслом будет протекать до тех пор, пока пар-
циальное давление поглощаемого компонента в газе и упругость
Рис. 1.6. Принципиальная схема двухступенчатой компрессии:
7, 4 — холодильники; 2, 3, 5 — сепараторы
14
этого компонента в поглотительном
масле не достигнут одинакового зна-
чения, т. е. поглощение будет проис-
ходит до установки равновесного со-
стояния.
Абсорбционный способ извлечения
газового бензина состоит в том, что
навстречу струе газа, поднимающей-
ся в абсорбере, стекает поглотитель-
ное масло, которое при контактиро-
вании с тяжелыми углеводородами по-
глощает их. При этом текущий в аппа-
рат газ сначала встречается с почти на-
сыщенным маслом, но по мере под-
нятия его вверх поглотительное масло
становится все менее и менее насы-
щенным, и в самом верху абсорбера
газ сталкивается с совершенно свежим
маслом. Применение противотока no-
fl +10 +20 +30 +40 +50
Температура абсорбента, ”С
Рис. 1.7. Влияние температуры
абсорбента на глубину извле-
чения пропана, бутана и пен-
тана
зволяет извлечь из газа тяжелые угле-
водороды. Влияние температуры абсор-
бента на глубину извлечения пропа-
на, бутана и пентана при давлении 0,3
МПа показано на рис. 1.7.
Гамма извлекаемых компонентов и глубина их извлечения из
перерабатываемого сырья могут регулироваться подбором режима
абсорбирующего процесса, конструкцией и последовательностью
компоновки аппаратуры.
Существует значительное число технологических схем абсор-
бционного процесса извлечения тяжелых углеводородов из жир-
ных газов. Каждая из таких схем составлена с учетом свойств пере-
рабатываемого сырья и целевого назначения абсорбционного про-
цесса.
Принципиальная технологическая схема извлечения газового
бензина из попутного газа методом абсорбции приведена на рис. 1.8.
Подлежащий переработке и прошедший соответствующую подго-
товку жирный газ компрессором 1 подается в низ абсорбера 2 под
соответствующим давлением. В абсорбере газ проходит ряд таре-
лок, интенсивно барботируя через слой поглотительного масла,
всегда находящегося на определенном уровне на этих тарелках. Пос-
ледовательно проходя через масло, находящееся на каждой тарел-
ке, газ к моменту поднятия его вверх практически полностью ос-
вобождается от тяжелых углеводородов, поглощаемых маслом.
В скруббере 3 сухой газ освобождается от оставшихся капель масла.
Поглотительное масло, по сливным трубкам сливающееся с вы-
шележащей тарелки на нижележащую, пройдя все тарелки сверху
15
Рис. 1.8. Принципиальная технологическая схема абсорбционного метода
извлечения газового бензина из попутного газа:
1 — компрессор; 2 — абсорбер; 3 — скруббер; 4 — промежуточная емкость
(выветриватель); 5 — теплообменник; 6 — подогреватель; 7 — десорбер; 8 —
конденсатор; 9 — сепаратор; 10... 12 — емкости; 13 — холодильник
вниз, стекает на дно абсорбера, а оттуда поступает в промежуточ-
ную емкость 4 для выветривания.
Процесс выветривания насыщенного масла состоит в том, что
так как давление в промежуточной емкости несколько ниже, чем
в абсорбере, легкие углеводороды выветриваются из насыщенного ?
абсорбента и через регулятор противодавления направляются в !
основной газопровод сухого газа. *
Насыщенное масло из выветривателя направляется сначала в <
теплообменник 5 — на подогрев за счет тепла регенерированного j
поглотительного масла, а потом в подогреватель 6, где достигает
желаемой температуры выпарки. Из подогревателя насыщенное мас-
ло поступает в выпарную колонну (десорбер) 7, в которой на-
встречу ему снизу подается острый водяной пар. ;
Отпаренные тяжелые углеводороды отводятся из десорбера 7 ;
через конденсатор 8 в водоотделитель — сепаратор 9, где освобож- !
даются от воды и неконденсированных легких паров, после чего ,
направляются в емкость 10, из которой нестабильный газовый бен- ;
зин поступает на стабилизацию (ректификацию). Некоторая часть ’
нестабильного бензина из емкости 10 насосом подается в верх вы- ;
парной колонны для выполнения холодного орошения с целью
конденсации уносимых из нее частичек поглотительного масла. При
этом конденсация достигается за счет того, что подаваемый в вер-
хнюю часть выпарной колонны газовый бензин быстро испаряет-
ся, охлаждая уносимые частички масла.
16
Регенерированный абсорбент из нижней
части выпарной колонны поступает в теп-
лообменник 5, где, подогревая насыщен-
ное поглотительное масло, охлаждается, а
затем направляется в емкости 11 и 12. Из
этих емкостей восстановленное поглотитель-
ное масло насосами прокачивается через хо-
лодильник 13 для выполнения вновь цикла
поглощения тяжелых углеводородов, т. е. в
абсорбер 2.
Технологический процесс абсорбции
полностью автоматизирован. Необходимые
уровни жидкости в абсорбере, десорбере и
сепараторе поддерживаются регуляторами
уровня (РУ), через клапаны которых она ав-
томатически сливается.
Для поддержания заданного давления в
системе на линиях пара и газа установлены
регуляторы противодавления (РПД), а для
поддержания заданной температуры в по-
догревателе и выполнения холодного оро-
шения в десорбере установлены терморегу-
ляторы (ТР). Соотношение между поступа-
ющими в абсорбер маслом и газом поддер-
живается при помощи регулятора пропор-
циональности (РПО).
Основным аппаратом, применяемым для
абсорбции газов и паров, является абсор-
бер. Наибольшее распространение получи-
ли колпачковые абсорберы (рис. 1.9), пред-
ставляющие собой стальную колонну диа-
метром 1...3 м и высотой 15...20 м, в кото-
рой установлены стальные или чугунные та-
релки, расположенные на расстоянии
0,5... 0,6 м друг от друга. С помощью абсор-
беров удается извлечь только 50 % имеюще-
гося в газе пропана.
Для повышения степени извлечения сжи-
женных газов вместо абсорбера используют
абсорбционно-отпарную колонну, состоящую
из двух секций разных диаметров (рис. 1.10).
В верхнюю секцию такой колонны подается
свежее масло, а в нижнюю секцию, являю-
щуюся выпарной колонной, поступает газ.
В верхней части колонны происходит погло-
щение свежим маслом в основном пропа-
Рис. 1.9. Колпачковый
абсорбер:
/ — колонна;
2 — тарелки
Пропан
Рис. 1.10. Абсорбционно-
отпарная колонна
17
на, выделяющегося из насыщенного масла в нижней части колон-
ны, т.е. применение абсорбционно-отпарной колонны позволяет
уловить все углеводороды, начиная с пропана.
Извлекаемые из газа тяжелые углеводороды (смесь пропана, бу-
тана, пентана и др.) подвергаются стабилизации. Применение аб-
сорбционного метода извлечения тяжелых углеводородов позволя-
ет получить из исходного сырья 70...90 % пропана, 97...98 % бута-
на, весь пентан и более тяжелые компоненты.
Получаемый из попутных газов нестабильный (серый) бензин
имеет следующий состав (по объему): С2Н6 — 1,5%; С3Н8 —
8... 15 %; С4Н)0 — 6...8 %; С4Н10 — 12...28 %; С5Н12 и более тяже-
лых компонентов — 50...60 %.
1.3. Искусственные газы
К искусственным газам относятся коксовый, сланцевый, гене-
раторный и доменный.
Коксовый газ получают на коксохимических заводах в качестве
побочного продукта при производстве металлургического кокса из
коксующихся каменных углей. В результате высокотемпературного
коксования, заключающегося в сухой перегонке (без доступа воз-
духа) измельченного угля при температуре 1000... 1150°C в специ-
альных печах, вырабатываются твердый остаток (кокс) и газооб-
разные продукты. После извлечения из образовавшегося при пере-
гонке газа аммиака, ароматических углеводородов и очистки его
от примесей получают коксовый газ, который используется в ка-
честве топлива. Выход коксового газа и его состав зависят от тем-
пературы процесса перегонки и марки угля.
Таблица 1.2
Характеристики искусственных газов
Газ Состав газа, % Плотность, кг/м3 Qh, МДж/м3
СН4 н2 СО син„ со2 n2 о2
Коксовый 24,0 57,0 6,0 3,0 3,0 7,0 — 0,342 17,58
Сланцевый 16,2 24,7 10,0 5,0 16,4 26,8 0,7 1,040 13,85
Генераторный смешанный 0,6 13,0 27,0 — 6,0 53,2 0,2 1,141 5,15
Генераторный, полученный при паро- кислородном дутье под дав- лением 15,3 53,4 23,1 2,7 2,9 2,3 0,3 0,576 15,70
Доменный — з,о 30,0 — 9,0 58,0 — 1,283 4,10
18
В табл. 1.2 приведены составы искусственных газов.
Сланцевый газ получают путем термической переработки горю-
чих сланцев в камерных печах, целью которой является получение
ряда химических продуктов и газового топлива. После очистки от
примесей сланцевый газ используется в качестве топлива в чистом
виде или в смеси с природным. Для сланцевого газа характерно
высокое содержание диоксида углерода.
Генераторный газ является продуктом термической переработки
твердого топлива в присутствии окислителя, в результате которой
вся горючая масса топлива переходит в газовую фазу. Процесс пере-
работки осуществляется в газогенераторах, а в качестве окислителя
могут использоваться воздух, кислород, водяной пар или диоксид
углерода. В зависимости от способа дутья образуются различные гене-
раторные газы. Если процесс переработки идет под атмосферным дав-
лением, то получают бедные генераторные газы, называемые сме-
шанными, с теплотой сгорания 4,18... 6,28 МДж/м3. При газифика-
ции под давлением до 1960 кПа и парокислородном дутье получают
генераторный газ с теплотой сгорания 14,65... 16,75 МДж/м3.
Доменный газ получают при выплавке чугуна в доменных печах
как побочный продукт. Процесс образования доменного газа свя-
зан с взаимодействием углерода, выделяющегося из кокса, с ду-
тьем и реакциями восстановления железных руд. Состав доменного
газа зависит от условий дутья: влажности, температуры подогре-
ва, степени обогащения кислородом и использования в качестве
добавки природного газа. Количество доменного газа, образующе-
гося на 1 т выплавляемого чугуна, составляет 2200...3200 м3.
Твердые горючие ископаемые используются как энергетичес-
кое топливо, их также подвергают термохимической переработке
для получения горючих газов.
При нагревании твердого топлива без доступа воздуха, т. е. при
сухой перегонке, органическая масса его разлагается с образова-
нием газообразных, жидких и твердых продуктов. При нагревании
топлива до 150... 160 °C из него выделяются гигроскопическая вла-
га и газы, заключенные в парах. Газовыделение начинается при
температуре 240...260 °C, а выделение жидких продуктов (смолы)
при 270... 350 °C. Критическим интервалом разложения топлива яв-
ляется температура 350...450 °C, когда интенсивно выделяются смо-
ла, вода и газы.
Выделение смолы заканчивается при 500...550 °C, при дальней-
шем нагревании происходит термическое разложение вещества.
В зависимости от температуры, при которой происходит сухая пе-
регонка, различают:
термическое разложение твердого топлива при 500...600°C —
низкотемпературное коксование, или полукоксование;
термическое разложение твердого топлива при 950... 1100 °C —
высокотемпературное коксование, или коксование.
19
Продуктами разложения при этом являются газ, вода, смола и
твердый остаток.
Продуктами полукоксования называют: первичный газ (или газ
полукоксования), первичная смола (или смола полукоксования)
и твердый остаток (или полукокс). Продукты коксования называ-
ют: высокотемпературный (или коксовый) газ, каменноугольная
(или коксовая) смола и твердый остаток (или кокс).
С повышением температуры глубина разложения органическо-
го вещества — угля увеличивается, следовательно, выход твердого
Рис. 1.11. Упрощенная принципиальная схема полукоксования угля
20
остатка и смолы уменьшается, а выход газа увеличивается. Пер-
вичная смола и полукокс в условиях коксования (1000 °C) подвер-
гаются дальнейшему разложению с сильным газообразованием.
Принципиальная технологическая схема полукоксования топ-
лива приведена на рис. 1.11. Подготовленное к переработке сырье
поступает в печь, в которой оно нагревается до заданной темпера-
туры без доступа воздуха и подвергается парогенетическому разло-
жению. Парогазовая смесь из образовавшихся продуктов разложе-
ния подвергается конденсации, вследствие чего она разделяется
на воду, первичную смолу и первичный газ. Твердый остаток —
полукокс удаляется из печи. Первичный газ после конденсации
проходит через установку улавливания газового бензина, а газ,
предназначенный для использования в быту, — через установку
очистки от серы, где происходит улавливание сероводорода.
Коксование как процесс термохимической переработки углей
возникло в результате развития металлургической промышленно-
сти, в частности доменного процесса.
Основной целью высокотемпературного коксования является
получение металлургического топлива — кокса. При этом также
получают высококалорийный коксовый газ, коксовую смолу и ряд
других химических продуктов.
Подготовленную к коксованию угольную шихту загружают че-
рез загрузочные люки в раскаленную камеру коксовой печи, где
затем нагревают до 1300... 1400 °C. При этом сначала из шихты ис-
паряется влага, затем при температуре 350... 500 °C уголь переходит
в пластическое состояние, при 500...600°C — в стадию полукокса,
а при 600... 1000 °C — в кокс.
Упрощенная схема перехода угля в кокс приведена на рис. 1.12.
При дальнейшем прогревании угля и повышении температуры
до 1000... 1100°C пары смолы и газа разлагаются с образованием
водорода и метана.
Таким образом, загруженный в коксовую печь уголь, подверга-
ясь в течение 13... 16 ч высокотемпературному нагреву, разлагает-
Рис. 1.12. Упрощенная схема перехода угля в кокс
21
qS
S
ж
X
I----------------- °e О
[Поглотительное масло
s
I
- —
<4-° Пиридин фармацевтические
" “ препараты____________
Лизол
[ Антисептика А
Толуол
О ПЛ ИВО
ители
раство
Топливо
препараты
Пек
Чер^
Кокс крупный
Л/ет
ОВ — отравляющие вещества
[холодильное дело
се^°5
о”
22®*2родный
кокс
ВВ — взрывчатые вещества
Рис. 1.13. Схема использования продуктов коксования угля
и поглотительное масло v
1 Антрацен
Сырой газ
Растворители \
5
ся с образованием в камере твердого остатка — кокса и летучих
продуктов коксования (рис. 1.13), которые непрерывно отсасыва-
ются из печи.
Неохлажденный и освобожденный от смолы и воды коксовый
газ, называемый серым или прямым, содержит 7... 10 г/м3 аммиа-
ка, 30... 40 г/м3 бензольных углеводородов, 5... 20 г/м3 сероводоро-
да и 0,1... 1 г/м3 цианистых соединений. Указанные продукты из-
22
влекаются из коксового газа, так как являются ценными для пере-
работки, но оказывают вредное влияние на человека.
Основным показателем, характеризующим природу угля, явля-
ется выход летучих веществ, с увеличением количества которых
выход кокса уменьшается.
Средний состав коксового газа: Н2 — 57 %, СН4 — 25 %, СтН„ —
2,5 %, СО — 6,5 %, СО2 — 2 %, О2 — 0,3 %, N2 — 5,7 %. Плотность
газа 0,47 кг/м3, низшая теплотворная способность 19000 кДж/м3.
Если нагревать твердое топливо до высоких температур в при-
сутствии кислорода (воздуха), оно почти полностью преобразует-
ся в газообразные продукты. При этом процесс нагревания про-
должают до получения смеси газов, способных гореть, т. е. до полу-
чения горючих газов. Процесс превращения горючей массы твер-
дого топлива в горючие газы, осуществляемый при высоких тем-
пературах в присутствии кислорода (воздуха), называется газифи-
кацией. Конечными продуктами газификации являются горючий
газ, зола и шлаки. При газификации твердого топлива происходит
неполное его горение с образованием горючего газа, состоящего в
основном из оксида углерода, т. е. продукта неполного горения ос-
новного элемента топлива — углерода. Если в газогенератор кроме
Рис. 1.14. Схематичный разрез газогенератора:
1 — топливо; 2 — шахта; 3 — огнеупорный кирпич; 4 — колосниковая решетка; 5 —
трубопровод для производства дутья; 6 — отвод
23
кислорода (воздуха) подавать пар, то в нем будут происходить
процессы образования водорода, метана и других газообразных
продуктов.
Газогенератор (рис. 1.14) представляет собой шахту 2, футеро-
ванную огнеупорным кирпичом 3, в которую сверху загружается
твердое топливо 7, а снизу производится дутье. Для поддержания
слоя топлива в нижней части газогенератора имеется колоснико-
вая решетка 4, а для вывода газообразных продуктов в верхней
части устроен отвод 6. Загруженное в газогенератор топливо нахо-
дится на колосниковой решетке, под которую подается дутье (воз-
дух и пар) и которая при горении топлива накаляется до высоких
температур. Пройдя шлаковую подушку и нагревшись, элементы
дутья поступают в слои раскаленного топлива, где содержащийся
в них кислород вступает в реакцию с углеродом с образованием
оксида и диоксида углерода. При этом диоксид углерода получает-
ся больше, чем оксид. Водород топлива при взаимодействии с кис-
лородом элементов дутья образует воду, которая в парообразном
состоянии вместе с другими газообразными продуктами поднима-
ется вверх через слой топлива.
При подъеме парогазовой смеси выше через слой раскаленного
топлива и соприкосновении с ним диоксид углерода и водяной
пар преобразуются в оксид углерода и водород, т.е. в основные
горючие компоненты генераторных газов. При дальнейшем движе-
нии парогазовой смеси вверх соприкасающееся с ней топливо под-
вергается термическому разложению при отсутствии кислорода,
т. е. сухой перегонке с образованием газа, паров смолы и воды.
Топливо, опускаясь вниз, постепенно превращается в полукокс,
а затем в кокс, который в нижней части камеры подвергается га-
зификации. Смесь генераторного газа и продуктов процесса разло-
жения, проходя через верхние слои топлива, загруженного в газо-
генератор, еще достаточно нагрета, чтобы производить его сушку.
При движении топливо и продукты его разложения проходят
четыре зоны: подсушки, сухой перегонки, газификации (или вос-
становления) и горения с образованием шлака.
Газогенераторные газы в зависимости от характера дутья разде-
ляют на воздушные (воздушное дутье), водяные (паровое, т.е. во-
дяное дутье), смешанные (воздушное и паровое дутье), парокис-
лородные (паровое и кислородное дутье).
Глава 2
ГАЗОВЫЕ СЕТИ ГОРОДОВ И НАСЕЛЕННЫХ
ПУНКТОВ. НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
2.1. Классификация газопроводов
В системах газоснабжения в зависимости от давления транспор-
тируемого газа различают:
газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление
газа свыше 0,6 до 1,2 МПа);
газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление
газа свыше 0,3 до 0,6 МПа);
газопроводы среднего давления (рабочее давление газа свыше
0,005 до 0,3 МПа);
газопроводы низкого давления (рабочее давление газа в преде-
лах 0,005 МПа).
Газопровод является важным элементом системы газоснабже-
ния, так как на его сооружение расходуется 70—80% всех капи-
тальных вложений. При этом 80 % от общей протяженности при-
ходится на газопроводы низкого давления и 20 % — на газопрово-
ды среднего и высокого давлений.
Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жи-
лым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым пред-
приятиям. Газопроводы среднего давления через газорегуляторные
пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а
также промышленные и коммунально-бытовые предприятия. По
газопроводам высокого давления газ поступает в ГРП промыш-
ленных предприятий и газопроводы среднего давления. Связь меж-
ду газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП
и газорегуляторную установку (ГРУ).
В зависимости от расположения газопроводы делятся на наруж-
ные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и
внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а так-
же на подземные (подводные) и надземные (надводные).
В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопро-
воды подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы,
вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.
Распределительными являются наружные газопроводы, обес-
печивающие подачу газа от источников газоснабжения до газо-
25
проводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего дав-
лений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.
Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения
к распределительному газопроводу до отключающего устройства
на вводе.
Вводным газопроводом считают участок от отключающего уст-
ройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.
Межпоселковыми являются распределительные газопроводы,
прокладываемые вне территории населенных пунктов.
Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода
или вводного газопровода до места подключения газового прибора
или теплового агрегата.
В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на
металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэти-
леновые).
Различают также трубопроводы с природным и сжиженным уг-
леводородным газами.
По принципу построения системы газопроводов делятся на коль-
цевые, тупиковые и смешанные. В тупиковых газовых сетях газ по-
ступает потребителю в одном направлении, т.е. потребители име-
ют одностороннее питание.
В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых
контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям
по двум или нескольким линиям.
Надежность кольцевых сетей выше тупиковых. При проведении
ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по-
требителей, присоединенных к данному участку.
В систему газоснабжения входят распределительные газопрово-
ды всех давлений, газораспределительные станции (ГРС) и газо-
Рис. 2.1. Схема одноступенчатой системы распределения газа:
1 — магистральный газопровод; 2 — газораспределительная станция; 3 — кольце-
вой газопровод; 4 — ответвления к потребителям; 5 — тупиковый газопровод
26
1
2
Рис. 2.2. Схема двухступенчатой системы распределения газа:
/ — магистральный газопровод высокого давления; 2 — ГРС; 3 — крупные потре-
бители газа; 4 — городские ГРП, питающие газопроводы низкого давления; 5 —
газопроводы высокого и среднего давлений; 6 — кольцевые газопроводы низкого
давления; 7 — ответвления к потребителям; 8 — тупиковый газопровод низкого
давления; 9 — тупиковый газопровод среднего давления
регуляторные пункты. Все элементы систем газоснабжения долж-
ны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потреби-
телям.
В зависимости от числа ступеней давления газа в газопроводах
системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на
одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.
Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают пода-
чу газа потребителям по газопроводам только одного давления,
как правило, низкого (рис. 2.1).
Двухступенчатые системы газоснабжения (рис. 2.2) обеспечи-
вают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам
среднего и низкого или высокого и низкого давлений.
Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять
распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низ-
кого, среднего и высокого давлений.
Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас-
пределение газа по газопроводам высокого 1 категории (до 1,2 МПа),
высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низ-
кого (до 500 даПа) давлений.
Выбор системы газоснабжения зависит от характера планиров-
ки и плотности застройки населенного пункта.
27
2.2. Устройство подземных, надземных и наземных
газопроводов. Условия прокладки труб в грунте
Устройство подземных газопроводов. Система газоснабжения
должна быть надежной и экономичной, что определяется правиль-
ным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния
до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия,
наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а
также от рельефа местности.
Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не
менее 0,8 м. В местах, где не предусматривается движение транс-
порта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.
Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и ка-
мер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.
Допускается укладка двух и более газопроводов в одной тран-
шее на одном или разных уровнях. При этом расстояние между
газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и
ремонта.
Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех
давлений и другими подземными сооружениями и коммуникаци-
ями должно составлять:
при пересечении водопровода, канализации, водостока, кана-
лов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м;
электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не
менее 0,5м;
электрокабелей маслонаполненных (на ПО... 220 кВ) — не ме-
нее 1,0 м.
Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и элек-
трокабелем при прокладке их в футлярах. При этом концы футляра
электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок
пересекаемого газопровода.
При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей,
каналов с переходом над или под ними следует предусматривать
прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны
от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку
физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах
пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок
этих сооружений.
Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах ус-
танавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой
коммуникации или сооружения.
Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий
заключают в футляры диаметром не менее чем на 100...200 мм
больше диаметра газопровода.
Устройство надземных и наземных газопроводов. Надземные га-
зопроводы прокладывают на отдельно стоящих опорах, эстакадах
28
и колоннах. Газопроводы с рабочим давлением до 0,6 МПа допус-
кается также прокладывать по стенам производственных зданий с
помещениями категории безопасности В...Д, газопроводы с дав-
лением до 0,3 МПа — по стенам общественных зданий и жилых
домов не ниже III, Ша степеней огнестойкости, а газопроводы
низкого давления — по стенам общественных зданий и жилых до-
мов IV и V степеней огнестойкости.
Надземные газопроводы проектируют с учетом компенса-
ции продольных деформаций по фактически возможным тем-
Таблица 2.1
Минимальные расстояния по горизонтали от надземных газопроводов,
проложенных на опорах, до различных зданий и сооружений, м
Здания и сооружения Рабочее давление газопровода
Низ- кое Сред- нее Высокое II кате- гории Высокое I кате- гории
Производственные и складские здания с помещениями категорий А и Б 5 5 5 10
То же, категорий В, Г и Д — — — 5
Жилые и общественные здания I и Ша степеней огнестойкости — — 5 10
То же, IV и V степеней огнестойкости — 5 5 10
Открытые склады легковоспламеня- ющихся и горючих жидкостей и склады горючих материалов, расположенные вне территории промышленных предприятий 20 20 40 40
Железнодорожные и трамвайные пути (до ближайшего рельса) 3 3 3 3
Подземные инженерные сооружения: водопровод, канализация, тепловые сети, телефонные кабели, электрические кабельные блоки (от края фундамента опоры газопровода) 1 1 1 1
Дороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подошвы насыпи) 1,5 1,5 1,5 1,5
Ограда открытого распределительного устройства и открытой подстанции 10 10 10 10
Примечание. Прочерк означает, что расстояние не нормируется.
29
пературным условиям работы, а в случае, когда не обеспечивает-
ся самокомпенсация, — с учетом установки компенсатора.
Высоту прокладки принимают с учетом возможности его ос-
мотра и ремонта.
Под оконными проемами и балконами жилых и общественных
зданий газопроводы не должны иметь разъемных соединений.
Минимальные расстояния по горизонтали от газопроводов,
проложенных на опорах, до зданий и сооружений приведены в
табл. 2.1. Расстояния между надземными газопроводами и трубо-
проводами другого назначения при их совместной прокладке и
пересечении принимают следующими:
при диаметре газопровода до 300 мм — не менее диаметра газо-
провода, но не менее 100 мм;
при диаметре более 300 мм — не менее 300 мм.
При пересечении с воздушными линиями электропередачи на-
земные газопроводы размещают ниже этих линий, причем мини-
мальные расстояния по вертикали между ними зависят от напря-
жения:
Напряжение ЛЭП, кВ.... до 1 20 35... ПО 150 220 330 500
Расстояние, м....... 1 3 4 4,5 5 6 6,5
Прокладка газопроводов по железнодорожным и автомобиль-
ным мостам осуществляется таким образом, чтобы исключить воз-
можность скопления газа в случае его утечки в конструкциях моста.
Газопроводы, подвешиваемые к мостам, должны выполняться из
стальных бесшовных или прямошовных труб, изготовленных элек-
тродуговой сваркой, и иметь компенсирующие устройства.
Газопроводы, проложенные по металлическим и железобетон-
ным мостам, плотинам и другим гидротехническим сооружениям,
должны быть электроизолированы от металлических частей.
Расстояние между опорами надземных газопроводов определя-
ется расчетом. Узлы и детали крепления газопроводов выполняют-
ся по рабочим чертежам типовых конструкций.
2.3. Переходы газопроводов через препятствия
Переходы через овраги и водные пути. Пересечение газопрово-
дами водных преград осуществляется несколькими способами:
подвеской к конструкциям существующих мостов;
строительством специальных мостов;
использованием несущей способности самих труб с устрой-
ством из них арочных переходов;
выполнением подводного перехода — дюкера.
Наиболее простой и экономичной является подвеска газопро-
водов к конструкциям существующих автострадных или пешеход-
ных металлических и железобетонных мостов. Но этот способ при-
30
Рис. 2.3. Подвеска газопровода под железобетонным мостом:
I 1 — газопровод; 2 — окраска или изолирующее покрытие; 3 — регулируемая
подвеска
(меняется редко из-за отсутствия мостов в необходимых для вы-
। полнения переходов местах. Кроме того, он не обеспечивает усло-
вий безопасности, особенно при прокладке газопроводов высоких
давлений.
। Подвеска к конструкциям существующих мостов обеспечивает
[свободный доступ к газопроводам для осмотра и ремонта, ком-
। пенсацию деформаций, возникающих из-за резкого суточного и
? сезонного колебаний температур наружного воздуха, и безопасное
i рассеивание в атмосфере возможных утечек газа (рис. 2.3).
, Сооружать специальные мосты для прокладки газопроводов
целесообразно через реки, для которых характерны быстрое тече-
I ние, частые и бурные паводки, неустойчивые русло и берега, с
; целью одновременного использования этих мостов для пешеход-
; ного и автомобильного транспорта. Наиболее экономичными яв-
। ляются арочные переходы, выполненные из самих газопроводных
труб, с опорными системами, заделанными в береговые бетонные
устои (рис. 2.4).
В городах наибольшее распространение получила прокладка га-
зопроводов под водой (рис. 2.5). Выбор трассы для подводных пере-
ходов согласуется со схемой газоснабжения города и с необходи-
мостью обеспечения удобства и безопасности эксплуатации со-
оружений. Трассу дюкера необходимо располагать на прямолиней-
ном участке реки под углом 90° к нему. Число ниток перехода за-
висит от степени его ответственности. Если переходы входят в си-
31
Рис. 2.4. Схема трубчатой арки
стему основных газопроводов, то число ниток в них должно быть
не менее двух. Пропускная способность каждой нитки должна со-
ставлять не менее 70 % от пропускной способности подводящих
газопроводов. Двухниточными выполняют переходы, через кото-
рые получают газ отдельные промышленные предприятия, для ко-
торых перерывы в его подаче грозят остановкой.
Однониточные переходы применяются в кольцевых системах
газоснабжения в том случае, если при их ремонте потребители
могут получать газ из других газопроводов, а также при подаче газа
отдельным потребителям, способным без значительного ущерба
перейти на другие виды топлива.
Глубину заложения дюкеров в грунте на неразмываемых участ-
ках судоходных рек принимают не менее 1 м, а на несудоходных —
не менее 0,3 м. Для обеспечения устойчивого положения дюкеров
Рис. 2.5. Схема подводного перехода — дюкера:
1 — основной газопровод; 2 — дюкер; 3 — балластировочные грузы;
4 — колодцы с отключающими задвижками
32
К на дне водоема их снабжают грузами, придающими газопроводам
К отрицательную плавучесть.
# Подводные переходы, по которым транспортируют влажный
* газ, для обеспечения стока конденсата прокладывают с уклоном в
>' сторону одного или обоих берегов в зависимости от ширины вод-
' ной преграды. При этом в низших точках переходов устанавливают
сборники конденсата, снабженные трубками, выведенными на бе-
реговую поверхность под ковер, для удаления жидкости с помо-
! щью насосов или вакуум-цистерн.
Переходы через железнодорожные, трамвайные пути и автомо-
бильные дороги. Способ выполнения перехода газопроводов через
к железнодорожные, трамвайные пути и автомобильные дороги вы-
c. бирают в зависимости от местных условий и экономической целе-
ь сообразности.
Пересечения газопроводов с железнодорожными, трамвайны-
*' ми путями и автомобильными дорогами выполняют под углом 90 °.
К. Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечения с
В. железнодорожными, трамвайными путями и автомобильными до-
В рогами прокладывают в стальных футлярах, концы которых уп-
В лотняют. При этом на одном конце футляра устанавливают конт-
В рольную трубку, выходящую под защитное устройство.
К При вынужденном пересечении стенок канализационных и дру-
В гих коллекторов или туннелей (рис. 2.6) газопроводы низкого и
К среднего давлений прокладывают в изолированных футлярах, не
Ж имеющих соединений внутри пересекаемых сооружений. Концы этих
В футляров выводят не менее чем на 0,5 м за пределы крайних сте-
нок сооружений. Пересечение газопроводами высоких давлений
И коллекторов различного назначения недопустимо.
Рис. 2.6. Схема пересечения газопроводом коллектора или колодца:
1 — газопровод; 2 — футляр с сальником; 3 — контрольная трубка; 4 — ковер
В. А. Жила 33
2.4. Трубы для газопроводов
При строительстве газопроводов применяют, как правило, сталь-
ные трубы. В последнее время для подземных газопроводов широко
используют полиэтиленовые и винипластовые трубы.
Например, полиэтиленовые трубы применяют для подземных
межпоселковых газопроводов с давлением до 0,6 МПа и подзем-
ных газопроводов с давлением до 0,3 МПа, прокладываемых на
территории сельских населенных пунктов.
При строительстве систем газоснабжения используют стальные
прямошовные, спиральношовные и бесшовные трубы, изготов-
ленные из хорошо сваривающейся стали, содержащей не более
0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
Для подземных и наземных газопроводов используют трубы с
толщиной стенки не менее 3 мм, а для наружных надземных и
наземных газопроводов — не менее 2 мм.
Выбор стальных труб для конкретных условий строительства
систем газоснабжения производят в соответствии с табл. 2.2.
По способу изготовления стальные трубы делятся на сварные
(прямо- и спиральношовные) и бесшовные (тепло-, горяче- и хо-
лоднодеформированные).
Соединяются стальные трубы сваркой, при этом сварочное со-
единение должно быть равнопрочным с основным металлом труб.
Импульсные газопроводы для присоединения контрольно-из-
мерительных приборов и приборов автоматики изготавливаются
из стальных труб, рассчитанных на соответствующие давления.
Однако для их подключения допускается применять медные, круг-
лые, тянутые и холоднокатаные трубы общего назначения.
При эксплуатации установок, использующих газовое топливо,
применяют гибкие газопроводы, например на газонаполнитель-
ных станциях (ГНС), при сливе газа из железнодорожных цис-
терн, наполнении газом автоцистерн, сливе газа в групповые ре-
зервуарные установки и замене баллонов. В отличие от стальных
газопроводов, резиновые и резинотканевые рукава обеспечивают
безаварийную работу на более короткий срок, так как с течением
времени физические и механические свойства резины и ткани из-
меняются, причем такое свойство резины, как эластичность, мо-
жет быть полностью утрачено.
Резиновые и резинотканевые рукава должны иметь на обоих
концах специальные приспособления для присоединения к трубо-
проводам и штуцерам сосудов и аппаратов.
На рис. 2.7 показан способ заделки рукавов со штуцерами при
помощи зажимной обоймы 3 и ниппеля 2, на котором находится
накидная гайка 7. Хвостовик ниппеля 2 выполнен в виде конуса и
резьбовой части, при помощи которой он соединяется с обоймой
3. При монтаже шланг 4 ввинчивается в наконечник обоймы 3 до
34
i Таблица 2.2
; Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов,
прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха
не ниже -40 °C, а также подземных и внутренних газопроводов, которые
не охлаждаются ниже -40 °C
Тип труб (стандарт) Марка стали (стандарт) Наружный диаметр трубы, мм
1. Электросварные прямошовные (ГОСТ 10705—80 группа В и ГОСТ 10704-91) ВСт2сп, ВСтЗсп не менее 2-й категории (ГОСТ 380-88); СтЮ, Ст15, Ст20 (ГОСТ 1050-88) 10...530
s 2. Электросварные ! (ТУ 14-3-943-80) ВСтЗсп не менее 2-й категории (ГОСТ 380-88); СтЮ (ГОСТ 1050-88) 219...530
। 3. Электросварные прямошовные и спиральношовные для магистра- ; льных газонефтепроводов (ГОСТ ; 20295-85) ВСтЗсп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88; СтЮ, 15, 20 ГОСТ 1050-88 По ГОСТ 20295-85
; 4. Электросварные прямошовные > (ГОСТ 10706—76 группа В ! И ГОСТ 10704-91) ВСт2сп, ВСтЗсп не менее 2-й категории (ГОСТ 380-88) 630... 1220
! 5. Электросварные |спиральношовные (ГОСТ 8696—74 |группа В) ВСт2сп, ВСтЗсп не менее 2-й категории (ГОСТ 380-88) 159... 1220
|б. Бесшовные горячедеформи- |рованные (ГОСТ 8731—87 группы В и Г и ГОСТ 8732-78) СтЮ, Ст20 (ГОСТ 1050-88) 45 ...325
7. Бесшовные холоднодеформи- I рованные и теплодеформирован- ные (ГОСТ 8733—87 группы В и Г |И ГОСТ 8734-75) СтЮ, Ст20 (ГОСТ 1050-88) 10...45
|8. Электросварные спирально- |шовные (ТУ 14-3-808-78) ТУ 14-3-808-78 530... 820; 1020; 1220
|9. Бесшовные горячедеформиро- |ванные (ТУ 14-3-190—82 — только |для тепловых электростанций) СтЮ, Ст20 (ГОСТ 1050-88) 57... 426
. Примечания: 1. Трубы, указанные в пп. 6 и 7, применяют, как правило,
Ля жидкой фазы сжиженных углеводородных газов.
2. Для тепловых электростанций трубы из Ст20 применяют в районах с расчет-
Юй температурой до —30 °C.
35
Рис. 2.7. Пример соединения резиновых рукавов с металлической
оплеткой:
1 — накидная гайка; 2 — ниппель; 3 — зажимная обойма; 4 — шланг
упора, после чего ввинчивается ниппель 2, который своим кони-
ческим хвостовиком вминает шланг в канаву резьбы наконечника
и уплотняет соединение.
Для строительства подземных газопроводов широко применя-
ются полиэтиленовые трубы, которые имеют ряд преимуществ по
сравнению со стальными:
высокую коррозионную стойкость почти во всех кислотах (кро-
ме органических) и щелочах, что исключает необходимость изо-
ляции их и электрохимической защиты;
незначительную массу, что обеспечивает снижение транспорт-
ных расходов, а также трудозатрат при их монтаже;
повышенную пропускную способность (приблизительно на 20 %)
благодаря гладкости их поверхности (эквивалентная шероховатость
стенки стальной трубы равна 0,01 см, а полиэтиленовой — 0,002);
достаточно высокую прочность при достаточных эластичности
и гибкости.
К недостаткам полиэтиленовых труб следует отнести: горючесть;
повышенную окисляемость при нагревании; деструкцию матери-
ала при температурах выше 30 °C; изменение свойств под воздей-
ствием прямых солнечных лучей; высокий коэффициент линейно-
го расширения (при 20...30°C к = 0,000221/°C); усталостные про-
цессы (релаксационное разуплотнение).
Отечественная промышленность для газопроводов изготавли-
вает трубы из полиэтилена с минимальной длительной прочно-
стью MRS 8,0 (ПЭ80) и 10,0 (ПЭ100) МПа.
Трубы из ПЭ80 — полиэтилена средней плотности (0,935...
0,940 г/см3) — обладают повышенной длительной прочностью и
стойкостью к растрескиванию, а также достаточной эластичнос-
тью. Эти трубы применяют для строительства газопроводов низко-
го, среднего и высокого II категории (< 0,6 МПа) давлений.
Полиэтиленовая труба (в том числе профилированная) харак-
теризуется стандартным размерным отношением ее номинального
наружного диаметра к номинальной толщине стенки (SDR), ко-
36
торое определяется в зависимости от давления в газопроводе, марки
полиэтилена и коэффициента запаса прочности:
SDR =
2MRS !
МОР с
где MRS — показатель минимальной длительной прочности поли-
этилена, использованного для изготовления труб и соединитель-
ных деталей, МПа; МОР — максимальное рабочее давление газа
для данной категории газопроводов, МПа; с — коэффициент за-
паса прочности, выбираемый в зависимости от условий работы
газопровода по нормативным документам.
Применение длинномерных полиэтиленовых труб заметно сни-
жает по сравнению с использованием мерных труб число сварных
соединений, т.е. позволяет сокращать время монтажа. В настоящее
время получили распространение два способа соединения поли-
этиленовых труб: сварка встык с помощью электронагревательно-
го инструмента и посредством использования муфт с закладными
электронагревательными спиралями. Второй способ сварки надеж-
нее первого, однако высокая стоимость муфт с термоэлементами
делает его экономически невыгодным для соединения полиэтиле-
новых труб мерной длины, в частности для труб диаметром свыше
200 мм, которые выпускаются только отрезками.
При строительстве газопроводов из полиэтиленовых труб зна-
чительно сокращаются объем земляных работ и продолжительность
строительства, так как трубопровод разматывается с барабана и
укладывается непосредственно в траншею.
Гибкость и эластичность полиэтилена позволяют применять
трубы из него при прокладке газопроводов методом направленно-
го бурения, т.е. когда возможны изменения направления трассы и
ее изгибы большого радиуса. Способность полиэтиленовых труб
удлиняться под нагрузкой (относительное удлинение при разрыве
составляет не менее 350 %) обеспечивает возможность их исполь-
зования в неустойчивых грунтах, т.е. в районах, подверженных сей-
смической опасности, и в проседающих горных породах, а также в
пучинистых грунтах.
В последнее время в ряде регионов страны, в которых массовое
строительство газопроводов осуществлялось 40 лет назад, остро
встает вопрос о их реконструкции. Восстанавливать изношенные
Трубопроводы обычным методом — заменой старых стальных труб
на новые — не представляется возможным. Поэтому в настоящее
время применяют технологию восстановления малонадежных под-
земных стальных газопроводов путем размещения в них полиэти-
леновых труб меньшего диаметра. В этом случае старая металличес-
Тсая труба выполняет роль футляра, защищающего полиэтилено-
вый газопровод от механических воздействий и повышающего тем
37
самым надежность сети. Но в связи с тем, что внутренний диаметр
нового полиэтиленового газопровода при этом становится мень-
ше, чем внутренний диаметр заменяемого металлического трубо-
провода, возникает вопрос о повышении давления в газовой сети.
Одно из основных преимуществ такой технологии ремонта —
малый объем земляных работ, так как в этом случае котлованы для
монтажа отрываются только в начале и конце восстанавливаемого
участка трубопровода, длина которого может достигать 200 м. При
использовании этого метода восстановления обеспечивается воз-
можность полного или частичного отказа от электрохимической
защиты газопровода, увеличивается срок его службы, повышают-
ся ремонтопригодность и удобство обслуживания.
Существуют методы реконструкции газопроводов с использо-
ванием полиэтиленовых труб большего наружного диаметра, чем
внутренний диаметр стальных труб, с предварительным обжатием
их термическим или термомеханическим способом. В первом слу-
чае внутри реконструируемого стального газопровода протягива-
ют длинномерную полиэтиленовую трубу, диаметр которой не-
сколько превышает диаметр стальной трубы. Технология этого ме-
тода реконструкции предусматривает предварительный нагрев по-
лиэтиленовой трубы до определенной температуры перед протяж-
кой через специальное калибровочное устройство, которым она
сжимается до диаметра меньшего, чем восстанавливаемый газо-
провод. Когда полиэтиленовая труба остывает, она принимает свою
первоначальную форму, плотно прилегая к внутренним стенкам
стального газопровода.
Во втором случае полиэтиленовой трубе термомеханическим
способом придают форму буквы U, сильно уменьшающую ее по-
перечное сечение, и наматывают на барабан для транспортирова-
ния, с которого затем ее протягивают с помощью лебедки в ста-
рой трубе. Протянутая через восстанавливаемый участок газопро-
вода полиэтиленовая труба обрезается и с обеих сторон закрыва-
ется специальными задвижками. Затем в трубопровод подается
сжатая паровоздушная смесь, под действием которой полиэтиле-
новая труба расширяется и расправляется до своей первоначаль-
ной формы, плотно прилегая при этом к стенкам газопровода.
Преимуществом этих методов реконструкции газопроводов по
сравнению со свободной протяжкой полиэтиленовых труб являет-
ся небольшое изменение их внутреннего диаметра, а так как при
этом уменьшается шероховатость стенок трубы, пропускная спо-
собность газопроводов практически не изменяется.
Для восстановления работоспособности старых стальных газо-
проводов применяют также технологию «Феникс», по которой на
надлежащем ремонту участке, предварительно отключенном и очи-
щенном, в трубу вводят тканевый шланг, сплетенный из нейлоно-
вых и полиэфирных нитей с наружной поверхностью, покрытой
38
специальным клеем. Свойства полиэфирных и нейлоновых нитей и
специальная технология изготовления определяют способность шлан-
га растягиваться в радиальном направлении, обеспечивая плотное
прилегание его наружной поверхности, покрытой клеем, к внут-
ренней поверхности трубы под воздействием паровоздушной сме-
си.
Применение этого вида ремонта газопровод, особенно при пе-
ресечении им важных автомагистралей, железных дорог и водных
преград, дает значительный экономический эффект, сокращает
сроки работ, повышает надежность и безопасность эксплуатации
восстановленных участков.
2.5. Запорные устройства
К запорным устройствам относятся трубопроводная арматура
(краны, задвижки, вентили), гидравлические задвижки и затво-
ры, а также быстродействующие (отсечные) устройства с пневма-
тическим или магнитным приводом.
Запорные устройства должны обеспечивать:
герметичность отключения;
минимальные потери давления в открытом положении;
удобство обслуживания и ремонта.
Принципиальные схемы работы различных запорных устройств
приведены на рис. 2.8.
Запирающий орган (затвор) крана (см. рис. 2.8, а) представляет
собой пробку, вращающуюся в корпусе вокруг своей оси. В шаро-
вых кранах пробка имеет шарообразную форму, а в остальных —
.форму усеченного конуса. Имеющиеся в пробке сквозное отвер-
стие в шаровых кранах круглое, а в остальных — шелевидное. Для
полного открытия пробку необходимо повернуть на 90 °.
Проход в задвижке (см. рис. 2.8, б) перекрывается затвором, име-
ющим форму плоского диска или клина и передвигающимся в
плоскости, перпендикулярной направлению движения газа. Для
Полного открытия затвор выдвигают на расстояние, равное услов-
ному диаметру прохода Dy.
Вентильный затвор (см. рис. 2.8, в) перемещается вдоль оси сед-
ла, и для полного открытия его достаточно поднять на 1/4 Dy.
В гидрозатворе и гидравлической задвижке (см. рис. 2.8, г, д)
атвором служит вода, высота столба которой Н = h2-hi должна
гревышать максимальное давление (300 мм вод. ст.) в газопроводе.
Привод к затворам запорных устройств может быть ручным,
(еханическим, пневматическим и гидравлическим, электричес-
ким и электромагнитным.
На газопроводах наиболее часто используют краны и задвиж-
34, значительно реже — вентили с ручным приводом, гидрозатво-
>ы и гидравлические задвижки.
39
Рис. 2.8. Принципиальные схемы работы запорных устройств:
а — кран; б — задвижка; в — вентиль; г — гидрозатвор; д — гидравлическая
задвижка; 1 — корпус; 2 — запирающий орган; 3 — трубка для заливки воды; 4 —
плунжер
Автоматизация процесса сжигания газа обусловила примене-
ние вентилей и клапанов с электромагнитным приводом.
Арматура и соединительные части трубопроводов характеризу-
ются условным и рабочим давлением.
Под условным давлением (ру) понимается наибольшее избыточ-
ное рабочее давление, при котором обеспечивается длительная
работа арматуры, при температуре среды 20 °C.
Под рабочим (рр) понимается наибольшее избыточное давле-
ние, при котором обеспечивается длительная работа арматуры,
при рабочей температуре проводимой среды.
Под пробным (рпр) понимается избыточное давление, при ко-
тором арматура должна подвергаться гидравлическому испытанию
на прочность и плотность водой при температуре не выше 100 °C.
Запорные устройства, устанавливаемые на газопроводах, дол-
жны соответствовать газовой среде.
В зависимости от условий эксплуатации (давления газа р и тем-
пературы) на газопроводах применяют запорные устройства, из-
готовленные:
из серого чугуна (р < 0,6 МПа; t > -30 °C);
40
бронзы или латуни (р < 0,6 МПа; t > -30 °C);
углеродистой стали (р < 1,6 МПа; t >-40 °C);
легированной стали (р < 1,6 МПа; t < -40 °C).
Краны. Применяемые на газопроводах краны различают по спо-
собу присоединения — муфтовые, цапковые, фланцевые и с кон-
цами под приварку; форме затвора — конические, цилиндриче-
ские и сферические (шаровые); способу уплотнения — натяжные
и сальниковые; проходу в пробке — полнопроходные и суженные;
применению смазки — со смазкой и без нее; приводу — с управ-
лением ручным, гидравлическим, пневматическим и электриче-
ским.
Краны более компактны, чем задвижки и вентили, их уплот-
нительные поверхности меньше подвержены внутренней корро-
зии и эрозии. Конструкция кранов позволяет повышать их герме-
тичность путем смазки уплотнительных поверхностей. К недостат-
кам кранов относят трудность их притирки, возможность заедания
пробки в корпусе и легкую повреждаемость твердыми частицами
запирающих поверхностей. Эти недостатки особенно проявляются
у кранов больших размеров, поэтому при Dy > 80 мм применяют
только краны с уплотняющей принудительной смазкой и шаро-
вые.
Площадь проходного сечения пробки в газовых кранах должна
составлять на менее 0,7 площади условного прохода.
Натяжные краны (рис. 2.9) состоят из корпуса 4, конусной проб-
ки 7, оканчивающейся хвостиком с винтовой нарезкой, натяжной
гайки 3, расположенной на нарезке хвостика пробки, и шайбы 2.
Герметичность между корпусом и пробкой достигается притиркой
Рис. 2.9. Кран натяжной
муфтовый 11Б10бк-1:
7 — конусная пробка; 2 — шайба;
3 — натяжная гайка; 4 — корпус
Рис. 2.10. Кран пружинный
муфтовый 11Б12бк-1:
7 — корпус; 2 — конусная пробка;
3 — крышка; 4 — пружина
41
Рис. 2.11. Кран сальниковый шаро- Рис. 2.12. Кран чугунный со смазкой
вой фланцевый 11ч37п: типа КС и ручным управлением:
1 — болт; 2 — пробка; 3 — фторопласте- 1 — болт; 2, 4 — камеры; 3 — кор-
вые кольца; 4 — корпус; 5 — уплотни- пус; 5 — пробка
тельная прокладка; 6 — регулирующая
гайка
и прижатием их поверхностей друг к другу при помощи натяжной
гайки.
В конструкции муфтовых кранов (рис. 2.10) предусмотрена пру-
жина 4, которая прижимает конусную пробку 2 к уплотнительной
поверхности корпуса 1. Усилие, создаваемое пружиной, регулиру-
ется изменением положения крышки 3, имеющей на поверхности
шлиц. Для поворота пробки в нижней ее части установлена ручка.
Кран шаровой (рис. 2.11) отличается тем, что его пробка 2 име-
ет сферическую форму, а герметичность затвора обеспечивается
двумя фторопластовыми кольцами 3 со сферической рабочей по-
верхностью. Корпус 4 крана состоит из двух частей, соединяющих-
ся с помощью четырех болтов 1 на резиновой уплотнительной про-
кладке 5, благодаря упругости которой достигается необходимый
натяг шаровой пробки. Уплотнение шпинделя сальниковое. Под-
тяжку сальника производят регулирующей гайкой 6.
На газопроводах среднего и высокого давлений диаметром бо-
лее 40 мм устанавливают краны с уплотняющей смазкой. Герме-
тичность таких кранов достигается подачей смазки под давлением
в канавки, имеющиеся на поверхности пробки и корпуса, и в
зазор между конусными уплотняющими поверхностями. Конст-
рукция крана со смазкой типа КС показана на рис. 2.12. Корпус 3 и
пробка 5 такого крана имеют систему канавок, через которые смазка
передается при ввертывании болта 1 из камеры 2 под нижний то-
42
рец пробки в камеру 4. Из-за давления смазки пробка чуть припод-
нята, а образующаяся уплотняющая пленка между корпусом и проб-
кой обеспечивает герметичность затвора и уменьшает трение при
повороте пробки.
Если во время эксплуатации пробка «заедает», то, ввертывая
болт 1, увеличивают давление смазки в камере 4 под пробкой, и
она приподнимается.
Задвижки. По устройству затвора различают задвижки парал-
лельные и клиновые, по устройству подъема затвора — задвижки
с выдвижным и невыдвижным шпинделем, по приводу — задвиж-
ки с ручным, электрическим, пневматическим и гидравлическим
управлением.
В клиновых задвижках боковые поверхности затвора наклонены
к вертикальной оси корпуса. Этим достигается плотное прилега-
ние уплотнительных поверхностей клина и корпуса. Клин таких
задвижек может состоять из двух шарнирно соединенных дисков
или быть сплошным, причем задвижки со сплошным клином бо-
лее просты и надежны в работе. Боковые поверхности клина име-
ют пазы для фиксирования посадки затвора на седло.
Рис. 2.14. Задвижка клиновая
с невыдвижным шпинделем
30ч17бк:
1 — указатель; 2 — стержень; 3 —
крышка; 4 — корпус; 5 — под-
пятник; 6, 7 — диски
Рис. 2.13. Задвижка параллельная
с выдвижным шпинделем 30ч7бк:
1 — резьбовая втулка; 2 — маховик;
3 — шпиндель; 4 — сальниковое уст-
ройство; 5 — крышка; 6 — затвор; 7 —
распорный клин; 8— корпус
43
В задвижках с пневматическим и гидравлическим приводами
вместо резьбового шпинделя применяют шток, а в быстродейству-
ющих задвижках с электроприводом — зубчатую рейку.
В чугунном корпусе 8 параллельной задвижки с выдвижным
шпинделем (рис. 2.13) путь газу перекрывает затвор 6, состоящий
из двух дисков. Перемещение затвора обеспечивается вращением в
резьбовой втулке 1 шпинделя 3, соединенного с маховиком 2. Уп-
лотнение прохода шпинделя через крышку 5 осуществляется саль-
никовым устройством 4. В корпусе задвижки имеются направля-
ющие, по которым перемещаются диски затвора. При опускании
затвора вниз до упора распорный клин 7 упирается в выступ кор-
пуса и, раздвигая диски, прижимает их к уплотнительным повер-
хностям седла корпуса.
Задвижка с невыдвижным шпинделем (рис. 2.14) имеет двух-
дисковый клиновой затвор с шарнирным соединением. Плоское
прилегание дисков 6 и 7 затвора к уплотнительным поверхностям
седла корпуса достигается путем их распора за счет сферической
формы внутренней поверхности клина: сферическая выпуклость внут-
ренней поверхности диска 6 упирается в сферическую вогнутость
подпятника 5, закрепленного винтами на диске 7. Задвижка имеет
указатель 7 положения затвора, включающий в себя стержнь 2, зак-
репленный на крышке 3 корпуса 4.
Вентили. Для вентилей характерны обеспечение хорошей гер-
метичности и небольшой ход тарелки клапана, необходимый для
полного открытия затвора. В то же время применение вентилей
ограничивается гидравлическим со-
противлением.
Плоское основание тарелки кла-
пана (золотника) вентиля имеет уп-
лотнительное кольцо из металла
(баббита), резины или фтороплас-
та. Для ремонта сальника 4 (рис. 2.15)
без прекращения подачи газа по-
требителю вентили имеют верхнее
уплотнение, обеспечивающее от-
ключение сальниковой камеры при
полном подъеме клапана 5. Верх-
няя часть клапана имеет коничес-
кий выступ, который при вывер-
тывании шпинделя 3 до упора вхо-
дит в коническую проточку в
крышке корпуса 6. Сальник 4 тре-
бует периодической набивки. Ходо-
вая гайка жестко крепится в стой-
ке 2 вентиля. Шпиндель 3 при вра-
щении маховика 1 против часовой
Рис. 2.15. Вентиль фланцевый
15кч16п:
1 — маховик; 2 — стойка вентиля;
3 — шпиндель; 4 — сальник; 5 —
клапан; 6 — корпус
44
Таблица 2.3
Обозначения, принятые для маркировки трубопроводной арматуры
Шифр Позиция
10 11 12 13, 14, 15 16 17 18 19 21 22 25 30, 31 32 3 4 5 6 7 8 9 с лс ч кч бр нж а мн п ВЦ к TH СК бр мн нж нт бт р п вп Тип арматуры Кран пробковый спускной Кран для трубопровода Запорное устройство показателя уровня Вентиль Клапан обратный подъемный и приемный с сеткой Клапан предохранительный Клапан редукторный Клапан обратный поворотный Регулятор давления «после себя» и «до себя» Клапан запорный Клапан регулирующий Задвижка Затвор Вид привода Механический с червячной передачей Механический с цилиндрической передачей Механический с конической передачей П невматический Гидравлический Электромагнитный Электрический Материал корпуса Углеродистая сталь Легированная сталь Серый чугун Ковкий чугун Латунь, бронза Коррозионностойкая (нержавеющая) сталь Алюминий Монель-металл Пластмассы (кроме винипласта) Винипласт Фарфор Титан Стекло Материал уплотнительных поверхностей Латунь, бронза Монель-металл Коррозионностойкая (нержавеющая) сталь Нитрированная сталь Баббит Резина Пластмассы (кроме винипласта) Винипласт
45
стрелки поднимается, открывая затвор. Вентили устанавливают так,
чтобы поток газа был направлен под тарелку клапана.
Наиболее широко вентили применяют в установках по регази-
фикации сжиженных углеводородных газов.
Структура маркировки трубопроводной арматуры имеет вид:
хх-УУ ХХХооо, где хх — цифры, обозначающие тип арматуры;
УУ — буквы, обозначающие материал, из которого изготовлен
корпус арматуры; XXX — цифры после букв, обозначающие кон-
структивные особенности изделия и вид привода; ооо — буквы,
обозначающие материал уплотнительных поверхностей. Расшиф-
ровка обозначений маркировки трубопроводной арматуры при-
ведена в табл. 2.3.
Гидравлические затворы. На подземных газопроводах низкого дав-
ления гидрозатворы применяют на ответвлениях (рис. 2.16), со-
единяя с трубами сваркой. Высота запирающего столба воды в гид-
розатворе должна превышать максимальное рабочее давление в га-
зопроводе не менее чем на 200 мм. Так как рабочее давление в
сетях низкого давления не превышает 5 кПа, высоту штуцеров в
гидрозатворах принимают из расчета, что рабочая разность уров-
ней воды составляет 700 мм.
Чтобы прекратить подачу газа, т.е. закрыть затвор, открывают
крышку 8 ковера, выворачивают пробку 7 трубки 2 и наливают
через нее в корпус 1 гидрозатвора
воду. Высоту уровня воды в гидро-
затворе измеряют мерной линейкой,
опускаемой на шнурке в трубку. От-
крывают гидрозатвор, откачивая из
него воду насосом. Верхний уровень
воды в гидрозатворе должен быть
ниже уровня промерзания грунта.
Если гидрозатвор установлен в ниж-
ней точке газопровода, он может
быть использован одновременно и
как конденсатосборник.
Гидрозатвор имеет простое уст-
ройство и обеспечивает герметичное
отключение газа. Основной его не-
достаток — неудобство и длитель-
ность процессов включения и отклю-
чения газа.
Рис. 2.16. Гидравлический затвор с уст-
ройством для продувки:
1 — корпус; 2 — трубка; 3 — кожух; 4 —
контактная полоса; 5 — электрод заземления;
6 — подушка; 7 — пробка; 8 — крышка
46
Для измерения разности электрических потенциалов газопро-
вод-земля к трубке 2 гидрозатвора приваривают контактную по-
лосу 4, а в утрамбованный грунт до установки подушки 6 ковера
забивают электрод заземления 5.
Иногда применяют гидрозатворы с дополнительным кожухом 3,
имеющим штуцер с пробкой. Этот кожух позволяет использовать
гидрозатвор и как устройство для продувки газопровода.
2.6. Классификация потребителей газа
Все виды потребления газа в городе можно сгруппировать сле-
дующим образом:
бытовое (в квартирах);
коммунальное (на предприятиях бытового обслуживания, об-
щественного питания, по производству хлебобулочных изделий и
учреждениях здравоохранения);
на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий;
промышленное.
Годовое потребление газа является основой при составлении
проекта газоснабжения любого населенного пункта. Годовой рас-
ход газа для каждой категории потребителей определяют на конец
расчетного периода. Расход газа на бытовые и коммунально-быто-
вые нужды населения зависит от множества факторов: применя-
емого газового оборудования, благоустройства и заселенности квар-
тир, степени коммунально-бытового обслуживания населения,
наличие централизованного теплоснабжения, климатических ус-
ловий. Большинство из этих факторов не поддаются учету, поэто-
му годовое потребление газа рассчитывают по средним нормам,
разработанным в результате анализа многолетнего опыта факти-
ческого его потребления.
Нормы расхода теплоты на одного человека или какой-либо
условный показатель в год приведены в табл. 2.4.
Рассмотрим расчет годового потребления газа в населенном
пункте отдельно для каждой группы потребителей.
Потребление газа в квартирах. При расчете необходимо учиты-
вать степень благоустройства квартир. Обозначим часть населения,
проживающего в квартирах с централизованным горячим водо-
снабжением, хцг в; часть населения, проживающего в квартирах с
горячим водоснабжением от газовых водонагревателей, — хг в; часть
населения, проживающего в квартирах без горячего водоснабже-
ния, — хб г в. Тогда для всего населения, использующего газ, будет
справедливо выражение
^Ц.Г.В ^Г.В Т ^б.Г.В 1-
Общий годовой расход теплоты в жилых домах населенного
^пункта, МДж, определяется по формуле
Таблица 2.4
Нормы расхода теплоты различными потребителями газа
Потребители газа Показатель потребления газа Норма расхода теплоты, МДж (тыс. Ккал)
Жилые дома
В квартире с газовой плитой и централизованным горячим водоснабжением при использовании: природного газа сжиженного углеводородного газа (СУГ) На 1 чел. в год Тоже 2800 (660) 2540 (610)
В квартире с газовой плитой и газовым водонагревателем (без централизованного горячего водоснабжения) при использовании: природного газа (СУГ) » » 8000 (1900) 7300 (1750)
В квартире с газовой плитой без централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при использовании: природного газа (СУГ) » » 4600 (1100) 4240 (1050)
Предприятия бытового обслуживания населения
Фабрики-прачечные: механизированные немеханизированные с сушильны- ми шкафами механизированные с сушкой и глажением На 1 т сухого белья Тоже » 8800 (2100) 12 600 (3000) 18800 (4500)
Дезкамеры: паровые горячевоздушные » » 2240 (535) 1260 (300)
Бани: без ванн с ваннами На 1 помывку То же 40 (9,5) 50 (120)
Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе: приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности предприятия) приготовление завтраков или ужинов На 1 обед На 1 завтрак или ужин 4,2 (1) 2,1 (0,5)
48
Окончание табл. 2.4
Потребители газа Показатель потребления газа Норма расхода теплоты, МДж (тыс. Ккал)
Учреждения здравоохранения
Больницы, родильные дома: приготовление пищи приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья) На 1 койку в год Тоже 3200 (760) 9200 (2200)
Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни: выпечка хлеба формового выпечка хлеба подового, батонов, булок, сдобы выпечка кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья, пряников и т.п.) На 1 т изделий То же » 2500 (600) 5450 (1300) 7750 (1850)
Примечания: 1. Нормы расхода теплоты в жилых домах включают в себя
расход теплоты на стирку белья.
2. Норма расхода теплоты для лабораторных нужд школ, техникумов и других
специальных учебных заведений принимается 50 МДж (12 тыс. Ккал) в год на
одного учащегося.
(2ж.д — Ук.в^((7ц.г.в*ц.г.в (Уг.В^Г.В (7б.Г.В^б.Г.в)>
где Ук.в — степень охвата газоснабжением квартир, т. е. отношение
газифицированных квартир к их общему числу; W — число жите-
лей в населенном пункте; <7ЦГВ — норма расхода теплоты на 1 чел.
в год в квартире с газовой плитой и централизованным горячим
водоснабжением, МДж; дгв — норма расхода теплоты на 1 чел. в
год в квартире с газовой плитой и газовым водонагревателем, МДж;
?б.г.в— нормы расхода теплоты на 1 чел. в год при наличии в квар-
тире газовой плиты без централизованного горячего водоснабже-
ния и газового водонагревателя, МДж.
Потребление газа на предприятиях бытового обслуживания. При
расчете потребления газа этими предприятиями учитывают расход
теплоты на обработку белья в прачечных и дезкамерах и на мытье
населения в банях.
Нормы расхода теплоты в прачечных и дезкамерах отнесены к
1 т сухого белья, а в банях — к одной помывке.
При определении расхода газа в прачечных учитывают степень
охвата населения прачечными znp, т.е. отношение числа людей,
49
пользующихся услугами прачечных, к общему числу жителей N, а
накопление сухого белья для стирки на одного человека в год при-
нимают равным 100 кг.
При наличии в городе прачечных с различной степенью меха-
низации общее количество стираемого белья разделяют соответ-
ственно их производительности и обозначают части населения,
пользующегося немеханизированными прачечными, — хнпр,
пользующегося механизированными прачечными, — хмпр, а пра-
чечными с сушкой и глажением — хм прс.
Расход теплоты прачечными (в год) рассчитывают следующим
образом:
Спр — ^,’^прУпр ^(^н.пр 9н.пр ^м.пр 9м. пр + •^м.пр.с 9м.пр.с)>
где упр — степень охвата прачечных газоснабжением; qH пр — норма
расхода теплоты на стирку 1 т белья в немеханизированных пра-
чечных с сушильными шкафами, МДж; qM,пр — норма расхода теп-
лоты на стирку 1 т белья в механизированных прачечных, МДж;
?м.пр.с — норма расхода теплоты на стирку 1 т белья в механизиро-
ванных прачечных с сушкой и глажением, МДж.
Дезинфекция белья и одежды производится в паровых и газо-
воздушных дезкамерах. Зная степень охвата населения дезкамера-
ми 4К и накопление белья для дезинфекции Мак на 1 чел. в год (в
тоннах), а также степень охвата дезкамер газоснабжением удк, оп-
ределим расход теплоты на дезкамеры в год:
Сдк — ^пк^дк Удк^С^пл 9п.д -^гв.д 9гв.д) >
где хп д — часть населения, пользующаяся паровыми дезкамерами;
Хгв.д — часть населения, пользующаяся горячевоздушными дезка-
мерами; qnjl — норма расхода теплоты на дезинфекцию 1 т белья и
одежды в паровых камерах, МДж; qna — норма расхода теплоты
на дезинфекцию 1 т белья и одежды в горячевоздушных камерах,
МДж.
Потребление газа в банях определяют из расчета 52 помывки на
1 чел. в год. Если часть населения, пользующегося банями, — а
степень охвата бань газоснабжением уб, то расход теплоты в год на
бани
Об — 52 £бУб М^б.в 9б.в ^б.бв 9б.бв),
где z6.b — часть населения, пользующегося банями с ванными;
х6бв — часть населения, пользующегося банями без ванн; #6в —
норма расхода теплоты на одну помывку в банях с ванными; <7ббв —
норма расхода теплоты на одну помывку в банях без ванн.
Потребление газа на предприятиях общественного питания. Сте-
пень охвата населения обслуживанием предприятиями обществен-
ного питания £по.п находят как долю от обшей численности насе-
50
ления, считая при этом, что каждый житель, регулярно пользую-
щийся предприятиями общественного питания, потребляет при-
мерно один обед и один ужин (завтрак) в день. Степень охвата
газоснабжением предприятий общественного питания уп о п указы-
вается в задании на их проектирование. Тогда расход теплоты в год
предприятиями общественного питания
Сп.о.п — 360 Zn.o.n Уп.о.п М(7о ?у(з)),
где qo — норма расхода теплоты на приготовление одного обеда,
МДж; 9у(3) — норма расхода теплоты на приготовление одного ужи-
на (завтрака), МДж-
Потребление газа в учреждениях здравоохранения. Газ в учреж-
дениях здравоохранения идет на приготовление пищи (Ху 3 п) и на-
грев горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных про-
цедур (хуз г в). Так как нормы расхода теплоты даются на одну кой-
ку, то при расчете потребления газа необходимо определить общее
число коек, т.е. вместимость медицинских учреждений, исходя из
условий: 12 коек на 1000 жителей.
Тогда расход теплоты в год учреждениями здравоохранения
Су.З — 0,012yy 37V(j^, 3 n9y.3.n Т -^у.з.г.в(7у.з.г.в) >
где уу 3 — степень охвата учреждений газоснабжением; qy3n — нор-
ма расхода теплоты на приготовление пищи на одну койку, МДж;
?у.з.г.в — норма расхода теплоты на приготовление горячей воды для
хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур, МДж.
Потребление газа предприятиями по производству хлеба и кон-
дитерских изделий. Расчет годового расхода газа ведут в предполо-
жении, что средняя суточная выпечка на одного жителя составля-
ет 0,6...0,8 кг.
С учетом степени охвата газоснабжением предприятий по про-
изводству хлебобулочных и кондитерских изделий у* п расход на
них теплоты
Сх.п - (0,6... 0,8)365ух пЛ^(х'ф^ф + xnq„ + xKllqKH),
где Хф — доля формового хлеба в суточной выпечке; хл — доля подо-
вого хлеба в суточной выпечке; хки — доля кондитерских изделий в
суточной выпечке; q^ — норма расхода теплоты на выпечку 1 т
формового хлеба, МДж; qn — норма расхода теплоты на выпечку
1 т хлеба подового, батонов, булок, сдобы, МДж; (7к.и ~ норма
расхода теплоты на выпечку 1 т кондитерских изделий, МДж.
Годовые расходы газа на технологические нужды промышлен-
ных и сельскохозяйственных предприятий определяют по данным
топливопотребления этих предприятий с перспективой их разви-
тия или на основе технологических норм расхода топлива.
Расчетный расход газа. Системы газоснабжения любых населен-
ных пунктов рассчитываются на максимальный часовой расход газа.
51
Расчетный расход газа на хозяйственно-бытовые нужды определя-
ется как часть от годового расхода
Ср *“ Счтах — ^-чтах (2г>
где fcimax — коэффициент часового максимума; Qr — годовой рас-
ход газа, м3.
Коэффициент часового максимума расхода газа принимается
дифференцированно по каждому району газоснабжения, сети ко-
торого представляют собой самостоятельную систему, не связан-
ную с системами других районов.
Расчетный часовой расход газа для предприятий различных от-
раслей промышленности рассчитывают по данным топливопотреб-
ления.
При определении максимальных часовых расходов газа для
газопроводов жилых и общественных зданий газовых сетей ис-
пользуют два метода. Первый метод заключается в использовании
коэффициента одновременности включения газовых приборов
в пик потребления, значения которого приведены в табл. 2.5. Вто-
рой метод расчета основан на использовании максимальных ко-
эффициентов неравномерности потребления, представляющих со-
бой отношение максимального часового расхода газа к средне-
часовому расходу за год.
Таблица 2.5
Коэффициенты одновременности включения газовых приборов Ко
для жилых домов
Число квартир Установленное газовое оборудование
Плита 4-конфо- рочная Плита 2-конфо- рочная Плита 4-конфо- рочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2-конфо- рочная и газовый проточный водонагреватель
1 1 1 0,700 0,750
2 0,650 0,840 0,560 0,640
3 0,450 0,730 0,480 0,520
4 0,350 0,590 0,430 0,390
5 0,290 0,480 0,400 0,375
6 0,280 0,410 0,392 0,375
7 0,280 0,360 0,370 0,345
8 0,265 0,320 0,360 0,335
9 0,258 0,289 0,345 0,320
10 0,254 0,263 0,340 0,315
52
Окончание табл. 2.5
Число квартир Установленное газовое оборудование
Плита 4-конфо- рочная Плита 2-конфо- рочная Плита 4-конфо- рочная и газовый проточный водонагреватель Плита 2-конфо- рочная и газовый проточный водонагреватель
15 0,240 0,242 0,300 0,275
20 0,235 0,230 0,280 0,260
30 0,231 0,218 0,250 0,235
40 0,227 0,213 0,230 0,205
50 0,223 0,210 0,215 0,193
60 0,220 0,207 0,203 0,186
70 0,217 0,205 0,195 0,180
80 0,214 0,204 0,192 0,175
90 0,212 0,203 0,187 0,171
100 0,210 0,202 0,185 0,163
400 0,180 0,170 0,150 0,135
Расчетный расход газа с использованием Ко определяют по
формуле
Ср -
1
где Ко — коэффициент одновременности работы однотипных при-
боров или однотипных групп приборов, соответствующий общему
числу приборов XNj (для жилых домов это общее число квартир);
п — число типов приборов или однотипных групп приборов; 0НОМ —
номинальный расход газа прибором или группой приборов, при-
нимаемый по их паспортным данным или техническим характери-
стикам, м3/ч.
Расчетный расход газа через коэффициенты неравномерности по-
требления определяется следующим образом:
п
QP = Yk4.г max
1
где Л( Гтах — максимальный коэффициент часовой неравномерно-
сти потребления газа за год, зависящий от характера использова-
ния газа в квартире (приготовление пищи или приготовление пищи
и нагрев горячей воды), ее населенности и общего числа квартир
типа i (табл. 2.6); Q,жв — годовое потребление газа жильцами
квартиры, м3; п — число типов квартир; 8760 — число часов в году.
(О ~)
8760 J '
53
Табл и на 2.6
Расчетные значения коэффициента неравномерности потребления газа
за год Лч.г.расч в зависимости от характера его использования
Число квартир Населенность квартиры, чел.
1 и 2 3 4 5 6 и более
Для приготовления пищи
1 37,144 30,834 24,255 21,556 18,407
2 21,915 18,349 14,145 12,432 11,613
3 17,820 14,738 12,222 11,250 10,339
4 16,430 13,364 11,487 10,638 9,618
5 15,345 12,388 10,953 10,102 9,172
6 14,845 11,923 10,508 9,770 8,875
7 14,200 11,328 10,085 9,388 8,556
8 13,625 11,005 9,800 9,056 8,153
9 13,220 10,641 9,545 8,750 8,004
10 12,915 10,382 9,257 8,444 7,813
15 11,695 9,533 8,385 7,781 7,112
20 11,035 9,014 7,863 7,270 6,667
30 10,150 8,265 7,075 6,556 6,093
40 9,380 7,681 6,599 6,071 5,690
50 8,945 7,327 6,319 5,842 5,435
60 8,535 6,993 5,995 5,587 5,223
70 8,110 6,636 5,761 5,382 5,053
80 7,830 6,419 5,599 5,255 4,947
90 7,615 6,228 5,452 5,127 4,841
100 7,455 6,094 5,351 5,025 4,756
400 6,000 4,908 4,388 4,158 3,970
Для приготовления пищи и нагрева воды
1 59,934 39,978 29,989 23,982 19,983
2 32,629 23,809 18,460 15,473 13,195
3 22,388 16,932 13,995 12,483 11,224
4 19,870 14,900 12,879 11,729 10,266
5 18,549 14,310 11,981 10,644 9,713
6 17,708 13,586 11,538 10,181 9,389
54
Окончание табл. 2.6
Число квартир Населенность квартиры, чел.
1 и 2 3 4 5 6 и более
7 17,025 12,812 10,852 9,635 9,170
8 16,308 12,249 10,510 9,295 8,760
9 15,511 11,981 10,231 8,988 8,486
10 15,282 11,608 10,051 8,870 8,349
15 13,726 10,458 9,126 8,114 7,336
20 13,191 10,030 8,707 7,720 6,926
30 11,903 9,470 8,062 7,063 6,378
40 11,220 8,907 7,503 6,636 6,050
50 10,572 8,346 7,080 6,242 5,784
60 10,113 7,918 6,761 6,012 5,584
70 9,694 7,570 6,340 5,749 5,393
80 9,429 7,114 6,079 5,552 5,228
90 8,896 6,820 5,899 5,420 5,092
100 8,553 6,606 5,757 5,289 5,009
400 6,462 5,134 4,574 4,270 4,106
При расчете расхода с использованием коэффициентов одно-
временности не учитывается число людей, пользующихся одним
газовым прибором. Несоответствие мощности установленных при-
боров потребности приводит к необоснованному увеличению рас-
четных расходов газа, а следовательно, перерасходу металла.
Коэффициент часового максимума. Максимальный часовой рас-
ход газа определяют по годовому расходу и коэффициенту нерав-
номерности его потребления:
Очтах — ^-ч.гтах gygQ ~~ Q/m,
где fc, г тах — максимальный коэффициент часовой неравномернос-
ти потребления газа за год; Qr — годовое потребление газа, м3;
т = 8760/A^rmax — число часов максимального использования газа.
Если бы потребление газа было равномерным и равным макси-
мальному часовому расходу, то весь годовой расход происходил
бы в т часов, т.е. в число часов использования максимума газа.
Величину, обратную т, называют коэффициентом часового мак-
симума:
^ч.гтах = VW.
55
Таблица 2.7
Коэффициенты часового максимума расхода газа для предприятий
различных отраслей промышленности
Отрасль промышленности В целом по предприятию По котельным По промышлен- ным печам
Черная металлургия 1/6100 1/5200 1/7500
Судостроительная 1/3200 1/3100 1/3400
Рези ноасбестовая 1/5200 1/5200 —
Химическая 1/5900 1/5600 1/7300
Производство строитель- ных материалов 1/5900 1/5500 1/6200
Радиотехническая 1/3600 1/3300 1/5500
Электротехническая 1/3800 1/3600 1/5500
Цветная металлургия 1/3800 1/3100 1/5400
Ста н костроител ьная и инструментальная 1/2700 1/2900 1/2600
Машиностроение 1/2700 1/2600 1/3200
Текстильная 1/4500 1/4500 —
Целлюлозно-бумажная 1/6100 1/6100 —
Деревообрабатывающая 1/5400 1/5400 —
Пищевая 1/5700 1/5900 1/4500
Пивоваренная 1/5400 1/5200 1/6900
Винодельческая 1/5700 1/5700 —
Обувная 1/3500 1/3500 —
Фарфоро-фаянсовая 1/5200 1/3900 1/6500
Кожевенно-галантерейная 1/4800 1/4800 —
Полиграфическая 1/4000 1/3900 1/4200
Швейная 1/4900 1/4900 —
М у комольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200
Табачно-махорочная 1/3850 1/3500 —
Приведем коэффициенты часового максимума расхода на хо-
зяйственно-бытовые нужды в зависимости от численности снаб-
жаемого газом населения, тыс. чел.:
1.............................................1/1800
2.............................................1/2000
3.............................................1/2050
5..........................................1/2100
10.........................................1/2200
20.........................................1/2300
30.........................................1/2400
40.........................................1/2500
50.........................................1/2600
100........................................1/2800
300........................................1/3000
500........................................1/3300
750........................................1/3500
1000.......................................1/3700
2000 и более...............................1/4700
Коэффициенты часового максимума расхода газа для различ-
ных предприятий коммунально-бытового назначения следующие:
Бани...................................... 1/2700
Прачечные................................. 1/2900
Общественного питания..................... 1/2000
По производству хлеба
и кондитерских изделий.................... 1/6000
Значения часового максимума расхода газа для предприятий
различных отраслей промышленности приведены в табл. 2.7.
2.7. Гидравлический расчет газопроводов
Диаметры газопроводов определяют посредством гидравличес-
кого расчета, исходя из условия обеспечения бесперебойного снаб-
жения газом всех потребителей в часы максимального его по-
требления. При проектировании газопроводов определяют диа-
метр труб на основе значений расчетного расхода газа и удельных
потерь давления. При реконструкции газопроводов по заданным
значениям диаметров и новым расходам газа определяют потери
давления.
Сопротивление движению газа в трубопроводе складывается из
линейных сопротивлений трения и местных сопротивлений. Со-
противление трения имеется по всей длине трубопровода. Мест-
ные сопротивления образуются в местах изменения скорости и
направления движения газа.
Источниками местных сопротивлений являются: переходы с
одного размера газопровода на другой, колена, отводы, тройни-
ки, крестовины, компенсаторы, запорная, регулирующая и пре-
дохранительная арматура, сборники конденсата, гидравлические
затворы и другие устройства, приводящие к сжатию, расшире-
нию и изгибу потоков газа.
Учитывая падение давления из-за местных сопротивлений, уве-
личивают расчетную длину газопровода на 5... 10%.
Расчетную длину наружных надземных и внутренних газопро-
водов определяют по формуле
/ = /1+Х^экв,
где /, — действительная длина газопровода, м; У, С — сумма коэф-
фициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной
/экв — эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м
(т.е. длина участка, потери давления на котором равны потерям
давления на местное сопротивление У С = !)•
Эквивалентную длину газопровода определяют в зависимости
от режима движения газа в нем.
Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего
давлений принимают в соответствующих для них пределах.
Расчетные перепады давлений газа в распределительных газо-
проводах низкого давления принимают равными 180 Па.
Падение давления в газопроводах низкого давления определя-
ют в зависимости от режима движения газа, характеризуемого чис-
лом Рейнольдса.
Для ламинарного режима движения газа при Re < 2000 и коэф-
фициенте гидравлического сопротивления ?.=64/Re потери давле-
ния, Па:
Др = 1,132 106-^-vp/,
где Q — расход газа, м3/ч; d — внутренний диаметр газопровода, см;
v — кинематическая вязкость газа, м2/с; р — плотность газа, кг/м3.
Для критического режима движения газа при Re = 2000... 4000 и
Л = 0,0025^/Re потери давления
/32,333
Др = 0,516 333^О 333 р/.
Для турбулентного режима движения газа при Re > 4000 и
' кэкв 68
d Re
потери давления
ft vd\ О2
Др = 69 ^- + 1922^- Vpl,
d Q J ds
где кЖК — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней
поверхности стенки трубы, см (для стальных труб принимается
0,01, а для полиэтиленовых — 0,002).
Движение газа в газопроводах среднего и высокого давлений, в
отличие от газопроводов низкого давления, происходит при зна-
чительном изменении плотности газа и скорости его движения.
58
Рис. 2.17. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах
низкого давления (до 5 кПа) с природным газом (р = 0,73 кг/м3,
v= 14,3-10~6 м2/с при 0°С и давлении 101,3 МПа)
59
V, м3/ч
Рис. 2.18. Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого да-
влений диаметром 15... 100 мм при использовании газа с р = 0,73 кг/м3,
v = 15 -10-6 м2/с
60
ic. 2.19. Номограмма для расчета газопроводов среднего и высокого да-
гений диаметром 100
600 мм при использовании газа с р
v = 15-10 6 м2/с
0,73 кг/м3,
61
Для гидравлического расчета газопроводов среднего и высоко-
го давлений в области турбулентного режима движения газа ис-
пользуют формулу:
(к vdА0,25 О2
Рк.н-Рк.к =1,4 • IO’5 +1,922^- ^-р/,
a Q ) а3
где Рабс.н _ абсолютное давление газа в начале участка, МПа;
Рабс.к — абсолютное давление газа в конце участка, МПа.
Расчеты с использованием приведенных формул требуют мно-
го времени, поэтому на практике для гидравлического расчета га-
зопроводов используют таблицы, приведенные в Приложениях 1
и 2, и номограммы, показанные на рис. 2.17...2.19, составленные
на основе формул для наиболее распространенных в системах га-
зораспределения сортаментов труб. Диаметр газопровода, обозна-
чаемый DH х 5 (здесь DH — наружный диаметр трубы, а 5 — толщи-
на стенок), определяется по номограмме. Если точка пересечения
двух линий, соответствующих удельным потерям давления Др// и
расчетному расходу Q, попадает на номограмме между двумя диа-
метрами, тогда, передвигаясь по линии постоянного расхода к бли-
жайшему из них, уточняют значения удельных потерь давления.
Приведенные в Приложениях 1 и 2 удельные потери давления тру-
бопровода соответствуют внутренним диаметрам труб.
Учет гидростатического давления. На отдельных участках газо-
проводов, имеющих разные геометрические отметки по высоте,
возникает дополнительное (избыточное) давление, значение ко-
торого пропорционально разности плотностей воздуха и газа. Рас-
смотрим участок газового стояка (рис. 2.20).
Рис. 2.20. Изменение избы-
точного давления в газопро-
воде в зависимости от вы-
соты:
1 — подземный газопровод; 2—
стояк; 3 — сопла горелок при-
боров (условно)
Обозначим давление в сечении 1—1
газопровода р'г, а барометрическое дав-
ление Рбар. С увеличением высоты дав-
ление в газопроводе и барометричес-
кое давление уменьшаются, т.е. в се-
чении II —II
Рбар ~ Рбар ~ 8РвН,
где g — ускорение свободного падения;
Рг, Рв — плотности газа и воздуха.
Производительность газовых при-
боров определяется избыточным дав-
лением, возникающим перед газоис-
пользующими установками.
Запишем уравнения избыточных
давлений в сечениях I —I и II — II:
Ризб ~ Рг ~ Рбар,
62
Ризб Рг Рбар9
13 сравнения которых получим
Ризб = (р'г - ЙРгН) - (Жар - gPBH) =
— Ризб + gH(Pb ~ Рг)-
Таким образом, в сечении II —II избыточное давление увели-
ивается на
Лр = gH(pB - рг).
Дополнительное давление газа Др с увеличением высоты воз-
1икает вследствие того, что абсолютное давление в газопроводе
[адает в меньшей степени, чем барометрическое.
Методика расчета тупиковых газовых сетей низкого давления.
Суммарную потерю давления газа от ГРП до наиболее удаленно-
и прибора принимают равной 180 даПа, причем считают, что
20 даПа приходится на уличные и внутриквартирные газопрово-
XJ, а 60 даПа — на дворовые и внутренние.
Зная общий расход газа и длину расчетных участков, определя-
ет удельный путевой расход газа на 1 м распределительной сети.
Путевые расходы находят, перемножая удельные путевые рас-
ходы газа на длину соответствующих участков сети.
Удельные потери давления для самой протяженной магистрали
•ассчитывают по формуле Др/1,1 £/.
Потери на местные сопротивления принимают равными 10 %
пг потерь на трение.
По расчетному расходу и удельным потерям давления (см. рис.
!. 17...2.19) определяют диаметр газопровода.
. Так как точка пересечения линий, соответствующих расходу и
дельным потерям давления, на номограмме чаще всего находит-
:я между двумя диаметрами, то при постоянном расходе, пере-
жигаясь к ближайшему из них, уточняют значение удельных по-
ерь давления. Полученное значение удельных потерь давления
умножают на длину расчетного участка и находят потери давле-
гия.
После подбора диаметра труб определяют степень использова-
ия расчетного перепада давлений:
ДРр-^Др./ДРр^0,1,
ie Хдр, — сумма потерь давления от ГРП до самой удаленной
зчки распределительной газовой сети.
Если это неравенство не соблюдается, то выбирают другой ди-
<етр газовой сети.
При расчете ответвлений из расчетного перепада давлений Дрр
считают сумму потерь давления на общих участках и подбирают
63
диаметры труб для остальных участков на полученную при этом
разность.
Методика расчета кольцевых сетей низкого давления. Основное
отличие кольцевых газовых сетей от тупиковых заключается в том,
что они состоят из замкнутых контуров (колец), в результате чего
отдельные их участки могут иметь двухстороннее и многосторон-
нее питание.
Расчетный расход газа для распределительных газопроводов
QP = Стр + а£?п,
где — транзитный расход газа, м3/ч; Qn — путевой расход газа,
м3/ч; а — коэффициент, зависящий от соотношения между путе-
вым и транзитным расходами и числа мелких потребителей, со-
ставляющих путевую нагрузку, который принимают равным 0,55.
При расчете городских газовых сетей считают отдачу газа по
длине газопровода равномерной. При этом вся газифицированная
территория разбивается на участки с одинаковой плотностью на-
селения и вычисляется количество газа, потребляемое на этих уча-
стках.
Удельные путевые расходы определяют путем деления расхода
газа на отдельных участках на периметр сети, от которой эти уча-
стки снабжаются газом.
Путевой расход на участке получают, умножив удельный рас-
ход на длину этого участка. При этом если участок является общим
для двух колец, то путевой расход определяют как произведение
длины этого участка и суммы удельных расходов соседних колец
сети.
Направление движения газа задают таким образом, чтобы по-
требителям он поступал кратчайшим путем и не возвращался об-
ратно. Узловые точки схода газа в кольцевой сети располагают в
местах, наиболее удаленных от противоположной точки питания
сети. Затем распределяют транзитные расходы газа исходя из прин-
ципа гидравлической надежности сети. Зная значения путевых и
транзитных расходов газа, определяют расчетный расход.
Предварительный гидравлический расчет заключается в подбо-
ре диаметров труб по расчетному расходу газа и удельным потерям
давления. В связи с тем, что ближайшие диаметры труб значитель-
но отличаются друг от друга, не удается удовлетворить второй за-
кон Кирхгофа, что не позволяет определить действительное дав-
ление газа в узловых точках.
В результате окончательного гидравлического расчета газовых
сетей, т.е. гидравлической увязки, алгебраическая сумма потерь
давления всех замкнутых контуров сети должна быть равна нулю.
Поправочный круговой расход
дд = дд/+ дд",
64
где Д(2' — часть поправки, полученная без учета влияния попра-
вочных расходов соседних колец:
Д(?" — часть поправки, учитывающая влияние поправочных рас-
ходов в соседних кольцах на рассчитываемое кольцо:
у А?
где Др — алгебраическая сумма потерь давления в кольце; (Др/0)у.с.к —
вычисляют для участков, имеющих соседние кольца; Д£?с.к ~ пер-
вое приближенное значение поправочных расходов в соседних коль-
цах.
После расчета круговых поправочных расходов Д(?к для всех ко-
лец сети определяют поправочные расходы и новые расчетные рас-
ходы для всех участков газифицируемой территории.
Для участка, не имеющего соседних колец, поправочный рас-
ход Д0уч = ДСк, а новый расчетный расход £?нов.расч = Q + Д^.
Для участка, имеющего соседние кольца, поправочный расход
до, = да - дес.к,
а новый расчетный расход
Снов.расч ~ Q ~ Q + ДС?к — ДСс.к>
где да.к — поправочный расход в соседнем кольце, который при-
бавляется к расходу на участке с обратным знаком.
Проверив степень использования расчетного перепада давления,
при необходимости корректируют диаметры отдельных труб.
2.8. Неравномерность потребления газа
Потребление газа происходит неравномерно. Причем различа-
ют следующие виды неравномерности потребление газа:
сезонную, или по месяцам года;
суточную, или по дням недели;
часовую, или по часам суток.
Режим потребления газа зависит от режима отдельных потре-
бителей и их удельного веса в общем объеме потребления.
Неравномерность потребления оказывает влияние на экономи-
ческие показатели систем газораспределения.
3 В. А. Жила
65
Газопровод, рассчитанный на минимальный расход газа, не обе-
спечит подачу необходимого его количества при максимуме по-
требления. Ориентация при расчете на пик потребления приводит
к неполному использованию пропускной способности газопрово-
дов в период снижения нагрузки, что повышает себестоимость
транспорта газа.
Режим потребления газа по месяцам характеризуется значи-
тельной неравномерностью. Наиболее неравномерна отопитель-
ная нагрузка газа, которая изменяется в соответствии с темпера-
турой наружного воздуха, т.е. зимой при низких температурах воз-
духа расход газа максимальный.
Довольно равномерно потребляют газовое топливо промыш-
ленные предприятия, а так как их режим зависит в основном от
характера технологического процесса, наибольшей равномернос-
тью потребления отличаются предприятия с непрерывным техно-
логическим процессом. Неравномерность потребления газа про-
мышленными предприятиями зависит также от соотношения теп-
лоты, идущей на отопление и вентиляцию, и теплоты, расходу-
емой на технологические процессы.
Режим потребления газа по дням недели зависит от уклада жиз-
ни населения, режима работы предприятий, изменения темпера-
туры наружного воздуха. Потребление газа в квартирах в течение
первых четырех дней недели равномерно. В пятницу расход газа
возрастает и достигает максимального значения в субботу. В вос-
кресенье потребление газа снижается.
Режим потребления газа по часам суток бытовыми и комму-
нальными потребителями отличается значительной неравномер-
ностью. Суточный график потребления характеризуется двумя пи-
ками — утренним и вечерним.
Неравномерность потребления
газа характеризуют два показателя,
которые проанализируем на приме-
ре режима потребления газа по ме-
сяцам года:
коэффициент аг, определяющий-
ся количеством газа в долях от го-
дового потребления, которое явля-
ется избыточным по отношению к
средней равномерной его подаче
(объемный показатель);
максимальный коэффициент се-
зонной неравномерности потребле-
ния газа ЛГмтах (мощностной показа-
тель), т.е. отношение расхода газа
за данный месяц к среднемесячно-
Рис. 2.21. График неравномер-
ности потребления газа по ме-
сяцам
му расходу за год.
66
На рис. 2.21 представлен график потребления газа по месяцам.
Неравномерность потребления характеризуется площадью графи-
ка, заштрихованного над средней линией подачи газа, которая
определяется разностью
У к‘п> ~ X «ь
к>1 к>1
где к, — коэффициент неравномерности; л, — число дней в месяце.
Коэффициент сезонной неравномерности потребления
Y км - % П;
<ХгоД=Л>1 12 ^100%.
I
Для регулирования сезонной неравномерности потребления газа
используют:
подземное хранение запасов газа;
потребители-регуляторы, которым сбрасывают излишки газа в
летний период;
резервные мощности промыслов и газопроводов.
Газ закачивают в хранилища в период наименьшего его по-
требления, а в месяцы наибольшего потребления газ отбирают
из них. Если емкость хранилища ограничена, то используют по-
требители-регуляторы, с помощью которых заполняют провалы
в графике потребления, т.е. подавая им излишки газа. В качестве
потребителей-регуляторов используют электростанции, котель-
ные, промышленные предприятия, рассчитанные на двойное топ-
ливоснабжение: газ и мазут или газ и угольная пыль. В летний
^период такие предприятия используют избытки газа, а зимой они
переходят на другой вид топлива.
Суточную неравномерность потребления также регулируют пу-
лем ограничения подачи газа электростанциям и промышлен-
ным предприятиям с двойным топливоснабжением.
Перспективным направлением регулирования потребления газа
является создание изотермических хранилищ сжиженного газа и
'установок регазификации.
Для покрытия часовой неравномерности потребления исполь-
!зуют аккумулирующие емкости последних участков магистраль-
ных газопроводов, т.е. в ночное время газ накапливается в газо-
проводе и его давление растет, а днем производительность газо-
провода увеличивается за счет аккумулированного газа. Если емко-
сти последнего участка не хватает, в нестационарный режим рабо-
'Ты включается следующий участок магистрального газопровода. При
Невозможности покрытия часовой неравномерности потребления
ic помощью аккумулирующей емкости магистрального газопрово-
да используют потребители-регуляторы.
Глава 3
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ.
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ.
УСТРОЙСТВО И РАСЧЕТ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
3.1. Газорегуляторные пункты блочные
Основное назначение газорегуляторных пунктов (ГРП) и уста-
новок (ГРУ) — снижение давления газа и поддержание его посто-
янным независимо от изменения входного давления и расхода газа
потребителями.
ГРП и ГРУ оснащаются схожим технологическим оборудова-
нием и отличаются в основном только расположением. ГРУ распо-
лагают непосредственно в помещениях, где находятся агрегаты,
использующие газовое топливо (цехах, котельных). ГРП в зависи-
мости от назначения и технической целесообразности размещают:
в пристройках к зданиям;
встраивая в одноэтажные производственные здания или котель-
ные;
в отдельно стоящих зданиях.
В зависимости от места расположения технологического обору-
дования различают газорегуляторные пункты (ГРП), газорегуля-
торные пункты блочные (ГРПБ) и шкафные регуляторные пунк-
ты (ШРП).
Газорегуляторный пункт, который смонтирован в контейнере
блочного типа, собирают и испытывают в заводских условиях.
Для шкафных газорегуляторных пунктов характерно разме-
щение технологического оборудования в контейнерах шкафно-
го типа.
ГРП и ГРПБ различают с входным давлением газа до 0,6 МПа
и входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа.
ШРП различают с входным давлением газа до 0,3 МПа; свыше
0,3 до 0,6 МПа и свыше 0,6 до 1,2 МПа.
ГРП по своему назначению подразделяются на сетевые, кото-
рые обеспечивают подачу газа в распределительные сети низкого,
среднего или высокого давлений, и объектовые, — служащие ис-
точниками газоснабжения для отдельных потребителей.
68
В состав технологического оборудования регуляторных пунктов
входят следующие элементы:
регулятор давления, понижающий или поддерживающий по-
стоянным давление газа независимо от его расхода;
предохранительный запорный клапан (ПЗК), прекращающий
подачу газа при повышении или понижении его давления после
регулятора сверх заданных значений;
предохранительное сбросное устройство, предназначенное для
сброса излишков газа, чтобы давление не превысило заданное в
схеме регуляторного пункта;
фильтр газа, служащий для его очистки от механических при-
месей;
контрольно-измерительные приборы (КИП), которые фикси-
руют: давление газа до и после регулятора, а также на обводном
газопроводе (манометр); перепад давлений на фильтре, позволя-
ющий судить о степени его загрязненности (дифманометр); расход
газа (расходомер); температуру газа перед расходомером (термо-
метр);
импульсные трубопроводы, служащие для присоединения ре-
гулятора давления, предохранительно-запорного клапана, предох-
ранительного сбросного устройства и контрольно-измерительных
приборов.
3.2. Технологические схемы оборудования ГРП и ГРУ
Оборудование на технологической линии ГРП или ГРУ распо-
лагают по ходу движения газа в следующей последовательности:
запорное устройство, фильтр, предохранительный запорный кла-
пан, регулятор давления, запорное устройство. Кроме того, ГРП и
ТРУ должны иметь предохранительные сбросные устройства.
Число технологических линий в зависимости от расхода газа и
-режима потребления может быть от одной до пяти. Если в ГРП и
ГРУ имеется только одна технологическая линия, то предусмат-
ривается обводной газопровод с двумя последовательно располо-
женными запорными устройствами, который во время ремонта
оборудования будет обеспечивать подачу газа потребителям. Вре-
менное снижение давления обеспечивается ручным редуцирова-
нием с помощью запорных устройств.
ГРП могут быть одно- и двухступенчатыми. В одноступенчатом
пункте входное давление газа снижается до выходного в одном
регуляторе, в двухступенчатом — в двух. Установленные последо-
вательно на технологической линии регуляторы будут снижать дав-
ление газа в два этапа: первый — до промежуточного (например, с
1,2 до 0,3 МПа), второй — до выходного (0,003 МПа). Фильтр и
ПЗК устанавливают перед регулятором первой ступени. Односту-
пенчатые схемы применяют при разности между входным и вы-
69
ходным давлениями до 0,6 МПа. При больших перепадах исполь-
зуют двухступенчатые схемы.
При подаче газа двум потребителям, требующим подачи газа
под различным давлением, ГРП проектируют в двухступенчатом
исполнении с промежуточным отбором, т. е. первый регулятор дав-
ления настраивают на выходные параметры, требуемые для потре-
бителя газа с повышенным давлением. 1ТРП имеет при этом один
вход и два выхода.
В зависимости от назначения ГРП и ГРУ могут быть выполнены
без учета или с учетом расхода газа. При использовании для изме-
рения расхода газа счетчиков ротационного или турбинного типа
их устанавливают после регуляторов давления, а в случае приме-
нения сужающих устройства (диафрагм) их монтируют до регуля-
торов давления и ПЗК, но после фильтра для уменьшения эрозии
острой кромки диафрагмы.
Принципиальная схема одноступенчатого ГРП (ГРУ), имеющего
одну технологическую линию с изменением расхода газа двумя
ротационными счетчиками и оснащенного регулятором давления
РДУК-2, приведена на рис. 3.1.
Рис. 3.1. Схема ГРП (ГРУ) с регулятором РДУК-2 и измерением расхода
газа двумя ротационными счетчиками:
1 — сбросной трубопровод; 2 — показывающий манометр; 3 — самопишущий
манометр; 4 — самопишущий термометр; 5 — технический термометр; 6— фильтр-
ревизии; 7, 9, 12 — задвижки; 8 — ротационные счетчики; 10 — сбросной трубо-
провод; 11 — запорное устройство; 13 — запорное устройство на выходе из ГРП;
14 — импульсный трубопровод; 15 — поворотные колена; 16 — запорное устрой-
ство в конце основной рабочей линии; /7—регулятор давления; 18— пилот; 79-
фильтр; 20 — кран на сбросном трубопроводе; 21 — задвижка в начале технологи-
ческой линии; 22 — запорное устройство перед ГРП
70
В этой схеме общие запорные устройства 22 и 13 установлены
вне ГРП соответственно на вводе и выводе. Для продувки газопро-
водов, расположенных до ГРП, служит сбросной трубопровод 7,
который соединяется с основным газопроводом в точке Б или А в
зависимости от конструктивных особенностей ГРП. В первом слу-
чае для продувки открывают первое по ходу газа запорное устрой-
ство на байпасе — запасной линии, предусмотренной для подачи
газа на время ремонта основного оборудования, и кран на отводе
к сбросному трубопроводу, во втором случае — только кран.
Участок газопровода между задвижкой 21 и фильтром 19 соеди-
нен отводом с краном 20 со сбросным трубопроводом 1. Такая
компоновка позволяет снизить давление газа в технологической
линии при закрытых задвижке 21 и запорном устройстве 16 до
атмосферного, что необходимо во время проведения ремонта и
чистки оборудования.
Самопишущие термометр 4 и манометр 3, расположенные до
счетчиков, регистрируют температуру и давление газа, позволяя
определить поправки к показаниям. Предусмотрена также установ-
ка технического термометра 5.
Импульсный трубопровод 14 подключен к выходному газопро-
воду Г, от которого предусмотрены отводы с кранами к показыва-
ющему манометру 2, предохранительному запорному клапану
(ПЗК) и регулятору давления 17 с регулятором управления (пило-
том) 18. К импульсному трубопроводу через предохранительное
сбросное устройство (ПСУ) для стравливания газа в атмосферу
подсоединен сбросной трубопровод 10. Отключение и включение
ротационных счетчиков 8 производят задвижками 12 и 7. При не-
обходимости работы без счетчиков в случае ревизии или ремонта
открывают задвижку 9. Перед счетчиками устанавливают фильтр-
ревизии 6, а после них поворотные колена 75.
При отсутствии запорного устройства 13 и необходимости на-
стройки оборудования ГРП (1ТУ) без включения газопотребляю-
щих агрегатов используют запорное устройство 77, открывая кото-
рое, создают небольшой расход газа через сбросной трубопровод 10.
Опыт эксплуатации ГРУ и ГРП с использованием различных
типов регуляторов показал возможность их устойчивой работы при
подключении импульсного трубопровода 14 не в точке Г, а к об-
водной линии в точке В.
Схема ГРП (ГРУ) с регулятором РДУК-2 и измерением расхо-
да газа по перепаду давлений приведена на рис. 3.2. При учете рас-
хода газа с помощью сужающих устройств схема может выпол-
няться в двух вариантах: с раздельными байпасами для фильтра,
измерительной и регулирующей линий; с общим для всего ГРП
(ГРУ) байпасом.
В обоих случаях фильтр располагают до измерительной линии с
диафрагмой. Для регистрации перепада давлений на диафрагме при-
71
Рис. 3.2. Схема ГРП (ГРУ) с регулятором РДУК-2 и измерением расхода
газа по перепаду давлений:
1 — фильтр; 2 — байпас для фильтра; 3 — щитки с показывающими и самопишу-
щими манометрами и термометрами; 4 — задвижка; 5 — байпас для измеритель-
ной линии; 6 — измерительная диафрагма; 7— байпас для регулирующей линии;
8 — запорное устройство; 9 — сбросной трубопровод; 10 — ПСУ; 11 — пилот; 12 —
регулятор давления РДУК-2; 13 — ПЗК; 14 — запорное устройство в конце техно-
логической линии; 15 — дифманометр; 16 — самопишущий манометр;
17 — общий байнас для ГРП
меняют дифманометр — расходомер с интегратором и дополни-
тельной записью давления. Если дифманометр не производит этой
записи давления, подключают дополнительно самопишущий ма-
нометр.
Схема с раздельными байпасами для фильтра, измерительной
и регулирующей линий сложнее, но в то же время предоставляет
больше возможностей для комбинаций при ремонте обслужива-
ющему персоналу. На объектах с большим переменным расходом
газа вместо байпаса 5 прокладывают еще одну линию с диафраг-
мой и своим дифманометром. Если технология производства по-
зволяет кратковременно прекращать подачу газа к агрегатам для
смены диафрагмы или дифманометра, то ограничиваются нали-
чием одной линии с диафрагмой без байпаса к ней. При резко
переменных расходах газа к диафрагме подключают два дифмано-
метра с различными шкалами, соответствующими этим расходам.
3.3. Регуляторы давления газа
Регуляторы предназначены для автоматического поддержания
давления на заданном уровне.
Регуляторы РД-32М и РД-50М прямого действия различаются
размером условного прохода, которые соответственно равны 32 и
72
Рис. 3.3. Принципиальная схема регулятора РД-50М:
1 — корпус; 2 — пружина; 3 — нажимная шайба; 4 — крестовина; 5 — мембрана;
6 — система рычагов; 7 — предохранительное устройство
50 мм. На рис. 3.3 показан регулятор РД-50М, состоящий из корпу-
са 1 и крестовины 4, соединяющихся с помощью нажимной шай-
бы 5. По импульсной трубке газ подается в подмембранное про-
странство регулятора и оказывает воздействие на эластичную мем-
брану 5, на которую сверху оказывает противодавление пружина 2.
Если потребление газа увеличится, то давление в подмембранном
пространстве упадет, равновесие мембраны нарушится и она под
действием пружины 2 переместится вниз. Перемещая вниз рычаж-
ный механизм 6, мембрана отводит поршень от клапана, расход
газа увеличивается и давление поднимается до требуемого. В случае
уменьшения расхода газа потребителями давление в подмембран-
ном пространстве повысится и процесс регулирования произой-
дет в обратной последовательности.
Вследствие негерметичности закрытого клапана выходное дав-
ление при отсутствии расхода газа будет повышаться, и мембрана
регулятора поднимется, преодолевая усилие малой пружины. При
этом клапан предохранительного устройства /откроется, и за счет
сброса определенного количества газа в атмосферу дальнейший
рост давления в сети за регулятором прекратится.
Регуляторы типа РСД прямого действия, различающиеся раз-
мером условного прохода (32 и 50 мм), обеспечивают снижение
давления газа с 0,3 до 0,01...0,11 МПа. Разработаны они на базе
регуляторов РД-32М и РД-50М. Регулятор типа РСД, принципи-
альная схема которого представлена на рис. 3.4, работает следу-
ющим образом. По импульсной трубке 27 через штуцер 31 в под-
мембранное пространство регулятора поступает газ с давлением
на выходе и стремится переместить мембрану вверх. Мембрана
73
Рис. 3.4. Принципиальная схема регулятора типа РСД:
1 — мембрана регулятора; 2 — игла вентиля; J, 11 — заглушка; 4 — дроссель; 5 —
сбросное отверстие; 6 — малая пружина пилота; 7, 23 — клапаны; 8 — мембрана
пилота; 9 — большая пружина пилота; 10 — рукоятка; 12, 25 — прокладки; 13 —
нажимная гайка; 14 — пружина; 15, 26 — шайбы; 16 — шток; 17 — диск; 18 —
импульсная трубка газа с начальным давлением; 19 — сухарь; 20 — накидная
гайка; 21 — золотник; 22 — уплотнение; 24 — тройник; 27 — импульсная трубка
газа с конечным давлением; 28 — толкатель; 29 — опора; 30 — рычаг; 31 — штуцер
сжимает пружину 14, которая упирается в шайбу 75, а вверху —
в диск, закрепленный на штоке 16. Шток связывает мембрану с
нажимной шайбой, установленной на верхнем торце пружины.
Предварительно сжатая пружина удерживает мембрану в верхнем
положении, когда золотник закрывает седло клапана.
По импульсной трубке 18 газ с начальным давлением подается
на регулятор. После понижения давления до заданного значения
газ поступает через дроссель 4 в надмембранное пространство, стре-
мясь переместить мембрану вниз. Давления на мембрану сверху и
снизу выравниваются, и клапан 23 устанавливается на определен-
ном расстоянии от седла. Если потребление газа увеличится, то
давление в импульсной трубке 27 и в подмембранном простран-
стве уменьшится, мембрана переместится вниз и через рычажную
передачу 30 клапан переместится влево, увеличив проход газа. Это
приведет к восстановлению давления газа на выходе из регулятора.
Если потребление уменьшится, процесс регулирования осуществит-
ся в обратном направлении.
74
На рис. 3.5 показано устройство регулятора РДУК-2, которые
выпускают с условным проходом 50, 100, 200 мм.
Регуляторы давления состоят из следующих основных элемен-
тов: регулирующего клапана с мембранным приводом; регулятора
управления; дросселей и соединительных трубок.
В середину гнезда тарелки мембраны упирается толкатель, на
него давит шток 10, который свободно перемещается в колонке 9.
В верхнем конце штока прикреплен золотник клапана.
Газ, выходящий из пилота, по импульсной трубке 8 поступает
под мембрану регулятора и частично по трубке 7 сбрасывается в
выходной газопровод. Для ограничения сброса в месте соединения
трубки 7с газопроводом устанавливается дроссель диаметром 2 мм,
устанавливающий необходимое давление газа под мембраной ре-
гулятора при незначительном расходе его через пилот.
Импульсная трубка 6 соединяет надмембранную полость регу-
лятора с газопроводом после регулятора. Надмембранная полость
пилота также сообщается с газопроводом после регулятора через
импульсную трубку конечного давления 1.
Если сверху давление газа на мембрану 5 регулятора будет боль-
ше, снизу клапан будет закрыт и откроется он только в том слу-
чае, когда давление газа под мембраной будет достаточным для
Рис. 3.5. Устройство регулятора РДУК-
2 (а), его пилота (б) и схема обвязки пи-
лота с регулятором (в):
1 — импульсная трубка конечного давле-
ния; 2 — импульсная трубка начального
давления; 3 — корпус регулятора; 4 — кла-
пан; 5 — мембрана; 6 — импульсная труб-
ка стабилизации; 7 — импульсная трубка
сброса; 8 — импульсная трубка под мем-
брану регулятора; 9 — колонка; 10 —
шток
в
75
преодоления давления газа на клапан сверху и преодоления силы
тяжести мембранной подвески.
Принцип работы регулятора заключается в следующем. Газ с
начальным давлением, пройдя через фильтр, из надклапанной
камеры регулятора попадает в пилот. Пройдя клапан 4 пилота, газ
движется по импульсной трубке 8, переходит через дроссель и
поступает в газопровод после регулятора давления.
Клапан пилота, дроссель и импульсные трубки 6...8 образуют
усилитель дроссельного типа. Импульс газа с конечным давлени-
ем, воспринимаемый пилотом, усиливается дроссельным устрой-
ством, трансформируется в командное давление и по импульсной
трубке 8 передается в подмембранное пространство исполнитель-
ного механизма, перемещая регулирующий клапан 4.
При уменьшении потребления газа растущее давление после
регулятора по импульсной трубке 1 передается на мембрану пило-
та, которая опускается вниз, закрывая клапан. В этом случае газ из
полости высокого давления по импульсной трубке 2 не сможет
пройти через пилот, поэтому давление его под мембраной регуля-
тора станет постепенно уменьшаться. Когда давление под мембра-
ной окажется меньше силы тяжести, действующей на ее тарелку,
и давления газа, оказываемого на клапан сверху, мембрана начнет
опускаться, вытесняя газ из подмембранной полости через им-
пульсную трубку 7 на сброс.
При увеличении потребления газа давление после регулятора
уменьшается. И этот импульс передается по трубке 7 на мембрану
пилота, которая под действием пружины пойдет вверх, открывая
клапан. Газ из полости высокого давления по импульсной трубке 2
поступит на клапан пилота и затем по трубке 8 попадет под мем-
брану регулятора. Часть газа при этом пойдет на сброс по трубке 7.
Давление газа под мембраной регулятора возрастет, станет больше
силы тяжести мембранной подвески и давления газа на клапан
сверху, что приведет к перемещению мембраны вверх. Клапан ре-
гулятора при этом откроется, и расход газа возрастет.
Давление газа после регулятора повышается до заданного зна-
чения.
Регуляторы давления типа РДБК-1 являются модернизацией
регуляторов типа РДБК-2. Это блочные регуляторы, выпускаемые
в двух исполнениях.
Регуляторы типа РДБК-1 непрямого действия включают в себя
односедельный регулирующий клапан, регулятор управления не-
прямого действия, стабилизатор, два регулирующих дросселя и
дроссель из надмембранной камеры регулирующего клапана.
Схема работы РДБК-1 приведена на рис. 3.6. Корпус 77регули-
руюшего клапана чугунный литой фланцевый вентильного типа
сверху перекрыт крышкой. В верхней части корпуса клапана распо-
ложен фильтр для очистки газа 16, а к нижней крепится мембран-
76
14 13
Рис. 3.6. Схема работы РДБК-1:
1 — стабилизатор; 2, 4, 5, 9, 18, 19 — импульсные трубки; 3 — пилот; 6 — мано-
метр; 7— газопровод; 8 — кран; 10, 11, 12— регулирующие дроссели; 13— мемб-
рана; 14 — мембранная камера; 15 — импульсная колонка; 16 — фильтр; 17 —
корпус регулирующего клапана; К — контролируемая точка
ная камера 14. Вертикальное перемещение мембраны 13 вызывает
изменение положения плунжера относительно седла и, следова-
тельно, изменение расхода газа. Подмембранная полость камеры 14
через регулирующий дроссель 12 и импульсную трубку 4 соедине-
на с пилотом 3. Поступающий от пилота поток газа сбрасывается
через регулирующий дроссель 10 в импульсную колонку 75, из
которой направляется по импульсному трубопроводу в газопровод
после регулятора. С помощью регулирующих дросселей 10, 72 уста-
навливается необходимое давление в подмембранной полости. Дав-
ление газа в трубопроводе после регулятора по импульсной трубке
передается в импульсную колонку 75, соединенную с надмемб-
ранной полостью регулирующим дросселем 77, который предназ-
начен для поднастройки регулятора в случае возникновения виб-
рационных режимов.
Для подключения манометра 6, показывающего входное давле-
ние, предусмотрен кран <?на верхнем штуцере импульсной колон-
ки 75. Составными частями РДБК-1 являются стабилизатор 1 и
пилот. Газ с начальным давлением из корпуса 77 регулирующего
клапана после очистки в фильтре 16 по трубке 19 подается в ста-
билизатор 7, а из него по трубке 2 в пилот. Надмембранная по-
77
лость пилота соединена трубкой 5 через импульсную колонку 75 с
импульсной трубкой 9, поэтому давление в этой полости равно
давлению в импульсной колонке и контролируемой точке К газо-
провода 7 на выходе из регулятора. Давление в этой точке измеря-
ется манометром 6.
Из пространства под седлом пилота газ по трубке 4 через регу-
лирующий дроссель 10 постоянно сбрасывается в импульсную ко-
лонку и по трубке 9 в газопровод после регулятора, а через регули-
рующий дроссель 12 поступает в подмембранное пространство ре-
гулирующего клапана. Это пространство через трубку /<? сообщает-
ся с подмембранной полостью стабилизатора 7.
Газ с начальным давлением, поступающий в стабилизатор, дрос-
селируется и направляется к пилоту. Так как подмембранное про-
странство стабилизатора соединено с подмембанным простран-
ством регулирующего клапана, то стабилизатор не поддерживает
после себя постоянное давление, а обеспечивает постоянный пе-
репад давлений в пилоте. Если давление в контролируемой точке
газопровода после регулятора возросло, то давление над мембра-
ной регулирующего клапана увеличится, а под мембраной — умень-
шится. В результате плунжер переместится к седлу, и давление в
контролируемой точке уменьшится до заданного. Некоторое умень-
шение давления в подмембранной полости регулирующего клапа-
на и соответственно под мембраной стабилизатора вызовет при-
ближение плунжера стабилизатора к своему седлу и снижение дав-
ления во входном штуцере пилота. Таким образом, на сколько ме-
няется давление газа после пилота, примерно на столько же изме-
няется давление до него и, следовательно, в нем сохраняется пе-
репад давлений, т. е. сводится к минимуму зависимость выходного
давления от колебаний входного.
Если давление газа на выходе из регулятора уменьшится, то
соответственно уменьшится давление в полости над мембраной
пилота, т. е. мембрана, нагруженная сжатой пружиной, поднимет-
ся, и шток с плунжером переместится вверх, освобождая седло.
Расход газа, поступающего к регулирующему клапану, возрастет.
Одновременно с уменьшением давления в надмембранной полос-
ти регулирующего клапана, сообщающейся с контролируемой точ-
кой К газопровода после регулятора давления, возрастет давление
в его подмембранной полости. Плунжер поднимется, расход газа
увеличится и давление в контролируемой точке К вернется к за-
данному значению. При этом на то же значение, на которое воз-
росло давление в подмембранной полости регулирующего клапа-
на, увеличится давление после стабилизатора, и давление в дрос-
сельном устройстве пилота восстановится.
Регулятор РДБК-Ш состоит из двух основных узлов: односе-
дельного регулирующего клапана с импульсной колонкой и регу-
лятора управления прямого действия — пилота.
78
Рис. 3.7. Схема работы РДБК-1П:
1 — пилот; 2, 5, 12 — импульсные трубки; 3 — манометр; 4 — газопровод после
регулятора давления; 6... 8 — регулирующие дроссели; 9 — импульсная колонка;
10 — кран на верхнем штуцере импульсной колонки; 11 — регулирующий клапан;
К — контролируемая точка
Схема работы РДБК-1П приведена на рис. 3.7. Газ с входным
давлением после фильтра в регулирующем клапане 11 по трубке 12
поступает в пилот 1, который поддерживает постоянное давление
в подмембранной полости регулирующего клапана. Надмембран-
ная полость регулирующего клапана через импульсную колонку 9
и импульсную трубку 5 соединена с контролируемой точкой К
газопровода 4. Из подклапанного пространства пилота дроссели-
рованный газ проходит по трубке 2 и через дроссель 8 поддержи-
вает давление, соответствующее давлению в подмембранной по-
лости, сообщающейся с внутренним пространством импульсной
колонки через дроссель 7. Входное давление измеряют маномет-
ром 3. Основные технические характеристики регуляторов давле-
ния типов РДБК-1 и РДБК-1П приведены в табл. 3.1.
Институтом ГипроНИИГАЗ в последнее время разработан ряд
регуляторов нового поколения; РДГБ-6, РДГК-10, РДГД-20,
РДНК-100, РДСК-50, РДНК-400Ж. Основные технические харак-
теристики наиболее распространенных регуляторов нового поко-
ления приведены в табл. 3.2. Регулируемой средой в них является
природный газ.
Регуляторы РДГД-20, РДНК-400Ж и РДГК-50 имеют встроен-
ное автоматическое отключение и сбросное устройство.
79
Таблица 3.1
Основные технические характеристики регуляторов давления
типов РДБК-1 и РДБК-1П
Модификация Диаметр седла клапана, мм Макси- мальное давление, МПа Площадь седла клапана, см2 Коэффи- циент расхода Максимальная пропускная способ- ность (тыс.м3/ч) при выходном дав- лении газа 1000 Па, плотности 0,73 кг/м3 и различном входном давлении, МПа Габаритные размеры, мм Масса, кг
0,1 0,2 0,3 0,6 1,2 Длина Высо- та Шири- на
РДБК1П-25 21 1,6 2,68 0,659 0,31 0,465 0,62 1,085 2,014 200 240 335 17,8
РДБК1-25 21 1,6 2,68 0,659 0,31 0,465 0,62 1,085 2,014 200 240 335 21,3
РДБКШ-50 35 1,2 8,5 0,6 0,895 1,342 1,79 3,13 5,82 230 278 360 47
РДБК1-50 35 1,2 8,5 0,6 0,895 1,342 1,79 3,13 5,82 230 278 360 48,3
РДБК1П-100/50 50 1,2 32,3 0,5 1,12 2,13 2,84 4,97 9,24 350 440 466 78
РДБК1-100/50 50 1,2 32,3 0,5 1,12 2,13 2,84 4,97 9,24 350 440 466 79,5
РДБКШ-100/70 70 1,2 68,5 0,49 2,83 4,25 5,67 9,92 18,42 350 440 466 78
РДБК-100/70 70 1,2 68,5 0,49 2,83 4,25 5,67 9,92 18,42 350 440 466 79,5
еп
св
Д
S
ч
ю
св
н
Основные технические характеристики регуляторов давления
типов РДБК-1 и РДБК-1П
Масса, кг 17,8 21,3 47 48,3 78 79,5 78 79,5
Габаритные размеры, мм Шири- на 335 335 360 360 466 466 466 466
Высо- та 240 240 278 278 О 440 440 440
Длина 200 200 230 О еп 350 350 350 350
Максимальная пропускная способ- ность (тыс. м3/ч) при выходном дав- лении газа 1000 Па, плотности 0,73 кг/м3 и различном входном давлении, МПа 2‘1 2,014 2,014 5,82 5,82 9,24 9,24 18,42 оо ^ч
0,6 1,085 1,085 3,13 3,13 4,97 4,97 9,92 9,92
О 0,62 0,62 g\ г—< 1,79 2,84 2,84 5,67 5,67
0,2 1 0,465 0,465 1,342 1,342 2,13 2,13 4,25 4,25
o' 0,31 0,31 0,895 0,895 1,12 1,12 2,83 2,83
Коэффи- циент расхода 0,659 0,659 0,6 0,6 0,5 0,5 0,49 0,49
Площадь седла клапана, 2,68 2,68 8,5 8,5 32,3 32,3 68,5 68,5
Макси- мальное давление, МПа 1,6 1,6 ч »—Ч 1,2 ^ч
Диаметр седла клапана, мм сч гч 35 35 50 50 70 О
Модификация РДБКШ-25 РДБК1-25 РДБК1П-50 РДБК1-50 РДБК1П-100/50 РДБК1-100/50 РДБК1П-100/70 РДБК-100/70
80
Таблица 3.2
Основные технические характеристики наиболее распространенных
регуляторов нового поколения
Основные технические характеристики Регуляторы
РДГК-10 РДНК-400 РДСК-50 РДНК-У
Максимальное входное давление, МПа 0,6 0,6 До 1,2 1,2
Номинальное выходное давление, кПа 2,2 ±0,2 2,2 ±0,2 10 ...100 2,2 ±0,2
Пропускная способность, м3/ч 10 при 0,3 МПа 400 при 0,6 МПа 200 при 0,3 МПа 1000 при 0,6 МПа
Температурный диапазон, °C -40 ...+60 -40...+60 -40...+60 -40...+60
Масса, кг 23 8 15 8
3.4. Определение пропускной способности регуляторов
Выбор типа и размера регулятора давления зависит от расхода
газа, его входного и выходного давлений. Основными параметра-
ми, определяющими пропускную способность регулятора, явля-
ются условный диаметр Dv проходного сечения дросселирующего
органа и соответствующий ему коэффипиент пропускной способ-
ности Kv.
Возможны два варианта определения параметров регулятора дав-
ления:
по заданной пропускной способности Q, перепаду давлений
P\~Pi на дроссельном органе и температуре газа Топределят коэф-
фициент пропускной способности Kv, а затем по справочным дан-
ным выбирают соответствующий регулятор;
заданному расходу, перепаду давлений и температуре газа вы-
бирают регулятор, а затем рассчитывают условное проходное
сечение и коэффициент пропускной способности.
Коэффициент пропускной способности Kv характеризует про-
пускную способность дросселирующего органа и зависит от его
проходного сечения и гидравлического сопротивления. Численно
Kv равен количеству воды в тоннах, которое пропускает данное
исполнительное устройство при перепаде давлений на его дроссе-
лирующем органе 1 кг/см2 за 1 ч, т.е. единицей измерения коэф-
фициента пропускной способности является т/ч.
81
Способ определения ^зависит от вида истечения газа через
дросселирующее устройство: докритическое, критическое или
сверхкритическое.
Под критическим понимается истечение газа с максимальной ско-
ростью, равной скорости звука, которая может быть достигнута на
выходе из дросселирующего органа регулятора при критических или
сверхкритических отношениях входного р} и выходного р2 давлений.
Характер течения газа через дросселирующий орган регулятора в зна-
чительной мере характеризует его пропускную способность.
В процессе истечения газов при заданном давлении р{ скорость
истечения и расход растут с уменьшением выходного давления р2
только до достижения этим отношением определенного для этого
газа значения, которое называется критическим (P2/Pi)Kp- Если р2/
/р\ достигло критического значения, то при заданном р, расход
газа становится максимальным при наименьшем давлении р2 = ркр:
к
Р2 _ Ркр _ Г 2 к-\
Р\ Р\ +
где к — показатель адиабаты.
Из этого уравнения следует, что отношение ркр/р] не зависит от
Pi, а также от выходного давления р2 и является функцией показа-
теля адиабаты к, а значит, зависит только от свойств газа.
Для природного газа к = 1,32, следовательно, Ркр = р2/р} = 0,542,
т.е. в регуляторе давления, который поддерживает низкое давле-
ние 200 Па (200 мм вод. ст.), при входном избыточном давлении
0,1 МПа и более наступит критический режим истечения газа.
Пропускная способность регулятора (при р = 0,1013 МПа и t =
= 0 °C), м3/ч:
00 = 1595^^^,
где <р — коэффициент, зависящий для данного газа отр2/р\ (рис. 3.8);
fc — площадь седла, см2; р{ — входное давление, абсолютное, МПа;
р — плотность газа, кг/м3.
к = 1,4
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Pi/Pi
Рис. 3.8. Зависимость коэффициента q> отр2/р}
До достижения критического значения р2/р\ расход газа растет
с увеличением входного давления р\. Если отношение р2/рх меньше
критического, то расход газа через регулятор растет пропорцио-
нально увеличению т.е. отношение р2/р\ на расход не влияет, а
коэффициент <р остается постоянным.
Учитывая значительные потери давления в корпусе регулятора,
действительный расход газа через регулятор будет меньше теоре-
тического, и для его определения вводят поправочный коэффи-
циент а меньше единицы:
Со = 1595<p/capJ--
3.5. Предохранительно-запорные клапаны
Повышение и понижение давления газа после регулятора дав-
ления сверх допустимых пределов может привести к аварийной
ситуации. При повышении давления газа возможны отрыв пламе-
ни у горелок газоиспользующего оборудования и появление в ра-
бочем объеме газовоздушной смеси. Значительное понижение дав-
ления газа может привести к проскоку пламени в горелку или его
погасанию, что приведет к образованию взрывоопасной газовоз-
душной смеси в топках и газоходах агрегатов.
Для предотвращения недопустимого изменения давления газа в
ГРП (ГРУ) устанавливают предохранительно-запорные клапаны
(ПЗК) и предохранительные сбросные клапаны (ПСК).
Если по условиям производства перерыв в подаче газа недопу-
стим, то вместо ПЗК должна быть предусмотрена сигнализация
оповещения обслуживающего персонала.
Устройство предохранительно-запорного клапана низкого
(ПКН) и высокого (ПКВ) давлений показано на рис. 3.9. Если
контролируемое давление газа возрастает выше верхнего предела,
установленного большой пружиной 9, то мембрана 13, преодоле-
вая усилие пружины, поднимается вверх и поворачивает коромыс-
ло 12, наружный конец которого выходит из зацепления с упором
молотка 2. Под действием груза молоток падает и ударяет по сво-
бодному концу анкерного рычага 4, который освобождает рычаг
5, укрепленный на валу, и клапан 7 под действием собственного
веса и веса груза рычага 5 опускается на седло корпуса 6 и пере-
крывает проход газа. Если контролируемое давление газа упадет
ниже заданного нижнего предела, установленного малой пружи-
ной 10, мембрана 13 под действием этой пружины пойдет вниз и
опустит внутренний конец коромысла 12. При этом нагруженный
конец коромысла выйдет из зацепления с упором молотка, кото-
рый упадет и закроет клапан.
яч
Предохранительно-запорные клапаны типа КПН (рис. 3.10)
также могут быть двух исполнений: низкого давления (КПН) и
высокого (КПВ).
Корпус 9 такого клапана фланцевый, вертикального типа. При
подаче газа седло 8 перекрывается клапаном 10 с резиновым уп-
лотнителем 11. Шток клапана перемещается вертикально, к на-
правляющей 12, которая состоит из шайбы 4, стакана 2, двух вту-
лок 3 и тарелок 6. Прижатие клапана к седлу осуществляется пру-
жиной 5. Перепускной клапан 7 служит для выравнивания давле-
ния до и после клапана 10. При подъеме штока клапана 10 на не-
большую высоту (1,5...2 мм) перепускной клапан открывается,
давление в обеих полостях корпуса выравнивается, что позволяет
далее открыть клапан 10 полностью, без большого усилия.
Шток клапана 10 зацеплен штифтом с вилкой 1. Для фиксации
штифта служит винт 75. На головке 14 клапана расположен команд-
ный прибор 13. В табл. 3.3 приведены основные технические харак-
теристики применяемых предохранительных запорных клапанов.
Согласно «Правилам безопасности в газовом хозяйстве» верх-
ний предел срабатывания предохранительно-запорных клапанов
не должен превышать максимальное рабочее давление газа после
регулятора более чем на 25%.
Настройка ПЗК на срабатывание зависит от назначения ГРП,
который может обеспечивать подачу газа в тупиковую или кольце-
вую газораспределительную сеть.
Рис. 3.9. Клапан предохранительный запорный типа ПКН (ПКВ):
/ — пробка; 2 — молоток; 3 — крышка; 4 — анкерный рычаг; 5 — рычаг; 6 —
корпус; 7 — клапан; 8 — направляющая стойка; 9 — большая пружина; 10 —
малая пружина; 11 — шток; 12 — коромысло; 13 — мембрана; 14 — переходной
фланец; 15 — тарелка; 16 — поворотный вал; 17 — вилка
84
Рис. 3.10. Предохранительный запорный клапан КПН-200 (КПВ-200):
/ — вилка; 2 — стакан; 3 — втулка; 4 — шайба; 5 — пружина; 6 — тарелка; 7 —
перепускной клапан; 8 — седло; 9 — корпус; 10 — клапан; 11 — резиновое уплот-
нение; /2 — направляющая; /3—командный прибор; 14 — головка клапана; 15 —
винт
При тупиковой системе разводки газопроводов выключение и
отключение части потребителей может вызвать кратковременное,
но значительное понижение или повышение давления газа в кон-
тролируемой точке даже при исправном регуляторе. Во избежание
срабатывания ПЗК в случае повышения давления и отключения
всех потребителей в обычном (не аварийном) режиме клапан на-
страивают на давление, несколько большее того, на которое на-
строено предохранительное сбросное устройство (ПСУ). Это уст-
ройство, сбрасывая небольшие количества газа в атмосферу, не
позволяет подниматься давлению в контролируемой точке до зна-
чения срабатывания ПЗК.
При неисправном регуляторе сброс через ПСУ окажется недо-
статочным, давление в контролируемой точке повысится, ПЗК
сработает и перекроет подачу газа потребителям.
Кольцевая система газопровода запитывается газом от несколь-
ких ГРП, поэтому изменение отбора газа потребителями скажется
на их работе.
Неисправность одного из регуляторов и связанное с этим уве-
личение давления вызывают уменьшение подачи газа в кольце-
вую сеть газопровода регуляторами других ГРП. В этом случае сброс
в атмосферу газа через ПСУ в ГРП с неисправным регулятором
85
Таблица 3.3
Основные технические характеристики ПЗК, применяемых
в системах газоснабжения
Марка клапана Максимальное, входное давление, МПа Пределы настройки контролируемого давления, МПа
верхний нижний
П КН-50* ПКН-100 ПКН-200 1,2 1,6 1,6 0,0003...0,003 0,002-0,06
П КВ-50 ПКВ-100 ПКВ-200 1,2 1,6 1,6 0,003.-0,03 0,03.-0,65
КПН-200 1,2 0,0003 -0,003 0,003-0,008 0,002-0,007
КПВ-200 0,003 ...0,01 0,01-0,03 0,03-0,7
ПКК-40МН 0,6 (1,2) (1,6) 0,01-0,015 0,0015-0,005
ПКК-40МС 0,005 -0,06
КПЗ-50Н КПЗ-1 ООН 1,2 0,0003-0,003 0,002-0,06
КПЗ-50В КПЗ-100В 0,003-0,03 0,03-0,6
КПЭГ-50 (50П) КПЭГ-100 (100П) 1,2 Диапазон настройки 0.. 1,2
* Число в маркировке клапана обозначает диаметр присоединительного
патрубка D.
недопустим, так как он может продолжаться длительное время,
снижая давление газа в газопроводе, что невыгодно с экономи-
ческой точки зрения и вредит экологии. Поэтому в кольцевых
системах ПЗК настраивают на давление срабатывания, меньшее,
чем давление начального открытия ПСУ. При этом ПСУ предох-
раняет кольцевую систему газопроводов от повышения в ней дав-
ления сверх допустимых пределов в случае, когда в ГРП сработал
ПЗК, но из-за негерметичности затвора давление в системе уве-
личивается.
86
3.6. Предохранительные сбросные устройства.
Определение пропускной способности
Для предотвращения повышения давления газа выше допусти-
мого значения после регулятора давления устанавливают предох-
ранительное сбросное устройство, которое сбрасывает в атмосфе-
ру избыточный объем газа.
Согласно «Правилам безопасности в газовом хозяйстве» пре-
дохранительные сбросные клапаны, в том числе встроенные в ре-
гулятор давления, должны обеспечивать сброс газа при превыше-
нии максимального рабочего давления после регулятора не более
чем на 15 %.
По конструктивному устройству ПСУ разделяют на пружин-
ные, мембранные и жидкостные.
Пружинные предохранительные сбросные клапаны снабжают-
ся устройством для принудительного открытия и контрольной про-
дувки с целью предотвращения прикипания, примерзания или при-
липания плунжера к седлу, а также для удаления твердых частиц,
попавших между уплотнительными поверхностями.
Табл и ца 3.4
Основные технические характеристики сбросных клапанов
Марка клапана Максимальное рабочее давление, МПа Диапазон настройки, МПа
СППК4Р-50-16 1,6 0,05... 1,6
СППК4Р-80-16 1,6 0,05... 1,6
СППК4Р-100-16 1,6 0,05... 1,6
СППК4Р-150-16 1,6 0,05... 1,6
ПСК-50Н/5 0,005 0,002...0,005
ПСК-50С/50 0,05 0,02...0,05
ПСК-50С/125 0,125 0,05... 0,125
ПСК-50В/400 0,4 0,125 ...0,4
ПСК-50В/1000 1,0 0,4... 1,0
КПС-50Н/6 0,006 0,002 ...0,006
КПС-5ОС/5О 0,05 0,02.„О,05
КПС-50С/125 0,125 0,05... 0,125
КПС-50С/300 0,3 0,125...0,3
JCFIC-50B/600 0,6 0,3 ...0,6
ПСК-32Н/23 0,0023 0,0023
ПСК-32Н/4 0,004 0,004
ПСК-32Н/5 0,005 0,002 ...0,005
ПСК-32Н/50 0,05 0,02 ...0,05
ПСК-32Н/125 0,0125 0,05... 0,125
Примечание. Первое число после буквенного обозначения типа клапана —
условный диаметр входного патрубка, мм.
Рис. 3.11. Сбросной клапан СППК4Р-50-16:
1 — плунжер; 2 — пружина; 3 — опорная шайба; 4 — винт; 5 — рычаг
Предохранительные сбросные клапаны подразделяются на пол-
ноподъемные и малоподъемные. Их основные характеристики при-
ведены в табл. 3.4. У малоподъемных клапанов открытие затвора
происходит постепенно, пропорционально увеличению давления
в контролируемой точке газопровода. Полноподъемные клапаны
открываются полностью и резко и также резко закрываются при
понижении давления.
На рис. 3.11 показан клапан предохранительный специальный
полноподъемный пружинный с рычагом для контрольной про-
дувки, устанавливаемый на газопроводах среднего и высокого дав-
лений.
Входной патрубок такого клапана соединен с контролируемым
участком газопровода после регулятора давления. В корпусе клапа-
на установлен плунжер 7, прижимаемый к седлу пружиной 2, уси-
лие которой регулируется перемещением опорной шайбы 3 при
88
Рис. 3.12. Клапан сбросной ПСК-
50:
1 — корпус; 2 — направляющие; 3 —
тарелка; 4 — чашка; 5 — регулировоч-
ный винт; 6 — пружина; 7 — крышка;
8 — мембрана; 9 — клапан
вращении в резьбе винта 4. При возрастании давления во входном
патрубке выше заданного плунжер поднимается, при этом давле-
ние газа действует на всю его торцовую поверхность, которая боль-
ше центральной части, и возросшее статическое давление отжи-
мает плунжер вверх. Кроме того, скошенная внутрь поверхность
кромки плунжера отклоняет вниз поток газа, вытекающего из сед-
ла. При таком отклонении потока создается реактивная сила, ко-
торая суммируется с увеличенным статическим давлением на плун-
жер. Равновесие между усилием пружины и давлением газа на плун-
жер нарушается, и плунжер рывком поднимается в крайнее верх-
нее положение. Когда давление газа в трубопроводе становится мень-
ше усилия сжатия пружины, плунжер садится на седло, герметич-
но перекрывая поток газа. Клапан снабжен рычагом 5 для прину-
дительного открытия и контрольной продувки.
На рис. 3.12 представлен сбросной пружинный клапан мемб-
ранного типа прямого действия, устанавливаемый на газопроводы
низкого и среднего давлений.
Чугунный корпус такого клапана выполнен в виде усеченного
куба с фланцем, седлом и двумя отверстиями. Седло перекрывает-
ся клапаном с резиновым уплотнением. Пружина зажата между
тарелками мембраны и регулировочным винтом. При вращении
регулировочного винта перемещается нижняя тарелка мембраны,
изменяя усилие пружины, определяющей настройку клапана на
давление в заданных пределах.
Газ из сети через входной патрубок корпуса поступает в над-
мембранную полость. При установившемся режиме контролиру-
емое давление газа в установленных пределах уравновешивается
пружиной, и клапан герметично закрыт.
Когда давление газа в сети превысит предел настройки, мемб-
рана, преодолевая усилие пружины, опустится вместе с клапа-
ном, открывая при этом выход газу в атмосферу через выходной
патрубок. Сброс газа будет происходить до снижения давления в
89
Рис. 3.13. Клапан предохранитель- !
ный сбросной КПС-50:
1 — заглушка; 2 — специальный болт;
3 — прокладка; 4 — тарелка; 5 — кла-
пан; 6— опорная шайба; 7— винт; S—'
крышка; 9 — регулировочный винт; 10—
рычаг; 11 — опора; 12— тарелка; 13 —
тяга; 14 — пружина; 15 — крышка; 16—
мембрана; 77—седло; 1S — направля-
ющая; 19 — корпус
сети ниже заданного, после чего под действием пружины клапан
закроется.
На рис. 3.13 показан предохранительный сбросной клапан КПС-
50, принцип работы которого аналогичен принципу работы кла-
пана типа ПСК.
На рис. 3.14 представлен предохранительный сбросной клапан
ПСК-32, который устанавливается на газопроводах низкого и сред-
него давлений.
Этот клапан состоит из корпуса 5, крышки 3, клапана в сборе 4,
пружины 2 и регулировочного винта с тарелкой 7.
Сброс газа
Рис. 3.14. Сбросной клапан ПСК-32:
I — тарелка; 2 — пружина; 3 — крышка; 4 — клапан; 5 — корпус
90
В корпусе имеется седло, ко-
торое перекрывается клапаном
с резиновым уплотнением. Меж-
ду клапаном и тарелкой жестко
закреплена мембрана.
Как сбросное устройство
пропорционального действия
работает гидравлический пре-
дохранитель (ГП). Затворная
жидкость герметично перекры-
вает проход газа при снижении
давления в газопроводе ниже ра-
бочего, исключая его утечку в
атмосферу.
К недостатком данного кла-
пана относятся громоздкость и
ограниченное применение (толь-
ко для газопроводов низкого
давления).
Гидравлический предохрани-
тель (рис. 3.15) состоит из кор-
пуса 1 и двух фланцевых пат-
рубков — входного 4 и выход-
ного 2. Фланец входного патруб-
ка соединен с контролируемым
участком газопровода. Нижняя
часть входного патрубка через
крышку 3 опушена в корпус
так, чтобы ее обрез не доходил
до дна. Корпус заполнен затвор-
Рис. 3.15. Гидравлический предо-
хранитель:
1 — корпус; 2 — выходной патрубок; 3 —
крышка; 4 — входной патрубок
ной жидкостью.
Началом срабатывания ГП следует считать момент появления пер-
вых пузырьков газа, барботирующих через жидкость, полным откры-
тием — работу ГП при давлении в контролирующей точке газопро-
вода, превышающем заданное на 15 %.
Выбор конструкции предохранительного сбросного клапана про-
изводится в соответствии с требуемой пропускной способностью.
Количество газа, подлежащее сбросу ПСК при наличии перед
регулятором ПЗК, должно удовлетворять условию:
0 >0,00050,,
где Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа
при t = О °C и />6ар = 0,10132 МПа, м3; Qd — расчетная пропускная
способность регулятора давления при тех же условиях, м3/ч.
При отсутствии перед регулятором давления ПЗК количество
газа, подлежащее сбросу, определяют по следующим формулам:
91
для регуляторов давления с золотниковым клапаном
0>0,01(2л
для регулирующих заслонок
Q>0,02Qd.
При необходимости параллельной установки в ГРП нескольких
регуляторов давления суммарное количество газа, подлежащее сбро-
су ПСК в течение часа, должно удовлетворять условию:
Q' г Qn,
где Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа
для каждого регулятора, м3; п — число регуляторов давления, шт.
Молоточные, мембранные и пружинные ПСК имеют неболь-
шую пропускную способность.
Для обеспечения устойчивой работы системы газораспределе-
ния пропускная способность ПСУ должна возрастать плавно по
мере увеличения давления в контролируемой точке газопровода
таким образом, чтобы начало сброса газа в атмосферу происходи-
ло при превышении заданного давления не более чем на 5%, а
полное открытие ПСУ — при превышении его на 15 %.
3.7. Газовые фильтры
Газовые фильтры предназначены для очистки газа от пыли,
ржавчины, смолистых веществ и других твердых частиц. Качествен-
ная очистка газа позволяет повысить герметичность запорных уст-
ройств, а также увеличить межремонтное время их эксплуатации
за счет уменьшения износа уплотняющих поверхностей. При этом
также уменьшается износ и повышается точность работы расходо-
меров (счетчиков и измерительных диафрагм), особенно чувстви-
тельных к эрозии. Правильный выбор фильтров и их квалифици-
рованная эксплуатация являются важнейшими факторами обеспе-
чения надежного и безопасного функционирования системы газо-
снабжения.
Наиболее важной частью газового фильтра является фильтру-
ющий материал, который должен быть химически инертен к газу,
а также должен обеспечивать требуемую степень ей очистки и не
разрушаться под воздействием рабочей среды и в процессе перио-
дической очистки.
По используемому фильтрующему материалу серийно выпус-
каемые фильтры подразделяются на сетчатые и волосяные. В сетча-
тых фильтрах материалом является плетеная металлическая сетка,
а в волосяных — кассеты, набитые капроновой нитью (или прес-
сованным конским волосом) и пропитанные висциновым мас-
лом.
92
Сетчатые фильтры, особенно двухслойные, отличаются повы-
шенной тонкостью и интенсивностью очистки. В процессе эксплу-
атации по мере засорения сетки тонкость фильтрования повыша-
ется, но одновременно уменьшается пропускная способность филь-
тра.
Фильтрующая способность волосяных фильтров, наоборот, в
процессе эксплуатации снижается вследствие того, что частицы
фильтрующего материала уносятся потоком газа и при периоди-
ческой очистке встряхиванием.
Для обеспечения достаточной степени очистки газа от твердых
частиц скорость газового потока лимитируется и характеризуется
максимально допустимым перепадом давлений на сетке или кас-
сете фильтра.
Максимально допустимый перепад давлений на сетчатых филь-
трах не должен превышать 5000 Па, на волосяных — 10000 Па, а
до начала эксплуатации или после очистки и промывки фильтра
этот перепад должен составлять соответственно 2000...2500 Па и
4000...5000 Па.
В конструкциях фильтров предусмотрены штуцеры для присо-
единения приборов, с помощью которых определяется падение
давления на фильтрующем элементе.
По направлению движения газа через фильтрующий элемент
все фильтры можно разделить на прямоточные и поворотные, по
конструктивному исполнению — на линейные и условные, по ма-
териалу корпуса и методу его изготовления — на чугунные (или
алюминиевые) литые и стальные сварные.
Сетчатые фильтры. Рассмотрим работу сетчатого фильтра типа
ФС (рис. 3.16), где в качестве фильтрующего элемента используют
однослойную плетеную металлическую сетку заводского изготов-
ления, которую, придав ей форму цилиндра, припаивают к встав-
ленному внутрь этого цилиндра каркасу.
В корпусе 1 фильтра расположена
обойма, состоящая из проволочного
каркаса (кассеты) 2 и обтягивающей
его мелкоячеистой сетки 3. Обойма
прижимается к выступам корпуса
пробкой 4. Газ из входного патрубка
фильтра поступает внутрь обоймы, на
сетке которой задерживаются и час-
тично ссыпаются вниз твердые час-
тицы. Пройдя через сетку, очищенный
газ попадает в выходной патрубок
фильтра и из него направляется к ос-
новному оборудованию.
Для очистки фильтра при закры-
тых запорных устройствах до и после
Рис. 3.16. Фильтр сетчатый
типа ФС:
1 — корпус; 2 — кассета; 3 —
сетка; 4 — пробка; 5 — штуцеры
93
него вывертывают пробку,
Рис. 3.17. Фильтр газовый типа!
ФГ:
1 — крышка; 2 — штуцеры; 3 —>
фильтрующий элемент; 4 — решет-
ка; 5 — кассета; 6 — фланец; 7 —
отбойный лист; 8 — корпус
из корпуса вынимают обойму и
сетку
тщательно промывают. Штуцеры 5 служат для подключения диф-
манометра. Фильтры такой конструкции изготавливаются и со сталь-
ным сварным корпусом (типа ФСС).
Волосяные фильтры. Рассмотрим работу волосяного фильтра типа
ФГ (рис. 3.17), в чугунном корпусе 8 которого находится кассета 5.
Перед кассетой (по ходу газа) установлен отбойный лист (сталь-
ная пластина) 7, предотвращающий ее повреждение крупными
твердыми частицами. Торцовые части кассеты затянуты проволоч-
ными сетками, пространство между которыми набивается капро-
новой нитью (или прессованным конским волосом), пропитан-
ной висциновым маслом. Через набивку, которая должна быть од-
нородной, без комков и жгутов, осуществляется очистка газа.
За
кассетой расположена решетка 4 (перфорированная металлическая
пластина), предохраняющая заднюю стенку фильтра от разрыва и
уноса фильтрующего материала при превышении допустимого пе-
репада давлений. Сверху корпус фильтра перекрыт крышкой 1,
закрепляемой болтами. Штуцеры 2 служат для подключения диф-
манометра при измерении перепада давлений.
Для очистки фильтра при закрытых запорных устройствах до
после него снимают крышку, вынимают кассету, а с фланца
и
6
снимают заглушку.
Встряхивая накопившиеся твердые частицы, кассету промыва-
ют в бензоле, ксилоле и других растворителях.
Корпусы волосяных фильтров так же, как и сетчатых, могут
изготавливаться из стали в сварном исполнении.
В табл. 3.5 приведены технические характеристики газовых филь-
тров, выпускаемых отечественной промышленностью.
94
Таблица 3.5
Технические характеристики газовых фильтров
— Марка Пропускная способность*, кг/м5 Максимальное рабочее давление, МПа Диаметр соединительного патрубка D, мм
Сетчатые фильтры
фС-25 1350 (1,2) 1,6 25
ФС-40 1700 (1,2) 1,6 40
ФС-50(П), (Л) 6500 (1,2) 1,6 50
ФГ-50С 7000 (1,2) 1,6 50
ФГ-50С/4 7000 (1,2) 1,6 50
ГФС-16-50 2100 (1,2) 1,6 50
ГФС-75-50 2100 (1,2) 7,5 50
ГФС-16-80 5400 (1,2) 1,6 80
ГФС-75-50 5400 (1,2) 7,5 80
ГФС-16-100 8600 (1,2) 1,6 100
ГФС-75-100 8600 (1,2) 7,5 100
ГФС-16-150 21 600 (1,2) 1,6 150
ГФС-75-150 21 600 (1,2) 7,5 150
ГФС-16-200 34 500 (1,2) 1,6 200
ГФС-75-200 34 500 (1,2) 7,5 200
ФГП-50 12 500 (1,2) 1,2 50
ФГП-80 20 000 (1,2) 1,2 80
Волосяные фильтры
ФГ-32М 530 1,6 32
ФГ-7-50-6 7000 (0,6) 0,6 50
ФГ-9-50-12 9000 (1,2) 1,2 50
ФГ-15-100-6 15 000 (0,6) 0,6 100
ФГ-19-100-12 19 000 (1,2) 1,2 100
ФГКР-9-50-1,2 9000 (1,2) 1,2 50
ФГКР-14-80-1,2 14000 (1,2) 1,2 80
1 ФГКР-19-100-1,2 19 000 (1,2) 1,2 100
Примечание. Пропускная способность фильтров приведена для природно-
го газа (р = 0,73 кг/м5) при давлении, указанном в скобках (МПа).
95
Определение пропускной способности. В табл. 3.5 пропускная спо-
собность фильтров указана для газа определенного состава и при
известных начальном и конечном давлениях. Для определения про-
пускной способности фильтров при использовании другого газа и
работе в другом режиме применяют формулу
\ Ро^РтР2т
где QT — пропускная способность фильтра при табличных услови-
ях, м3/ч; рОт — плотность газа табличная, кг/м3; р0 — плотность
газа при использовании другого газа, кг/м3; Дрт — перепад давле-
ний на фильтре при табличных условиях, МПа; Др — перепад
давлений на фильтре при работе в режиме, отличном от таблич-
ного, МПа; р2 — давление газа после фильтра при работе в режи-
ме, отличном от табличного, МПа; р2т — давление газа после филь-
тра табличное, МПа.
3.8. Оборудование для учета расхода газа
Расход — это количество вещества, протекающего через данное
сечение в единицу времени. Прибор, измеряющий расход веще-
ства, называется расходомером, а прибор, измеряющий массу и
объем вещества, — счетчиком. Прибор, позволяющий одновременно
измерять расход и количество вещества, называется расходомером
со счетчиком.
Устройство, воспринимающее измеряемый расход (диафрагма)
и преобразующее его в другую величину (перепад давлений), удоб-
ную для измерения, называют преобразователем расхода.
Количество вещества измеряют или в единицах массы (т, кг, г),
или в единицах объема (м3, см3, л). Расход измеряют в единицах
массы или объема, отнесенных к единицам времени (кг/ч, м3/ч).
Расход характеризует мощность системы, например газопрово-
да. На практике для расчета между поставщиками и потребителями
важно знать не только расход газа, подаваемого к потребителю, но
и количество газа, поданного за определенный промежуток вре-
мени (сутки, месяц, год).
Так как объем измеряется счетчиком при текущих значениях
рабочей температуры, давления и плотности газа, необходимо
измеренную величину привести к единому постоянному физиче-
скому параметру (стандартным или нормальным физическим ус-
ловиям).
Нормальные физические условия — давление 101325 Па, тем-
пература 273,15 К (0 °C).
Стандартные условия — давление 101325 Па, температура 293,1 К
(20 °C).
96
Приведение измеренного расхода газа к нормальным физиче-
ским условиям (н.у.) производится по формуле
/Ч Zl (Рат + РрУ^О
vo ~ —77------,
Po(fO + tp)z
где Qo — расход газа при нормальных физических условиях; Qp —
расход газа при рабочих условиях; рт — барометрическое давление
воздуха; рр — избыточное рабочее давление воздуха; t0 — нормаль-
ная температура; р0 — нормальное атмосферное давление; tp —
температура воздуха при рабочих условиях; г — коэффициент сжи-
маемости газа.
Диафрагмы. Эти устройства позволяют по перепаду давлений
измерить расход газа. Если в газопроводе на пути потока газа уста-
новить сужающее устройство — диафрагму, то площадь попереч-
ного сечения газового потока в этом месте уменьшится, а его сред-
И В. А. Жила
97
Таблица 3.6
Размеры и масса ротационных счетчиков
Марка счетчика Размеры, мм Масса, кг
А Н А* Б D В* Г
РГ-40 50 175 164x260 ПО — 10,5
РГ-100 80 240 260x340 150 — 27,5
РГ-250 125 360 380x425 200 275x170 75
РГ-400 150 360 380x530 225 290x170 90
РГ-600 150 440 470x620 225 290x200 142
РГ-1000 200 500 548x710 280 290x275 205
Примечания: 1. Цифры в марке счетчика — номинальный расход газа, м3/ч.
2. Присоединительные размеры фланцев на ру = 2,5 кгс/см2.
няя скорость увеличится за счет перехода части потенциальной
энергии давления в кинетическую. В результате статическое давле-
ние в узком сечении окажется меньше статического давления пе-
ред сужающим устройством. Чем больше расход газа, тем больше
будет разность этих давлений. Следовательно, измеряя образовав-
шийся перепад давлений, можно узнать расход газа.
Ротационные счетчики. Рассмотрим работу ротационных счет-
чиков типа РГ (рис. 3.18; табл. 3.6), предназначенных для измере-
ния расхода газа с давлением не более 0,1 МПа при температуре
газа и окружающего воздуха в пределах от 0 до +50 °C.
Счетчик типа РГ состоит из измерителя, счетного механизма и
дифференциального манометра.
В чугунном корпусе измерителя расточены два полуцилиндра, в
каждом из которых размещен ротор, имеющий форму восьмерки.
Расположение роторов — взаимно-перпендикулярное. На шейках
роторов смонтированы шестерни. Эти шестерни, находясь во вза-
имном зацеплении, обеспечивают синхронное вращение роторов
в противоположных направлениях. В боковых стенках корпуса смон-
тированы подшипники-опоры для роторов. Газ поступает в счет-
чик через верхний патрубок и выходит через нижний. Давление
газа на выходе всегда меньше, чем на входе. Этот перепад давле-
ний расходуется на вращение роторов в направлениях, показан-
ных на рис. 3.18, а. За один полный оборот роторов дважды проис-
ходит наполнение газом пространства между ними и стенками
корпуса (на рисунке условно отмечено точками), являющегося из-
мерительным объемом, и дважды происходит выталкивание этого
объема газа через нижний патрубок. Число оборотов фиксирует
счетный механизм, имеющий окошко для снятия значений объе-
ма газа, пропущенного через счетчик.
Глава 4
ВНУТРЕННЕЕ ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.
НОРМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
4.1. Газовые приборы и аппаратура
Работа газовых аппаратов характеризуется тепловой мощностью
эффективностью, которая оценивается коэффициентом полез-
ого действия и теплопроизводительностью. Различают номиналь-
ые и
предельные
значения этих показателей.
Номинальной теп-
лой мощностью называют мощность, при которой аппарат име-
наилучшие рабочие показатели — наибольшую полноту сгора-
ы газа при наиболее высоком КПД. При этом в конструктивных
тементах газовых аппаратов не должны возникать опасные тепло-
яе напряжения, которые смогут сократить срок их службы. Но-
инальная тепловая мощность, которая указывается в паспорте
шарата, определяется при номинальной тепловой нагрузке. Пре-
гльной тепловой мощностью является максимальная тепловая на-
зузка, превышающая номинальную на 20%.
Безопасность работы газовых аппаратов характеризуется пол-
отой сгорания газа и устойчивой работой газогорелочных уст-
сйств.
Для нормальной работы газогорелочного устройства необхо-
имо обеспечить:
подачу топлива с определенными параметрами;
подачу воздуха в количестве, достаточном для полного сжига-
ия газа;
перемешивание газа с воздухом;
зажигание газовоздушной смеси и поддержание в зоне горения
гмпературы, обеспечивающей полноту сгорания горючих компо-
ентов этой смеси;
своевременный отвод продуктов сгорания из зоны горения без
зрушения процессов сжигания газа.
Бытовую газовую аппаратуру можно сгруппировать следующим
зразом:
приборы для приготовления пищи (газовые плиты);
приборы для горячего водоснабжения (проточные водонагрева-
:ли);
99
приборы для индивидуального отопления (емкостные водона-
греватели, газовые камины).
Газовые плиты. Газовые плиты выпускают двух типов:
стационарные напольные 2-, 3- и 4-горелочные с духовым
шкафом;
настольные переносные, преимущественно 2-горелочные.
Основные параметры и размеры серийно выпускаемых унифи-
цированных газовых бытовых плит должны отвечать требованиям
ГОСТ 10798-85* (табл. 4.1).
Детали бытовых газовых плит (рис. 4.1) изготавливают из мате-
риалов, обеспечивающих коррозионную устойчивость, термиче-
скую стойкость, долговечность и надежность в эксплуатации. Для
Таблица 4.1
Характеристики унифицированных газовых стационарных
бытовых плит (по ГОСТ 10798—85*)
Характеристика Норма для плит
напольных настольных
Число горелок стола, не менее 2 2
Число горелок стола нормальной тепловой мощности для плит, не менее: 2-горелочных 3-горелочных 4-горелочных 1 2 2 1 2 2
Тепловая мощность горелок стола, кВт: пониженная нормальная повышенная 0,7 ±0,06 1,9 ±0,12 2,8±0,12
Тепловая мощность основной горелки духового шкафа на единицу объема, кВт/дм3, не более 0,09 —
Тепловая мощность жарочной горелки духового шкафа, кВт, не более 3,5 —
КПД горелок стола при номинальном режиме, %, не менее 56 57
Индекс оксида углерода, % об., не более 0,010
Полезный объем духового шкафа, дм3, не менее: 2- и 3-горелочных плит 4-горелочных и более 35 45 —
Размеры входного проема духового шкафа, мм, не менее: высота ширина 260 330 —
100
Окончание табл. 4.1
Характеристи ка Норма для плит
напольных настольных
Размеры плиты без учета выступающих элементов обслуживания и декоративных элементов, мм: высота Н (±5) глубина £: отдельно стоящей (±5) встраиваемой (—10) ширина В: отдельно стоящей (±5) встраиваемой (—10) расстояние b (+5): отдельно стоящей встраиваемой 850 450; 600 600 500; 520; 800 600 15 40 ПО; 125 300; 315 500
Условный проход входного штуцера газопровода, мм 15
Масса плиты шириной до 600 мм включительно, кг, не более: 2-горелочной 3-горелочной 4-горелочной 40 50 60 8 10 15
Масса плиты 3-горелочной шириной до 800 мм, кг, не более 60 15
Концентрация оксида азота, мг/м3, не более 200
Рис. 4.1. Универсальные газовые бытовые плиты:
а — напольные; б — настольные
101
ручек и кранов используют пластмассы и другие материалы, тер-
мически стойкие при температуре до 150 °C. Горелки и их детали
должны быть взаимозаменяемы, легко сниматься и устанавливать-
ся вновь без применения инструментов.
Газопроводы и арматура бытовых газовых плит должны быть
герметичными. Потери давления в приборах автоматического кон-
троля не должны превышать 100 Па.
Плиты изготавливают для работы на природном и сжиженных
газах с номинальным давлением 2...3 кПа.
Унифицированная бытовая газовая плита ПГ4 (рис. 4.2) пред-
ставляет собой тумбу без ножек. На лицевой стороне плиты разме-
щен распределительный щиток с пятью ручками, имеющими ука-
затели. Все ручки снабжены устройствами, предохраняющими от
случайного поворота из положения «0» (закрыто). Стол плиты зак-
рытого типа одновременно служит поддоном для сбора пролитой
пищи. Конфорочные решетки — прутковые, эмалированные или
оксидированные.
Духовой шкаф представляет собой цельносварную конструк-
цию, имеющую съемное дно и подвески для трех полок; объем
духового шкафа от 53 дм3. Дисковая горелка не имеет запальника и
зажигается через откидной лючок на дне духового шкафа.
В последнее время начато производство 4-горелочных плит по-
вышенной комфортности ПГ4-ВК, имеющих габаритные размеры
600x600x850 мм. Объем духового шкафа такой плиты 70 дм3. Горел-
Рис. 4.2. Общий вид унифицирован-
ной бытовой плиты ПГ4:
1 — крышка плиты или шиток; 2 — кры-
шка горелки; 3 — насадка горелки стола;
4 — решетка духового шкафа; 5 — проти-
вень для выпечки; 6 — жаровня; 7 — го-
релка духового шкафа; 8 — дверка су-
шильного шкафа; 9 — дверка духового
шкафа; 10 — термоуказатель; 11 — рас-
пределительный щиток; 12 — решетка
стола
102
ки стола имеют различную тепловую мощность: две — по 1,9 кВт,
одна — 2,8 кВт и одна — 0,7 кВт.
Краны горелок имеют фиксированное положение «малого пла-
мени». Автоматика терморегулирования включает в себя отсека-
тель газа (на случай погасания пламени) для обеих входящих в
комплект плиты горелок: основной и жаровой.
Газовые проточные водонагреватели. Основными узлами проточ-
ного водонагревателя (рис. 4.3) являются: газогорелочное устрой-
ство, теплообменник, система автоматики и газоотвод.
Газ низкого давления подается в инжекционную горелку 8. Про-
дукты сгорания проходят через теплообменник и отводятся в ды-
моход. Теплота продуктов сгорания передается протекающей через
теплообменник воде. Для охлаждения огневой камеры служит змее-
Рис. 4.3. Принципиальная схема
проточного водонагревателя:
1 — отражатель; 2 — верхний кол-
пак; 3 — нижний колпак; 4 — ка-
лорифер; 5 — запальник; б — ко-
жух; 7 — блок-кран; 8 — горелка;
9 — огневая камера; 10 — змеевик
Рис. 4.4. Аппарат водонагревательный
проточный бытовой типа ВПГ:
1 — термометр; 2 — автоматическое устрой-
ство безопасности по тяге с электромагнит-
ным клапаном; 3 — патрубок для подачи
газа; 4 — патрубок для выхода горячей воды;
5 — патрубок для подачи холодной воды; б—
кран блокировочный газовый; 7 — основная
горелка; 8 — запальная горелка; 9 — газо-
отводящее устройство
103
Таблица 4.2
Технические характеристики проточных газовых водонагревателей
Характеристика Марка водонагревателя
ВПГ-18-1-3-П ВПГ-20-1-3-П ВПГ-23 ВПГ-25-1-3-В
Тепловая мощность основной горелки, кВт 20,93 23,26 23,26 29,075
Номинальный расход газа, м3/ч:
природного 2,34... 1,81 2,58...2,12 2,94 Не более 2,94
сжиженного 0,87...0,67 0,96 ...0,78 0,87 Не более 1,19
Коэффициент полезного действия, %, не менее 82 82 83 83
Расход воды при нагреве на 45 °C, л/мин, не менее 5,4 6,1 7,0 7,6
Давление воды перед аппаратом, МПа:
минимальное 0,049 0,049 0,060 0,049
номинальное 0,150 0,150 0,150 0,150
максимальное 0,590 0,590 0,600 0,590
Разрежение в дымо- ходе для нормальной работы аппарата, Па 2 2 2 2
Габаритные размеры аппарата, мм:
высота 780 860 800 780
ширина 390 390 375 420
глубина 295 315 225 315
Масса аппарата, кг, не более 20 22 15,5 25
вик 10, через который циркулирует вода, проходящая через кало-
рифер.
Газовые проточные водонагреватели оборудованы газоотводя-
щими устройствами и тягопрерывателями, которые в случае крат-
ковременного нарушения тяги предотвращают погасание пламени
газогорелочного устройства. Для присоединения к дымоходу име-
ется дымоотводящий патрубок.
Основные характеристики газовых проточных водонагревателей
типа ВПГ приведены в табл. 4.2.
На передней стенке кожуха аппарата типа ВПГ (рис. 4.4) рас-
положены ручка управления газовым краном, кнопка включения
электромагнитного клапана и смотровое окно для наблюдения за
пламенем запальной и основной горелок. Вверху аппарата разме-
104
щено газоотводящее устройство, через которое продукты сгора-
ния направляются в дымоход, а внизу — патрубки для присоеди-
нения аппарата к газовой и водяной сетям.
Газ поступает в электромагнитный клапан. Газовый блокиро-
вочный кран водогазогорелочного блока осуществляет последова-
тельное включение запальной горелки и подачу газа к основной
горелке. Газовый кран снабжен ручкой, которая при повороте фик-
сируется в одном из трех положений. В крайнем левом фиксиро-
ванном положении ручки обеспечивается закрытие подачи газа на
запальную и основную горелки. Во втором фиксированном положе-
нии ручки — вправо/до упора обеспечивается полное открытие крана
для поступления газа на запальную горелку и закрытие крана для
подачи газа на основную горелку. В третьем фиксированном поло-
жении ручки, достигаемом нажимом на нее в осевом направлении
до упора с последующим поворотом до конца вправо, обеспечи-
вается полное открытие крана для поступления газа на основную
и запальную горелки.
Кроме ручной блокировки крана имеются два автоматических
блокировочных устройства. Блокировку поступления газа в основ-
ную горелку при обязательной работе запальной горелки обеспе-
чивает электромагнитный клапан, работающий от термопары. Бло-
кировка подачи газа в основную горелку в зависимости от нали-
чия потока воды через аппарат осуществляется с помощью клапа-
на, имеющего привод через шток от мембраны, расположенной в
водогазогорелочном блоке.
При нормальной тяге в дымоходе (разрежение не менее 2,0 Па)
термопара, нагреваемая пламенем запальной горелки, передает им-
пульс электромагнитному клапану, который автоматически откры-
вает доступ газа к блокировочному крану. Если тяга нарушена или
отсутствует, биметаллическая пластина датчика тяги нагревается
уходящими продуктами сгорания газа, открывает сопло датчика
•тяги и газ уходит через него. Пламя запальной горелки гаснет, тер-
мопара охлаждается, электромагнитный клапан отключается и пре-
кращает подачу газа.
Для плавного зажигания основной горелки предусмотрен за-
медлитель зажигания, работающий при вытекании газа из над-
мембранной полости как обратный клапан, частично перекрыва-
ющий сечение электромагнитного клапана и тем самым замедля-
ющий движение мембраны вверх и, следовательно, зажигание ос-
новной горелки.
Аппарат водонагревательный проточный ВПГ-25-1-3-В по ос-
нащенности автоматическими и регулирующими устройствами от-
носится к высшему классу. Он обеспечивает: доступ газа к запаль-
ной горелке только при наличии на ней пламени и протока воды;
[Прекращение подачи газа к основной и запальной горелкам при
^отсутствии разрежения в дымоходе; регулирование давления (рас-
105
хода) газа; регулирование расхода воды; автоматический розжиг
запальной горелки.
Отопительные емкостные водонагреватели. Аппараты отопитель-
ные водонагревательные емкостные изготавливаются в соответствии
с требованиями ГОСТ 11032—90* (табл. 4.3).
Автоматический газовый водонагреватель АГВ-80 (рис. 4.5) ис-
пользуется для отопления помещений площадью 50...60 м2. Он
состоит: из внешнего цилиндра — кожуха; внутреннего цилинд-
рического бака (из оцинкованного стального листа); жаровой тру-
бы с удлинителем тяги; газогорелочного устройства с запальной
горелкой; блока автоматики, включающего в себя электромагнит-
ный клапан, термопару, терморегулятор и тягопрерыватель с пат-
рубком для присоединения к дымоходу. Между кожухом и баком
для термоизоляции проложена шлаковата.
Вода в баке водонагревателя находится под тем же давлением,
что и в водопроводе. Когда вода нагревается до температуры
80...90 °C, терморегулятор автоматически прекращает доступ газа
к основной горелке. При этом пламя запальной горелки продолжа-
ет гореть и снова воспламеняет газовоздушную смесь на основной
горелке, как только вода охладится. В этом случае терморегулятор
откроет проход газа на основную горелку, т.е. пламя запальника
нагреет спай хромель-копелсвой термопары и возникнет ЭДС,
которая будет удерживать электромагнитный клапан открытым.
Рис. 4.5. Автоматический газовый
водонагреватель АГВ-80:
1 — тягопрерыватель; 2 — муфта тер-
мометра; 3 — блок автоматики безопас-
ности по тяге; 4 — стабилизатор; 5 —
фильтр; 6 — магнитный клапан; 7 —
терморегулятор; 8 — кран газовый;
9 — горелка запальная; 10 — термопа-
ра; 11 — заслонка; 12 — диффузор;
13 — горелка основная; 14 — штуцер
для подачи холодной воды; 75 — бак;
16 — термоизоляция; 17 — кожух;
18— патрубок для выхода горячей воды
к квартирной разводке; 19 — предо-
хранительный клапан
106
Технические характеристики газовых водонагревателей с водяным контуром
АОГВ-20-1- 420 980 1 1 О «О О оо 23 260 290 50...90 со ОН со 82
в: е то m о е сЗ X АОГВ-20-3 1 850 380 656 150 23 260 290 50...90 со 110 гч 08
Марка водо АОГВ-10-3-У 410 970 1 1 75 И 630 290 50...90 СО ПО 1 72 1 7: 08
>>
АОГВ-6-3- 410 970 1 1 09 6878 290 50...90 со НО 7.1 1 72 82
Характеристика [Габаритные размеры, мм: диаметр высота ширина 1 глубина Площадь отапливаемого помещения, м2, не более Номинальная тепловая мощность основной горелки, Вт Номинальная тепловая мощность запальной горелки, Вт Температура воды на выходе из аппарата,’С Минимальное разрежение в дымоходе, Па Температура продуктов сгорания на выходе из аппарата, | |°С, не менее Присоединительная трубная резьба штуцеров, дюймы: для подвода и отвода воды | для подачи газа Коэффициент полезного действия, %, не менее
107
Технические характеристики газовых водонагревателей с водяным контуром
Характеристи ка Марка водонагревателя
АОГВ-6-3-У АОГВ-10-3-У АОГВ-20-3-У АОГВ-20-1-У
Габаритные размеры, мм: диаметр высота ширина глубина 410 970 410 970 850 380 656 420 980
Площадь отапливаемого помещения, м2, не более 60 75 150 80... 150
Номинальная тепловая мощность основной горелки, Вт 6878 11 630 23 260 23 260
Номинальная тепловая мощность запальной горелки, Вт 290 290 290 290
Температура воды на выходе из аппарата,°C 50...90 50...90 50...90 50...90
Минимальное разрежение в дымоходе, Па 3 3 3 3
Температура продуктов сгорания на выходе из аппарата, °C, не менее 110 ПО НО ПО
Присоединительная трубная резьба штуцеров, дюймы: для подвода и отвода воды для подачи газа 1 '/2 1 7г 1 72 1 72 2 74 3 74
Коэффициент полезного действия, %, не менее 82 80 80 82
Автоматический газовый водонагреватель АГВ-120 предназна-
чен для местного горячего водоснабжения и отопления помеще-
ний площадью до 100 м2. Водонагреватель представляет собой вер-
тикальный цилиндрический резервуар вместимостью 120 л, за-
ключенный в стальной кожух. В топочной части установлена чу-
гунная инжекционная газовая горелка низкого давления, к кото-
рой закреплен кронштейн с запальником. Горение газа и поддер-
жание определенной температуры воды регулируются автомати-
чески. Схема автоматического регулирования двухпозиционная.
Основные элементы блока автоматики регулирования и безопас-
ности — сильфонный терморегулятор, запальник, термопара и
электромагнитный клапан.
Водонагреватели с водяным контуром типа АО ГВ работают на
природном газе; пропане, бутане и их смеси; на природном газе и
пропан-бутановых смесях.
Рис. 4.6. Аппарат отопительный газовый АОГВ-15-1-У:
1 — терморегулятор; 2 — датчик тяги; 3 — запорно-регулирующий кран; 4 — кла-
пан-отсекатель; 5 — штуцер запальной горелки; 6 — фильтр; 7 — термометр; 8 —
штуцер прямого (горячего) водопровода; 9 — соединительная трубка (общая); 10 —
тройник; 11 — соединительная трубка датчика тяги; 12— импульсный трубопровод
запальной горелки; 13 — предохранительный клапан; 14 — соединительная трубка
датчика погасания пламени; 15 — крепежный болт; 16 — асбестовая прокладка;
17— облицовка; 18 — датчик погасания пламени; 19— коллектор; 20 — газопровод
108
Аппараты типа АОГВ в отличие от емкостных водонагревателей
применяются только для отопления и не могут использоваться для
горячего водоснабжения.
Аппарат АОГВ-15-1-У (рис. 4.6), выполненный в виде прямоу-
гольной тумбы с белым эмалевым покрытием, состоит из котла-
теплообменника, дымоотводящего патрубка с регулировочной за-
слонкой в качестве стабилизатора тяги, кожуха, газогорелочного
устройства и блока автоматического регулирования и безопасности.
Газ из фильтра 6 попадает в клапан-отсекатель 4, из которого
имеется три выхода:
основной — на запорно-регулирующий кран 5;
к штуцеру 5 верхней крышки для подачи газа на запальную
горелку;
к штуцеру нижней крышки для подачи газа к датчикам тяги 2 и
погасания пламени 18;
через запорно-регулирующий кран газ поступает в терморегу-
лятор 7 и по газопроводу 20 в коллектор 19, откуда через два сопла
подается в конфузор горелочных насадков, где смешивается с пер-
вичным воздухом, и затем направляется в топочное пространство.
Горелки бытовых плит и водонагревателей. В бытовых газовых
плитах применяют инжекционные горелки с предварительным сме-
шением газа с частью воздуха. Горелки имеют торцевой шибер для
регулирования первичного воздуха, раструб конфузора и вставной
распределитель с центральным каналом для двухстороннего под-
вода вторичного воздуха.
Рис. 4.7. Горелки вертикальная (а) и регулируемая с горизонтальным труб-
чатым смесителем (б):
1 — колпачок; 2 — огневой насадок; 3 — диффузор; 4 — шибер; 5 — ниппель
сопла; 6 — корпус сопла; 7 — резьбовая втулка; 8 — трубка-смеситель; 9 — мундш-
тук-смеситель
109
В унифицированных газовых плитах применяют вертикальные
горелки (рис. 4.7, а), т.е. в которых колпачок, диффузор и сопло
размещены на одной вертикальной оси. Для обеспечения полноты
сжигания газа используется огневой насадок — распределитель го-
релки, значительно улучшающий подвод вторичного воздуха к фа-
келам и предотвращающий слияние языков пламени.
Такая конструкция огневого насадка обеспечивает введение коль-
цевого пламени и исключает его отрыв пламени, а уменьшение
ширины щелей для выхода газовоздушной смеси снижает вероят-
ность проскока пламени.
На базе огневого насадка с верхним пилотным пламенем были
разработаны регулируемые горелки с горизонтальным трубчатым
смесителем (рис. 4.7, б). В этих горелках применяется регулирова-
ние подсоса первичного воздуха с помощью мундштука — диффу-
зора. Процессы выпечки различных изделий, жарения и разогрева
пиши в духовом шкафу с такой горелкой протекают за счет кон-
вективной передачи теплоты потоком циркулирующих в полости
шкафа горячих продуктов сгорания газа и воздуха.
Конструкция духового шкафа должна обеспечивать нагрев из-
делия потоком циркулирующих газов со всех сторон, что достига-
ется за счет установки горелочного устройства под съемным дном
духового шкафа. На рис. 4.8 показаны схемы циркуляции потоков
горячих газов в духовых шкафах. На рис. 4.8, а потоки горячих газов
направляются к верхней части шкафа и, затем, омывая стенки
шкафа снаружи, опускаются до выхода через отверстия в боковых
стенках плиты. На рис. 4.8, б показана схема, которая используется
в современных плитах. В этом случае духовой шкаф снабжается
дополнительной жарочной горелкой, размещаемой в верхней его
части, т.е. пища подвергается обработке потоком лучистой тепло-
ты, направленной на нее сверху.
На рис. 4.9 показаны наиболее распространенные конструкции
горелок духовых шкафов. В унифицированных плитах устанавлива-
ются дисковые штампованные
Рис. 4.8. Две схемы (а, б) движе-
ния тепловых потоков в духовых
шкафах
горелки с пилотным пламенем.
Причем основная горелка духо-
вого шкафа оборудуется термопа-
рой и трубкой розжига, а жароч-
ная горелка, подвешиваемая в са-
мом верху духового шкафа — из-
лучателем и экраном излучателя.
В проточных водонагревателях
применяют инжекционные ат-
мосферные горелки (рис. 4.10) с
двумя смесителями, присоеди-
ненными к общему распредели-
тельному коллектору. Газ в каж-
дый смеситель подают через три
ПО
Рис. 4.9. Горелки духовых шкафов газовых плит:
I — трубчатые с щелевыми и круглыми отверстиями; б — трубчатая П-образная;
’ — трубчатая спиральная; г — дополнительная верхняя жарочная; 1 — шибер; 2 —
юльцевая труба; 3 — термопара; 4 — трубка розжига; 5 — экран излучателя; 6 —
излучатель; 7 — опора; 8 — желоб; 9 — трубка горелки
[' Рис. 4.10. Инжекционная горелка д ля проточных водонагревателей:
7 — крышка; 2 — диск с тремя соплами; 3 — распределительный коллектор; 4 —
распределительные трубки; 5 — огневые шели; 6 — смеситель
111
Рис. 4.11. Инжекционная горелка для емкостного водонагревателя АГВ-80
сопла, что обеспечивает однородность газовоздушной смеси. Такая
горелка предназначена для сжигания природных и сжиженных угле-
водородных газов с коэффициентом избытка первичного воздуха 0,6.
Устойчивое горение без отрыва пламени здесь достигается за счет
малых скоростей выхода газовоздушной смеси и взаимоподжигаю-
щего действия самого пламени. Горение без проскока пламени обес-
печивается докритическим сечением щелей, ширина которых 1,2 мм.
На рис. 4.11 показана инжекционная газовая атмосферная го-
релка, применяющаяся в автоматических газовых водонагревате-
лях емкостью 80 и 120 л (АГВ-80 и АГВ-120). Эта горелка из чугуна
предназначена для сжигания природного и сжиженного углеводо-
родного газов.
4.2. Дымоходы
Устройство дымоходов от бытовых газовых приборов. Дымоходы
предназначены для полного отвода продуктов сгорания от быто-
вых газовых приборов во внешнюю среду и предотвращения их
распространения в помещении.
Дымоходы от приборов могут состоять из насадных отдельно
стоящих труб или труб, расположенных в капитальных стенах. Про-
дукты сгорания газа от каждого прибора должны отводиться по
обособленному дымоходу. Площадь сечения дымохода должна быть
не менее площади сечения патрубка газового прибора, присоеди-
няемого к дымоходу.
Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. Присо-
единение газовых водонагревателей и других газовых приборов к
дымоходам должно осуществляться с помощью труб, изготов-
ленных из кровельной стали. Ниже места присоединения дымо-
отводящей трубы от прибора к дымоходам в кирпичных стенах
должно быть предусмотрено устройство «кармана» с люком для
его чистки.
112
Рис. 4.12. Схемы вывода дымовых труб:
в зависимости от уровня конька крыши; б — в зависимости от зоны
ветрового подпора
Дымовые трубы от газовых приборов в жилых домах могут выво-
п ся (рис. 4.12): на 0,5 м выше конька крыши (при расположении
по горизонтали не далее 1,5 м от конька крыши); на уровне с
ньком крыши (если они расположены на расстоянии до 3 м от
нька крыши); не ниже прямой, проведенной от конька крыши
из под углом 10° к горизонту (при расположении их на расстоя-
[И более 3 м от конька крыши). Причем в любом случае высота
убы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5 м.
Если вблизи находятся более высокие части здания или стро-
ия, то дымовые трубы от газовых приборов выводятся выше гра-
щы зоны ветрового подпора, т. е. находящегося ниже линии, про-
ценной под углом 45° к горизонту от наиболее высокой части
ания.
Дымоходы должны быть защи-
ены от воздействия атмосфер-
ых осадков.
Проходное сечение дымоходов
»лжно быть оптимальным, обве-
шивающим полный отвод и ми-
шалыюе охлаждение продуктов
орания газа. Площадь попереч-
но сечения дымоходов опреде-
1ется в зависимости от тепловой
ощности газовых приборов, но
любом случае она не должна быть
еньше значений, определяемых
помощью рис. 4.13.
Применяемый материал, тол-
ина стенок и слои теплоизоля-
ии дымохода должны обеспечи-
Рис. 4.13. Зависимость площади
проходного сечения дымоходов от
тепловой мощности присоединяе-
мых аппаратов:
1 — дымоходы круглые цементные и
стальные; 2 — дымоходы круглые ка-
менные, бетонные и квадратные, бе-
тонные кирпичные
113
Показатели работы газовых аппаратов и приборов
Таблица 4.4
Аппарат, прибор Номинальная тепловая мощность, кВт Минимально необходимое разрежение, Па Коэффициент избытка воздуха Температура уходящих газов, °C, не менее Точка росы при сжигании сжижен- ных газов /т р, С
Проточные водонагрева- тельные аппараты: ВПГ-20-1-3-П или (ВПГ-18-1-3-П) 20,930 2,0 2,5 170 40
ВПГ-23-1-3-П 23,260 2,0 2,5 170 40
Аппараты водонагрева- тельные емкостные: АГВ-80 6,980 2,0 3,0 НО 36
АГВ-120 13,956 2,0 2,5 ПО 40
Аппараты отопительные с водяным контуром в исполнении «У»: АОГВ-Ю 11,630 2,0 2,5 НО 40
АОГВ-15 17,445 2,0 2,5 ПО 40
АОГВ-20 23,260 2,0 2,5 НО 40
Отопительная печь 16,000 2,0 2,0 150 44
СЗ
S
ю
СЗ
Н
Показатели работы газовых аппаратов и приборов
Точка росы при сжигании сжижен- ных газов гт р, С 40 40 40 О со тГ 40 40 40 44
Температура уходящих газов, °C, не менее 170 170 но но НО НО НО 150
Коэффициент избытка воздуха CS CS о UO СО сч un un ir, СП СП СП 2,0
Минимально необходимое разрежение, Па со о сч гГ со сэ сч гГ о со CH CH CN 2,0
Номинальная тепловая мощность, кВт 20,930 23,260 6,980 13,956 С ОП С СП 40 40 — си 16,000
Аппарат, прибор Проточные водонагрева- тельные аппараты: ВПГ-20-1-3-П или (ВПГ-18-1-3-П) ВПГ-23-1-3-П Аппараты водонагрева- тельные емкостные: АГВ-80 АГВ-120 Аппараты отопительные с водяным контуром в исполнении «У»: АОГВ-Ю АОГВ-15 АОГВ-20 Отопительная печь
114
ать температуру продуктов сго-
ания газа на выходе на 15 °C
ыше точки росы, определяемой
[О рис. 4.14. Минимально необ-
одимое разрежение газа перед
приборами, коэффициенты из-
ытка воздуха и некоторые ха-
актеристики продуктов сгора-
ия приведены в табл. 4.4.
В задачу расчета дымохода вхо-
ит определение поперечных се-
ений самого дымохода и присо-
Рис. 4.14. Зависимость точки росы
продуктов сгорания углеводородных
газов от коэффициента избытка
воздуха
[ительной трубы, а также разрежения перед газовыми прибора-
и. Предварительно поперечным сечением задаются, принимая ско-
ють уходящих продуктов сгорания 1,5... 2 м/с. О достаточности при-
тгых сечений судят по полученному разрежению перед прибором.
Дымоходы предприятий общественного питания. Ресторанные пли-
я, пищеварочные котлы присоединяют как к отдельным, так и к
бщему дымоходу. Допускается использовать соединительные ды-
оотводящие трубы, общие для нескольких агрегатов. Ввод про-
уктов сгорания в общий дымоход для нескольких приборов пре-
усматривается на разных уровнях или на одном уровне, но с ис-
ользованием устройства рассечек.
Сечения дымоходов и соединительных труб определяют расче-
том, исходя из условия одновременной работы всех присоединяе-
мых газовых приборов.
Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит, пищева-
рочных котлов предусматриваются горизонтальные участки дымо-
ходов общей длиной не более 10 м.
Дымоходы прокладываются в перекрытиях с устройством про-
тивопожарной разделки для их горючих конструкций. При присо-
единении к дымоходу одного прибора, а также приборов со стаби-
лизаторами тяги шиберы (заслонки) на дымоотводяших трубах не
предусматриваются.
При присоединении к общему дымоходу нескольких приборов,
не имеющих стабилизаторов тяги, на дымоотводящих от них тру-
бах должны предусматриваться шиберы с отверстиями диаметром
не менее 15 мм.
Отвод продуктов сгорания от предприятий бытового обслужи-
вания необходимо осуществлять по стальным дымовым трубам.
4.3. Кухонное оборудование
Кухонные плиты. Ресторанная плита ПСГШ-2 (рис. 4.15) чугун-
ная, ребристая снизу (для увеличения поверхности нагрева), и
115
Рис. 4.15. Секция ресторанной
плиты ПСГШ-2:
1 — рама; 2 — стол; 3 — верхняя
горелка; 4 — ручка терморегулято-
ра жарочного шкафа; 5 — жароч-
ный шкаф; 6 — горелка жарочно-
го шкафа
гладкая сверху (для создания большего соприкосновения с дном
нагреваемой посуды).
Под жарочной поверхностью этой плиты расположены две ин-
жекционные горелки и запальник. Отходящие газы проходят под
жарочной поверхностью и устремляются в патрубок квадратного
сечения, присоединенный к газоходу. Попутно газы нагревают змее-
вик, через который течет вода. Плита секционная используется не
только для приготовления пищи, но и для подогрева воды. Газо-
вый коллектор, расположенный в передней части, состоит из под-
водящей газовой трубки, двух кранов и терморегулятора.
Кран горелки этой плиты сблокирован с краном запальника
таким образом, что, не открыв кран запальника, нельзя открыть
кран горелки.
Терморегулятор, смонтированный на рампе плиты, имеет руч-
ку с температурной шкалой, предназначенную для включения и
выключения горелки духового шкафа, а также поддержания за-
данной температуры.
Духовой шкаф, расположенный в нижней части корпуса пли-
ты, состоит из горелки, комплекта противней, дверцы, термо-
метра и зеркала. Горелка инжекционная. Регулятор первичного
воздуха расположен внутри. Кран горелки на рампе сблокирован
с краном запальника. На подводящей газовой трубке установлен
терморегулятор. Стенки духового шкафа изолированы шлакова-
той.
Пищеварочные газовые котлы. Пищеварочный котел КПГ-250
(рис. 4.16), предназначенный для приготовления горячих блюд,
соусов и гарниров, состоит из варочного котла, корпуса, пароге-
нератора, газогорелочного устройства и устройства автоматики.
116
a 11 10 9 8
Рис. 4.16. Общий вид пищеварочного газового котла КПГ-250 (с) и
схема автоматики безопасности и регулирования (б)'.
1 — соленоидный клапан; 2 — электромагнитный клапан; 3 — откидная крышка;
4 — противовес; 5 — варочный котел; 6 — теплоизолированный корпус; 7 —
пароводяная рубашка; 8 — термопара; 9 — запальники; 10 — вспомогательная
горелка; 11 — основная горелка; 12 — внутренняя полость парогенератора; 13 —
парогенератор; 14— кран; 15— воронка; 76, 19— манометры; 17— трансформа-
тор; 18 — промежуточное реле
117
I
Варочный котел 5 вмонтирован в теплоизолированный корпус 6.
Между варочным котлом и корпусом имеется пространство для
пароводяной рубашки 7, соединенное с парогенератором 13. Жид-
кость в пароводяную рубашку заливают через воронку 15, наличие
воды контролируют с помощью крана 14.
Газогорелочное устройство состоит из трех инжекционных го-
релок — двух основных 77 и средней вспомогательной 10. У вспо-
могательной горелки размешен запальник 9 с двумя выходами
пламени. Один факел пламени запальника зажигает среднюю го-
релку, другой — подогревает термопару 8 электромагнитного кла-
пана 2.
Основные горелки воспламеняются от вспомогательной. Внут-
ренняя полость парогенератора 12 соединена с дымоходом и слу-
жит одновременно топочной камерой. Продукты сгорания нагре-
вают стенки парогенератора, и образующиеся в нем пары воды
заполняют пароводяную рубашку 7. Система автоматического ре-
гулирования, состоящая из электроконтактного манометра 16 и
соленоидного клапана 7, обеспечивает поддержание заданного дав-
ления пара в пароводяной рубашке котла.
Пламя запальника нагревает термопару, в которой развивается
ЭДС. При этом электромагнитный клапан 2 открывается и про-
пускает газ к средней горелке, запальнику и соленоидному клапа-
ну 7, который также открывается при поступлении в его обмотку
электрического тока через трансформатор и промежуточное реле.
Если запальник погаснет, в термопаре исчезнет ЭДС и обесточен-
ный электромагнитный клапан закроет проход газа к горелке.
Максимальное и минимальное давления пара в пароводяной
рубашке котла контролируется стрелками электроконтактного ма-
нометра. При повышении давления пара сверх допустимого пока-
зывающая стрелка манометра сомкнется с верхней контрольной
стрелкой, после чего сработает промежуточное реле и разомкнет
электроцепь соленоидной катушки, и соленоидный клапан пере-
кроет проход газа к основным горелкам. Вспомогательная горелка
будет продолжать гореть и поддерживать тепловой режим.
При снижении давления пара до минимального показывающая
стрелка манометра сомкнется с нижней контрольной стрелкой. Про-
межуточное реле замкнет электроцепь, и соленоидный клапан во-
зобновит подачу газа на основные горелки.
4.4. Требования, предъявляемые к внутренним
газопроводам
Газопроводы, прокладываемые внутри зданий и сооружений,
изготавливают из стальных труб, соединение которых производят,
как правило, сваркой. Разъемные (резьбовые и фланцевые) соеди-
118
нения допускается выполнять только в местах установки запорной
арматуры, газовых и контрольно-измерительных приборов, регу-
ляторов давления, счетчиков и другого оборудования, причем эти
соединения должны быть доступными для осмотра и ремонта.
Прокладку газопроводов внутри зданий и сооружений обычно
ведут открытым способом. Допускается выполнять скрытую про-
кладку газопроводов (кроме газопроводов для сжиженных угле-
водородных газов и газопроводов внутри жилых домов и обще-
ственных зданий непроизводственного характера) в бороздах стен,
закрывающихся легкосъемными щитами с отверстиями для вен-
тиляции.
Для внутренних газопроводов, испытывающих температурные
воздействия, следует предусматривать возможность компенсации
температурных деформаций.
В производственных помещениях промышленных и сельскохо-
зяйственных предприятий, а также предприятий бытового обслу-
живания производственного характера следует предусматривать
установку отключающих устройств:
на вводе газопровода внутрь помещения;
на ответвлениях трубопровода к каждому агрегату;
перед горелками и запальниками;
на продувочных трубопроводах, в местах присоединения их к
газопроводам.
Прокладку газопроводов в жилых домах осуществляют по не-
жилым помещениям.
Крепление открыто прокладываемых газопроводов к стенам,
колоннам и перекрытиям внутри зданий осуществляют при помо-
щи кронштейнов, хомутов, крючьев или подвесок на расстоянии,
обеспечивающем возможность осмотра и ремонта самих газопро-
водов и установленной на них арматуры.
Вертикальные газопроводы в местах пересечения строительных
^конструкций прокладывают в футлярах. Пространство между газо-
проводом и футляром заделывают просмоленной паклей, резино-
выми втулками или другими эластичными материалами. Конец фут-
ляра должен выступать над полом не менее чем на 3 см.
Внутренние газопроводы, в том числе прокладываемые в кана-
лах, окрашивают. Для окраски используют водостойкие лакокра-
сочные материалы.
Для строительства наружных и внутренних газопроводов исполь-
зуют трубы, изготовленные из спокойной малоуглеродистой стали
группы В (ГОСТ 380—88) не ниже категории II марок Ст2, СтЗ и
'марки Ст4 при содержании углерода не более 0,25 %; стали марок
•0,8, 10, 15, 20 (ГОСТ 1050—88); низколегированной стали марок
09Г2С, 17ГС, 171С (ГОСТ 19281—89) не ниже категории VI; ста-
ти 10Г2 (ГОСТ 4543 — 71). Сварные соединения труб должны быть
равнопрочны с основным металлом труб.
119
4.5. Расчет внутридомового газопровода*
В жилые, общественные и коммунальные здания газ поступает
по газопроводам от городской распределительной сети. Эти газо-
проводы состоят из абонентских ответвлений, подающих газ к зда-
нию, и внутридомовых газопроводов, которые транспортируют газ
внутри здания и распределяют его между отдельными газовыми
приборами. Во внутренних газовых сетях жилых, общественных и
коммунальных зданий можно транспортировать только газ низко-
го давления.
Рассмотрим для примера схему внутреннего газопровода типо-
вого жилого дома. Расположение газопровода на фасаде здания
показано на рис. 4.17, а планы расположения газового оборудова-
ния на первом и типовом (втором) этажах показаны на рис. 4.18.
В доме имеется: 27 однокомнатных, 27 двухкомнатных и 54 трех-
комнатных квартиры. Все квартиры оборудованы раздельными сани-
тарными узлами. Объем кухонь в однокомнатных квартирах 9,20 м2,
в двухкомнатных — 7,25 м2, в трехкомнатных — 8,69 м2. Будем
считать, что в кухнях однокомнатных квартир установлены одно-
конфорочные плиты с духовыми шкафами, в кухнях двухкомнат-
ных и трехкомнатных квартир — четырехконфорочные плиты с
духовыми шкафами.
Газопровод жилого дома присоединяется к внутриквартально-
му газопроводу на расстоянии 6 м от здания. Цокольный ввод про-
кладывается на углу здания, снаружи здания устанавливают про-
бочный кран. Газопровод прокладывается по фасаду здания на уров-
не второго этажа, и ввод его в здание непосредственно произво-
дится во все кухни на втором этаже. Газовые стояки проходят в
кухнях. Запрещается прокладывать стояки в жилых помещениях,
ванных комнатах и санитарных узлах. Отключающие краны ставят
перед каждым газовым прибором. Газопровод внутри здания вы-
полняют из стальных труб. Трубы соединяют сваркой. Резьбовые и
фланцевые соединения допустимы только в местах установки от-
ключающих устройств, арматуры и приборов. Газопровод прокла-
дывают без уклона. Аксонометрическая схема внутридомового га-
зопровода показана на рис. 4.19.
Исходные данные для проектирования: низшая теплота сгора-
ния сухого газа QH C = 36000 кДж/м3; расчетный перепад давлений
500 Па. Гидравлический расчет выполняют для газопроводов, со-
единяющих распределительную сеть с дальним газовым прибором,
т.е. газовой плитой в квартире на 9-м этаже.
Анализ режимов потребления газа в квартирах показывает, что
максимальные коэффициенты часовой неравномерности умень-
* Гидравлический расчет внутреннего газопровода выполнен при участии
В. Б.Маянцевой.
120
Рис. 4.17. Расположение газопровода на фасаде здания
121
29,300
......
Рис. 4.17. Расположение газопровода на фасаде здания
Рис. 4.18. Планы расположения газового оборудования на первом и втором этажах
Стояк 3
4
Стояк 12 Стояк Ну
I'd = 15 мм;
‘ / = 30,0 м
о |’<7=15;
8 этаж /=зо,о
16
9 этаж
15
14
7 этаж
13
6 этаж
12
5 этаж
И ,
4 этаж ф
10
3 этаж
<7=15; 9
V<7 = 15;
1 / = 30,0
V<7=15;
’/ = 30,0
V<7=15;
I /= 30,0
V<7= 15;
^/= 30,0
|'<7=15;
; /= зо,о
2 этаж
<7 = 20;
/ = 2,08 j
Стояк 5 Стояк 6
Стояк 4
Стояк 1 Стояк 2
Стояк 8
Стояк 10 Стояк 9 у
й
1
I
Л
d = 32; /=24,68
\d = 25; /=30,58
ч
____________ J <7=25;
\ <7 = 25; /~^~30?58 < = °’46
Стояк 71
ч
<7=25;
/=0,46
Рис. 4.19. Аксонометрическая схема внутридомового газопровода
шаются с увеличением населенности квартиры. Следовательно, при
определении расчетного расхода газа нужно учитывать газообору-
дование квартир, их населенность и число квартир, присоединен-
ных к газопроводу.
Определить максимальный часовой расход можно двумя мето-
дами: с помощью максимального коэффициента неравномернос-
ти К г max И с использованием коэффициента одновременности вклю-
чения газовых приборов в пик потребления ко, представляющего
собой отношение максимального часового расхода газа к средне-
часовому расходу за год. Эти коэффициенты связаны друг с другом
и при наличии необходимой информации по одному из них мож-
но определить другой.
Формула для определения расчетного годового расхода газа с
помощью коэффициентов неравномерности имеет вид
О’.' = X ^ч г max ^i’ (4.1)
где п — тип квартиры (по числу комнат); к1Лтах — максимальный
коэффициент часовой неравномерности потребления газа в год,
зависящих от характера использования газа в квартире (на приго-
товление пищи или на приготовление пищи и горячей воды), на-
селенности квартиры и общего числа квартир; 0ГКВ — годовое по-
требление газа населением квартиры, м3; 8760 — число часов в
году, ч; N — число квартир каждого типа.
Расчетный расход газа с помощью коэффициента одновремен-
ности Ко определяется по формуле
(2р,/=ЕШомМ, (4.2)
1
где п — число типов приборов в квартире; ко — коэффициент од-
новременности работы однотипных приборов; QHOM — номиналь-
ный расход газа прибором, м3/ч; N — число однотипных приборов.
Главный недостаток метода расчета расхода газа по коэффици-
енту одновременности состоит в том, что в этом случае не учиты-
вается число людей, пользующихся одним газовым прибором. При
современных условиях бытового обслуживания населения мощность
установленных газовых приборов, как правило, превосходит не-
обходимую мощность, вытекающую из потребности людей, про-
живающих в квартире. В перспективе в связи с дальнейшим разви-
тием службы быта избыточность мощности установленных в квар-
тире газовых приборов будет расти. Несоответствие мощности га-
зовых приборов в квартирах потребности населения приводит к
существенным ошибкам при определении расчетного расхода газа
по коэффициенту одновременности, а следовательно, к перерас-
ходу металла.
124
L Определение максимального часового расхода газа первым ме-
тодом.
t 1. Найдем расчетный расход газа для каждого участка газопро-
вода по формуле (4.1).
Расчет расхода газа начинается с участка 16—15 снабжения га-
зом двухкомнатной квартиры.
> Потребление теплоты для приготовления пищи в квартирах с
централизованным горячим водоснабжением QN = 2800 МДж на
одного человека в год (СНиП 2.04.04—87).
Годовой расход газа на одну квартиру
Ог кв - QnN^/Q,
где Qn — теплота сгорания газа, КДж/м3; NKB — число жильцов в
квартире, чел.
‘ Заданная теплота сгорания газа Q = 36000 кДж/м3, тогда для
двухкомнатной квартиры, в которой проживают 3 человека, годо-
вой расход газа
„ 2800-3 3
0г.кв2к = —42— = 233’33 МЛ
эЬ
Коэффициент fc,.rimx определяется в зависимости от числа прожи-
вающих в квартире жильцов (NKB = 3 чел.) и числа квартир (TV, = 1),
т.е. fc1.rmax = 30,834.
В результате получим расход газа на участке 16—15:
933 33
Л = 30,834^^ = 0,821 м3/ч.
*Р(16-15) ’ 876О '
Результаты расчета расхода газа на всех участках газопровода
сведем в табл. 4.5.
2. Определим диаметры участков газопровода. Диаметры участ-
ков задаются исходя из опыта проектирования. В случае несоответ-
ствия суммарных потерь давления располагаемому напору ряд уча-
стков пересчитывается на другой диаметр.
3. Определим длины участков газопровода. Длины участков за-
меряются по поэтажному плану с нанесенным на нем газопрово-
дом и аксонометрической схеме газопровода.
4. Определим суммы коэффициентов местных сопротивлений.
Для каждого участка коэффициенты £, выбираем по табл. 4.6.
5. Определим расчетные длины участков газопровода
4— 4кв,
где 4кв— эквивалентная длина, учитывающая местные потери дав-
ления газа на участке, м.
Значения /экв при 4 = 1 находятся по справочнику в зависимости
от расчетного расхода газа и диаметра участка.
125
Таблица 4.5
Расход газа на участках газопровода
Участок 1г Лч.г max Qr.KB» Ni, чел. QP, м3/ч
1 комната 2 комнаты 3 комнаты 1 комната 2 комнаты 3 комнаты 1 комната 2 комнаты 3 комнаты
16-15 — 30,834 — — 233,33 — — 1 — 0,821
15-14 — 18,349 — — 233,33 — — 2 — 0,977
14-13 — 14,738 — — 233,33 — — 3 — 1,178
13-12 — 13,364 —- — 233,33 — — 4 — 1,424
12-11 — 12,388 — — 233,33 — — 5 — 1,650
11-10 — 11,923 — — 233,33 — — 6 — 1,906
10-9 — 11,328 — — 233,33 — — 7 — 2,112
9-8 — 11,005 — — 233,33 — — 8 — 2,345
8-7 — 10,641 — — 233,33 — — 9 — 2,551
7-6 11,299 9,222 — 155,56 233,33 — 9 9 — 4,016
6 — 5 10,416 8,490 — 155,56 233,33 — 9 18 — 5,735
5-4 9,688 7,915 — 155,56 233,33 — 18 18 — 6,891
4-3 9,163 7,504 — 155,56 233,33 — 18 27 — 8,325
3-2 8,781 7,193 — 155,56 233,33 — 27 27 — 9,383
2-1 7,426 6,070 5,33 155,56 233,33 311,11 27 54 27 17,404
Расход газа на участках газопровода
(2р. М3/ч 0,821 0,977 1,178 1,424 1,650 1,906 2,112 2,345 2,551 4,016 5,735 6,891 8,325 9,383 17,404
Nh чел. 3 комнаты 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 27
2 комнаты ГМ СП тГ Г* оо сг\ 18 ОО •—1 гм 27 54
1 комната 1 1 1 1 1 1 1 1 1 о\ СГ\ оо •—1 оо »—н ГМ 27
's 2 X О 3 комнаты 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 т—< СП
2 комнаты 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33 233,33
1 комната 1 1 1 1 1 1 1 1 1 155,56 155,56 155,56 155,56 155,56 155,56
X Е -i* 3 комнаты 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5,33
2 комнаты 30,834 18,349 14,738 13,364 12,388 11,923 11,328 11,005 10,641 9,222 8,490 7,915 7,504 7,193 6,070
1 комната 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11,299 10,416 9,688 9,163 8,781 7,426
Участок 16-15 тГ 1 14-13 13-12 12-11 11-10 10-9 9-8 8-7 7-6 6-5 5-4 4-3 ГМ 1 СП 2-1
126
Таблица 4.6
Коэффициенты местных сопротивлений для определения Qf первым
методом
Участок Вид сопротивлений £
16-15 Угольник 90° при d = 15 мм 2,2 8,1
Отвод, гнутый на 90° 0,3
Пробочный кран при d = 15 мм 4,0
Два отвода, гнутых на 90° 0,6
Тройник проходной 1,0
15-14 То же 1,0 1,0
14-13 » 1,0 1,0
13-12 » 1,0 1,0
12-11 » 1,0 1,0
11-10 » 1,0 1,0
10-9 » 1,0 1,35
Внезапное сужение 0,35
9-8 Тройник поворотный 1,5 1,50
8-7 Два отвода, гнутых на 90° 0,6 1,95
Тройник проходной 1,0
Внезапное сужение 0,35
7-6 Тройник проходной 1,0 2,80
Шесть отводов, гнутых на 90° 1,8
6-5 Тройник проходной 1,0 1,0
5-4 То же 1,0 2,80
Шесть отводов, гнутых на 90° 1,8
4-3 Тройник проходной 1,0 1,35
Внезапное сужение 0,35
3-2 Три отвода, гнутых на 90° 0,9 2,75
Тройник поворотный 1,5
Внезапное сужение 0,35
2-1 Пробочный кран с d = 40 мм 2,0 2,0
127
6. Определим потери давления на участках газопровода. Удель-
Др' „ ,
ные потери давления на участке -у-, Па/м, находим с помощью
номограммы по расчетному расходу Qp на участке и диаметру уча-
стка (см. рис. 2.17).
-т- I ЛР I
Тогда потери давления на участке Др = -у-/р •
7. Учтем влияние гидростатического давления ргст. Гидростати-
ческое давление на участке рассчитываем по формуле
Ргсг — ^т/(рв Рг ) ,
где g= 9,81 — ускорение свободного падения, м/с2; II — разность
геометрических отметок участка, м; рв = 1,29 — плотность воздуха,
кг/м3; рг - 0,75 — плотность газа, кг/м3.
Определяем суммарные потери давления на участках с учетом
потерь давления в трубах и арматуре бытовой газовой плиты. Все
результаты расчета расхода газа на участках газопровода первым
методом заносим в табл. 4.7.
Определение максимального часового расхода газа вторым мето-
дом. Найдем расчетный расход газа для каждого участка газопрово-
да по формуле (4.2).
Значение ко определяют по СНиП 2.04.08 — 87 в зависимости от
числа квартир (TV, = 1), т.е. ко = 1.
Номинальный расход газа прибором принимается по паспорт-
ным данным или техническим характеристикам этого прибора. Тогда
QP16—15 = 1 1,25- 1 = 1,25 м3/ч.
Результаты расчета расхода газа на участках газопровода вто-
рым методом сведем в табл. 4.8.
Далее расчет проводим в соответствии с пп. 2... 7 первого мето-
да. При этом значения коэффициентов местных сопротивлений для
каждого участка выбираем по табл. 4.9.
Результаты всех расчетов заносим в табл. 4.10.
Произведенный гидравлический расчет внутридомового газо-
провода показал преимущества метода с использованием r тах,
когда при равных расчетных перепадах давлений максимальный
часовой расход газа составляет 17,404 м3/ч (во втором случае
26,638 м3/ч), а материальные характеристики минимальны.
>
128
рсв
ГО
Is
lea
Результаты гидравлического расчета внутридомового газопровода первым методом
г с ч < Г -6,94 -9,39 -8,04 -3,54 1,73 10,67 16,57 1,29 2,83 73,22 4,59 191,99 12,52 92,98 | 5,66 386,13 50,00 436,13
к с 15,89 15,89 15,89 15,89 15,89 15,89 15,89 1,67 5,30 1 1 1 1 1 24,37
3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 0,32 1,00 1 1 1 1 1 4,60 1
Др, Па 8,96 6,50 оо 12,35 17,62 26,57 32,46 2,96 ОО 73,22 4,59 191,99 12,52 92,98 30,03
Др'//, Па/м 1,55 1,90 2,25 3,55 5,10 7,70 9,10 2,35 2,50 2,25 4,10 5,90 8,50 3,40 4,29
5,78 3,42 3,49 ОО 3,46 3,45 3,57 1,26 3,25 32,54 1,12 32,54 1,47 27,35 7,00
а 54 Г) 2,78 0,42 0,49 оо 0,46 0,45 0,57 0,95 1,17 1,96 0,66 1,96 1,01 2,67 2,40
/экв при 5^ = 1 0,343 0,420 0,490 о оо 0,455 0,450 0,420 0,630 0,600 0,700 0,660 0,700 0,750 0,970 1,200
UJ* оо 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,35 1,50 1,95 2,80 1,00 2,80 1,35 2,75 2,00 Й ПЛИТ!
3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 3,00 0,32 2,08 30,58 0,46 30,58 0,46 24,68 4,60 эе газово
Г on сч О rs сч сч сч СП 40 : армату]
's £§ 0,821 0,977 1,178 1,424 1,650 1,906 2,112 2,345 2,551 4,016 5,735 6,891 8,325 9,383 17,404 в трубах и
Участок 16-15 15-14 1 тГ 13-12 12-11 10-9 9-8 8-7 7-6 6-5 тГ 1 4-3 3-2 1 сч Всего Потери 1 Итого
I В. А. Жила
129
А. Жила
ж а и л и ц а
Результаты гидравлического расчета внутридомового газопровода первым методом
Участок Ср, м’/ч d, мм /, м % /экв при = 1 4fCB» М /р, м Др'//, Па/м Др, Па Н, м Ргст» Па Др + Ргст> Па
16-15 0,821 15 3,00 8,10 0,343 2,78 5,78 1,55 8,96 3,00 15,89 -6,94
15-14 0,977 15 3,00 1,00 0,420 0,42 3,42 1,90 6,50 3,00 15,89 -9,39
14-13 1,178 15 3,00 1,00 0,490 0,49 3,49 2,25 7,85 3,00 15,89 -8,04
13-12 1,424 15 3,00 1,00 0,480 0,48 3,48 3,55 12,35 3,00 15,89 -3,54
12-11 1,650 15 3,00 1,00 0,455 0,46 3,46 5,10 17,62 3,00 15,89 1,73
11-10 1,906 15 3,00 1,00 0,450 0,45 3,45 7,70 26,57 3,00 15,89 10,67
10-9 2,112 15 3,00 1,35 0,420 0,57 3,57 9,10 32,46 3,00 15,89 16,57
9-8 2,345 20 0,32 1,50 0,630 0,95 1,26 2,35 2,96 0,32 1,67 1,29
8-7 2,551 20 2,08 1,95 0,600 1,17 3,25 2,50 8,13 1,00 5,30 2,83
7-6 4,016 25 30,58 2,80 0,700 1,96 32,54 2,25 73,22 — — 73,22
6-5 5,735 25 0,46 1,00 0,660 0,66 1,12 4,10 4,59 — — 4,59
5-4 6,891 25 30,58 2,80 0,700 1,96 32,54 5,90 191,99 — — 191,99
4-3 8,325 25 0,46 1,35 0,750 1,01 1,47 8,50 12,52 — — 12,52
3-2 9,383 32 24,68 2,75 0,970 2,67 27,35 3,40 92,98 — — 92,98
2-1 17,404 40 4,60 2,00 1,200 2,40 7,00 4,29 30,03 4,60 24,37 5,66
Всего 386,13
Потери в трубах и арматуре газовой плиты 50,00
Итого 436,13
Таблица 4.8
Результаты расчета расхода газа на участках газопровода вторым
методом
Участок к. м3/ч чел. <?р, м3/ч
4-конф. 2-конф. 4-конф. 2-конф. 4-конф. 2-конф.
16-15 1,000 — 1,25 — 1 — 1,250
15-14 0,650 — 1,25 —- 2 — 1,625
14-13 0,450 — 1,25 — 3 — 1,688
13-12 0,350 — 1,25 — 4 — 1,750
12-11 0,290 — 1,25 — 5 — 1,813
11—10 0,280 — 1,25 — 6 — 2,100
10-9 0,280 — 1,25 — 7 — 2,450
9-8 0,265 — 1,25 — 8 — 2,650
8-7 0,258 — 1,25 — 9 — 2,903
7-6 0,237 0,235 1,25 1,00 9 9 4,779
6-5 0,232 0,222 1,25 1,00 18 9 7,219
5-4 0,229 0,215 1,25 1,00 18 18 9,014
4-3 0,225 0,212 1,25 1,00 27 18 11,401
3-2 0,222 0,209 1,25 1,00 27 27 13,123
2-1 0,209 0,201 1,25 1,00 81 27 26,638
130
Таблица 4.9
Коэффициенты местных сопротивлений для определения Q, вторым
методом
Участок Вид сопротивлений £
16-15 Угольник 90° при d = 15 мм 2,2 8,1 —
Отвод, гнутый на 90° 0,3
Пробочный кран при d = 15 мм 4,0
Два отвода, гнутых на 90° 0,6
Тройник проходной 1,0
! 15-14 Тоже 1,0 1,0
[ 14-13 » 1,0 1,0
13-12 » 1,0 1,0
! 12-11 » 1,0 1,0
' 11-10 » 1,0 1,0
! 10-9 » 1,0 1,35
Внезапное сужение 0,35
f 9-8 Тройник поворотный 1,5 1,50
i 8-7 Два отвода, гнутых на 90° 0,6 1,95
Тройник проходной 1,0
Внезапное сужение 0,35
[ 7-6 Тройник проходной 1,0 2,80
Шесть отводов, гнутых на 90° 1,8
6-5 Тройник проходной 1,0 1,35
Внезапное сужение 0,35
5-4 Тройник проходной 1,0 2,80
Шесть отводов, гнутых на 90° 1,8
4-3 Тройник проходной 1,0 1,35
Внезапное сужение 0,35
3-2 Три отвода, гнутых на 90° 0,9 2,40
Тройник поворотный 1,5
2-1 Пробочный кран с d = 40 мм 2,0 2,0
131
Таблица 4.10
Результаты гидравлического расчета внутридомового газопровода вторым методом
Участок СР. м3/ч d, мм /, м 24 1жв при 2^ = 1 4кВ> W /р, м Ьр'/l, Па/м Др, Па Н, м Ргст, Па Др + рг ст, Па
16-15 1,250 15 3,00 8,10 0,488 3,95 6,95 2,65 18,42 3,00 15,89 2,53
15-14 1,625 15 3,00 1,00 0,460 0,46 3,46 5,10 17,65 3,00 15,89 1,75
14-13 1,688 15 3,00 1,00 0,454 0,45 3,45 5,50 19,00 3,00 15,89 3,10
13-12 1,750 15 3,00 1,00 0,450 0,45 3,45 5,70 19,67 3,00 15,89 3,77
12-11 1,813 15 3,00 1,00 0,443 0,44 3,44 6,50 22,38 3,00 15,89 6,49
11-10 2,100 15 3,00 1,00 0,635 0,64 3,64 10,05 36,53 3,00 15,89 20,64
10-9 2,450 15 3,00 1,35 0,603 0,81 3,81 10,22 38,98 3,00 15,89 23,09
9-8 2,650 20 0,32 1,50 0,600 0,90 1,22 2,65 3,22 0,32 1,67 1,55
8-7 2,903 20 2,08 1,95 0,575 1,12 3,20 3,50 11,20 1,00 5,30 5,91
7-6 4,779 25 30,58 2,80 0,670 1,88 32,46 3,20 103,86 — — 103,86
6-5 7,219 25 0,46 1,35 0,720 0,97 1,43 5,65 8,09 — — 8,09
5-4 9,014 32 30,58 2,80 0,925 2,59 33,17 2,55 84,58 __ — 84,58
4-3 11,401 32 0,46 1,35 0,998 1,35 1,81 3,96 7,16 — — 7,16
3-2 13,123 40 24,68 2,40 1,150 2,76 27,44 2,48 68,05 — — 68,05
2-1 26,638 40 4,60 2,00 1,250 2,50 7,10 9,85 69,94 4,60 24,37 45,57
Всего 386,13
Потери в трубах и арматуре газовой плиты 50,00
Итого 436,14
Результаты гидравлического расчета внутридомового газопровода вторым методом
С5
ХГ
S
ю
СЗ
Н
Др + рг ст, Па 2,53 1,75 3,10 3,77 6,49 20,64 23,09 1,55 5,91 103,86 04 О ОО 84,58 7,16 68,05 45,57 386,13 50,00 40 СП хГ
Па ,89 ,89 ,89 ,89 04 ОО ,89 ,89 ,67 ,30 1 ,37 1
6 15. МП МП к—> МП кН мп МП МП МП 1 1 1 1 1 24,
S ,00 ,00 ,00 ,00 О о ,00 ,00 ,32 ,00 1 1 1 1 1 60
af СП СП СП СП СП СП СП О
Па ,42 65 ,00 ,67 оо СП ,53 ,98 ,22 о сч ,86 ,09 ,58 ,05 94
ОО кН 04 кН 04 кН 22, 36, ОО СП си кН 103, ОО 84, 68, 69,
2
оз с ,65 О кН ,50 ,70 О мп ,05 ,22 ,65 ,50 ,20 ,65 ,55 96 ,48 ,85
5 сч МП МП мп 40 О кн О 4 сч СП СП МП сч СП СЧ 04
2 ,95 ,46 ,45 ,45 ,64 ОО ,22 О сч_ ,46 ,43 кН ОО ,44 О кН
40 СП СП СП СП си СП —* СП 32, кН 33. 27, г--
2 ,95 ,46 ,45 ,45 хг ,64 ОО ,90 сч кН ,88 О\ ,59 ,35 ,76 ,50
* СП О О О о О о О кН О сч СЧ сч
II
и S ,488 460 454 ,450 ,443 ,635 ,603 ,600 ,575 ,670 о сч ,925 ,998 ,150 ,250
Q, Е О О О О О О о о О О о О О кН
и 3
ХкР и о ,00 ,00 ,00 о о ,00 ,35 ,50 ,95 ,80 ,35 о оо ,35 о ,00 плит
оо кН кн кн кН кН ——' к-4 ——< СЧ еГ кН еч сч sS
О
со
2 ,00 ,00 ,00 ,00 Q О ,00 ,00 СЧ СП ,08 ОО м*у 46 ,58 ,46 ,68 ,60 азе
—‘ СП СИ СП СП СП СП СП о СЧ о СП О О О 24 О Cl
d, мм мп кН «о кН МП Кн мп кН МП к—< МП кН 15 20 О СЧ МП СЧ 25 32 32 40 40 армату.
's ,250 ,625 ,688 ,750 СП оо ,100 ,450 ,650 ,903 ,779 219 ,014 ,401 ,123 ОО СП 40 бах и
т—4 кН кн — кН СЧ сч сч сч xf г- 04 — СП 40* СЧ тру
в о -15 -14 -13 -12 кН 1 -10 04 1 оо 1 7 40 I МП 1 7 си 1 СЧ 1 7 О ери в о N
V >> 16 15 14 13- СЧ кН кН о 04 оо 40 МП сч Все Пот Ито
Глава 5
ГОРЕЛКИ ДЛЯ СЖИГАНИЯ ГАЗА
5.1. Классификация газовых горелок
Горение газа состоит из трех последовательно протекающих
процессов. Первым является процесс смесеобразования, в резуль-
тате которого происходит смешивание природного газа и воздуха;
вторым — процесс подогрева смеси до температуры воспламене-
ния; третьим — процесс химической реакции, т.е. горения.
Если газовоздушная смесь готовится заранее, то горение про-
текает по кинетическому принципу. Сгорание смеси происходит
в коротком прозрачном факеле. Кинетический процесс горения
характеризуется малой устойчивостью, поэтому при сжигании газа
необходимо применять методы искусственной стабилизации.
Если газ и воздух предварительно не перемешивают, а подают в
горелку раздельно, то смесеобразование протекает одновременно с
горением. Такое горение называют диффузионным. Так как процессы
смешивания протекают значительно медленнее процессов горения,
скорость и полнота сгорания определяются скоростью и полнотой
смешивания газа и воздуха. Смешивание газа с воздухом может про-
исходить путем диффузии молекулярной либо турбулентной.
Особенностью диффузионного сжигания является высокая ус-
тойчивость, сравнительное постоянство температур по всей высо-
те пламени, возможность распределения пламени по большим
поверхностям любых форм. Диффузионный способ сжигания ха-
рактеризуется большим светящимся пламенем.
В соответствии с ГОСТ 21204—97 по способу подачи воздуха и
коэффициенту избытка первичного воздуха СС| различают горелки:
диффузионные с cq = 0, инжекционные с а, > 1 и а, < 1 и с
принудительной подачей воздуха (дутьевые).
Диффузионные горелки (рис. 5.1, а). Это наиболее простые уст-
ройства, представляющие собой трубу с просверленными отвер-
стиями. Газ вытекает из отверстий, а необходимый для горения
воздух поступает полностью из окружающей среды. В диффузион-
ных горелках процессы смешивания газа с воздухом и горение со-
вершаются параллельно на выходе газа из горелки.
Достоинствами горелок данного типа являются: малогабарит-
ность и простота конструкции, удобство и безопасность эксплуа-
133
тации, высокая устойчивость пламени без проскоков и отрывая
высокая степень черноты пламени, широкий диапазон регулиро-1
вания тепловой мощности. К недостаткам горелок относятся: по-1
вышенный коэффициент избытка воздуха, плохие условия дого-1
рания газа и выделение при сжигании углеводородных газов про-!
дуктов неполного сгорания. г
Эти горелки используют при сжигании природных и сжижен J
ных углеводородных газов, когда требуется получение длинного!
светящегося (коптящего) факела с равномерной температурой nJ
его длине: в печах мартеновских, цементных, стекловарочных, J
также в печах для получения газовой сажи. В отдельных случая J
такие горелки незаменимы, например в высокотемпературных пла-1
вильных печах, где требуется получение растянутого факела с вы-1
сокой степенью черноты. ]
Инжекционные горелки (рис. 5.1, б, в). Это горелки, в которые!
необходимый для горения воздух поступает полностью (cq > 1) ил J
частично (а! < 1) в качестве первичного, а подача его осуществля-1
ется за счет кинетической энергии струи газа, вытекающего и!
сопла. Процессы смешивания газа с воздухом и горения разделе-!
ны, при этом обеспечивается хорошее смешивание газа с возду-1
хом. 1
В инжекционных горелках с oq > 1 газ, вытекая из сопла с|
большой скоростью за счет кинетической энергии струи, засасы-1
вает в инжектор из окружающего пространства воздух в количе-1
стве, необходимом для полного его сгорания. Процесс сжигания]
происходит по кинетическому принципу — получение короткого
пламени с высокой температурой. В горелке автоматически обес-]
печивается соотношение газа и воздуха в рабочем диапазоне, т.е.1
постоянный oq независимо от изменения давления. Такие горел-1
ки имеют низкую устойчивость к образованию проскоков и от-1
рыва пламени, поэтому требуют применения стабилизаторов. Ин-1
жекционные горелки с а, > 1 работают на газе среднего давления]
(10...90 кПа). 1
В инжекционных горелках с oq < 1 выбор значения oq зависит]
от диапазона устойчивой работы. Обычно инжекционные горел-
ки с oq < 1 работают на газе низкого давления (до 2 кПа). С уве-1
личением значения oq происходит переход в область кинетиче-
ского процесса сгорания газовоздушной смеси, который харак- i
теризуется низкой устойчивостью горения, т.е. возможностью про-
скока и отрыва пламени. При малых коэффициентах первичного
воздуха происходит разложение углеводородов с образованием
сажи, что приводит к свечению пламени и химической неполно-;
те горения. Такая работа горелок с малым коэффициентом пер-1
вичного воздуха нежелательна (из устья горелки выходит газо-1
воздушная смесь с избытком горючего, т.е. газ смешанный толь-i
ко с 50...60 % воздуха от теоретически необходимого). Поэтому
134 ;
Рис. 5.1. Схемы горелок:
а — диффузионной; б — инжекционной с а, > 1; в — инжекционной с а, < 1; г —
с принудительной подачей воздуха; 1 — воздушная заслонка; 2 — сопло; 3 —
инжектор; 4 — горловина; 5 — диффузор; б — насадок; 7 — огневое отверстие; 8 —
коллектор; 9— газораспределительное устройство; 10— завихритель; 11 — отвер-
стие для выхода газа; 12 — корпус
для инжекционных горелок с aI < 1 требуется организовать под-
вод вторичного воздуха (см. рис. 5.1, в), а в топках, где устанавли-
ваются эти горелки, должно быть разрежение.
Пламя горелки состоит из внутреннего и внешнего конусов. Внут-
ренний конус представляет собой поверхность остановленного
135
фронта пламени, где выгорает часть горючего, обеспеченная пер-1
вичным воздухом. Горение газовоздушной смеси во внутреннем!
конусе кинетическое. Внутренний конус пламени ярко очерчен и|
имеет зеленовато-голубой цвет. Внешний конус представляет со-1
бой поверхность, где в результате диффузии окружающего воздуха I
выгорает оставшаяся часть газа. Процесс сгорания газа во внешнем]
конусе диффузионный. ;
Такие горелки обладают большой устойчивостью к отрыву и]
проскоку пламени и не требуют применения стабилизаторов. ,
Инжекционные горелки с cq < 1 применяют в бытовых газо-1
вых плитах, проточных и емкостных водонагревателях, ресторан-!
ных плитах, секционных отопительных котлах и отопительных
печах.
Горелки с принудительной подачей воздуха (рис. 5.1, г). Воздух,]
необходимый для горения, в такие горелки подается вентилято-1
ром. Газ из сопла попадает в закрученный поток воздуха, и проис-|
ходит их смешивание. Газовоздушная смесь через насадок попадает!
в топочное пространство. Горелки данного типа оснащены стаби-1
лизаторами. В схеме обвязки горелок предусматривается установка]
клапана блокировки, отключающего подачу газа при прекраще-1
нии подачи воздуха.
Процесс смешивания газа с воздухом зависит от конструкции]
смесителя. При полном предварительном смешивании процесс го-]
рения кинетический, пламя образуется короткое с высокой тем-1
пературой. ]
Схемы горелок с принудительной подачей воздуха приведены]
на рис. 5.2. В горелке на схеме I газ и воздух поступают к месту]
сгорания раздельно, параллельными потоками. Смешивание про-
исходит медленно, горение диффузионное. Пламя образуется длин-]
ное светящееся с невысокой температурой. В горелке на схеме II
I Воздух
Рис. 5.2. Схемы горелок с принудительной подачей воздуха
136
поверхность соприкосновения потоков газа и воздуха увеличива-
ется за счет подачи газа внутрь воздушного потока. Длина пламени
при этом уменьшается.
Еще большее уменьшение длины пламени достигается путем
предварительного смешивания газа с воздухом (схема III). Улуч-
шение предварительного смешивания газа с воздухом достигается
установкой в горелки завихрителя, закручивающего поток воздуха
(схема IV).
Для увеличения площади соприкосновения газа с воздухом ис-
пользуются горелки с множеством мелких отверстий в корпусе,
направленных под углом к предварительно закрученному потоку
воздуха (схема V). При этом образуется равномерная газовоздуш-
ная смесь. Процесс горения кинетический, пламя образуется ко-
роткое с высокой температурой.
Если подавать газ в закрученный воздушный поток не только
из центра горелки, но и с периферии (схема VI), обеспечивается
равномерное распределение газовых струй в воздушном потоке.
Закручивание воздушного потока может осуществляться лопа-
точным направляющим аппаратом, улиткой, тангенциальным под-
водом к горелке.
Горелки с принудительной подачей воздуха в зависимости от
конструкции работают на газе низкого или среднего давления. Их
применяют для промышленных теплоагрегатов: котлов, печей,
сушилок. Горелки позволяют использовать теплоту отработанных
дымовых газов за счет подогрева в теплообменниках (рекуперато-
рах, регенераторах) воздуха, подаваемого для горения, что позво-
ляет повысить КПД теплоагрегатов.
5.2. Основные характеристики газовых горелок
Тепловая мощность — количество теплоты, выделяющееся при
полном сгорании часового расхода газа, проходящего через горелку:
Q = Qh <]„
где Q — тепловая мощность, кДж/ч; QH — низшая теплота сгора-
ния газа, кДж/м3; q, — расход газа, м3/ч.
Различают номинальную, максимальную и минимальную теп-
ловую мощность горелок. Номинальная тепловая мощность — мак-
симально достигнутая мощность при длительной работе горелки с
минимальным коэффициентом избытка воздуха и при допусти-
мой по установленным нормам химической неполноте сгорания.
Минимальная тепловая мощность определяет нижний предел ра-
боты горелки с коэффициентом избытка воздуха, равным 1,1, при
котором она работает устойчиво. Максимальная тепловая мощность
составляет 0,9 от мощности, соответствующей верхнему пределу
работы горелки.
137
Нижний и верхний пределы работы горелки определяются Bi
результате ее испытаний на отрыв, проскок пламени, устойчи-1
вость горения газа в тепловом агрегате и полноту его сгорания.]
Коэффициенты избытка воздуха, равные 1,1 и 0,9, определяют]
полную надежность работы горелок в пределах от минимальной до '
максимальной тепловой мощности.
Коэффициент предельного регулирования КПр по тепловой мощно- ]
сти (диапазон устойчивой работы горелки) — отношение макси-1
мальной тепловой мощности горелки к минимальной. В горелках "
для тепловых агрегатов коэффициент предельного регулирования.
должен быть равен допустимому изменению тепловой мощности;
агрегата или быть больше него.
Коэффициент рабочего регулирования Кр р — отношение номи-
нальной тепловой мощности горелки к максимальной.
Давление газа и воздуха перед горелкой р подразделяется на но-
минальное, максимальное и минимальное (в соответствии с теп- ,
левой мощностью).
Удельная металлоемкость т — это отношение массы горелки к;
ее номинальной тепловой мощности. Этот показатель позволяет
при проектировании выбирать наименее металлоемкие однотип- ’
ные горелки.
Шумовая характеристика — уровень звукового давления, со-
здаваемого при работе горелки в зависимости от спектра частот. |
Уровень шума горелок, работающих в допустимом диапазоне из-
менения расхода газа, не должен превышать 85 дБ на расстоя-'
нии 1 м от горелки и на высоте 1,5 м от пола.
Номинальная относительная длина факела — расстояние по оси!
факела от выходного сечения горелки до точки, где концентрация;
СО2 при коэффициенте избытка воздуха а = 1 составляет 95 % от !
максимального значения. ;
Давление (разрежение) в камере сгорания определяется в зоне!
выходного сечения горелки при номинальной тепловой мощности.
Коэффициент избытка первичного воздуха «] показывает, какая;
часть воздуха от теоретически необходимого для сгорания газа по-'
дается в горелку предварительно.
Коэффициент избытка вторичного воздуха ос2 показывает, какая
часть воздуха от теоретически необходимого для сгорания газа по-
дается непосредственно к пламени из окружающего пространства.
Объемный коэффициент инжекции, или кратность инжекции п,
показывает отношение объемного количества подсасываемого
горелкой первичного воздуха к объемному расходу газа.
5.3. Инжекционные горелки для газа низкого давления
В инжекционных горелках для газа низкого давления количе-
ство подсасываемого первичного воздуха составляет 30...70 % от
138
Рис. 5.3. Горелка многофакельная типа ГКС:
1 — сопло; 2 — заслонка; 3 — смеситель; 4 — коллектор
необходимого для полного сгорания газа, поэтому их называют
горелками неполного, или частичного смешивания.
Горелки многофакельные типа ГКС (рис. 5.3) предназначены для
котлов малой производительности, печей и сушилок. При установ-
ке нескольких горелок между ними необходимо предусматривать
зазоры не менее 30 мм для прохода вторичного воздуха, а расстоя-
ния между огневыми отверстиями горелки должны обеспечивать
быструю передачу факела.
Газ, поступающий из сопла 7, инжектирует первичный воздух,
количество которого регулируется заслонкой 2. Образовавшаяся в
смесителе 3 газовоздушная смесь выходит через два ряда огневых
отверстий в верхней образующей огневого коллектора 4.
У горелок от ГКС-2,5 до ГКС-4,5 коллектор выполнен из сталь-
ной трубы, заглушенной на торце. Для удлинения каналов, через
которые выходит газовоздушная смесь, на коллектор наваривают
две стальные полосы. У горелок большей тепловой мощности от
ГКС-6 до ГКС-10 сечение коллектора увеличено за счет его высо-
ты, что обеспечивает необходимую равномерность давления смеси
по его длине.
Перерасчет горелок при изменении характеристик газа. При экс-
плуатации горелки часто переделывают в связи с изменением теп-
лоты сгорания и плотности используемого газового топлива, так
как работа горелок на газе с теплотой сгорания и плотностью,
отличающимися от расчетных, приводит к изменению их тепло-
вой мощности и ухудшению условий сгорания.
Для сохранения неизмененной тепловой мощности инжекци-
онной горелки для газа низкого давления при переходе на топливо
иного состава необходимо изменить диаметр сопла. Новый диа-
метр сопла, мм,
d,=d
V,Pr
где d — диаметр сопла для газа с первоначальной теплотой сгора-
ния, мм; QK и Q'H — низшая расчетная и низшая действительная
139
теплота сгорания газа, МДж/м3; р — расчетное давление газа, Па
Р\ — давление газа иного состава, Па; рг и р'г — расчетная и дей
ствительная плотности газа, кг/м3.
Когда давления иного газа в сети достаточно для сохранение
прежней тепловой мощности горелки, можно, не меняя ее конст
руктивных размеров, изменить давление газа перед горелкой. Тогд
давление газа иного состава, Па,
При этом необходимо с помощью проверочного расчета убе
диться, что диапазон устойчивой работы горелки не будет меньш
заданного.
Расчет головки горелки. Одним из основных параметров работ!
горелки является скорость выхода газовоздушной смеси из отвер-i
стий ее головки г0, которая должна обеспечить стабильность сжи-
гания газа.
Величина зоны устойчивого горения зависит от состава газа,,
коэффициента первичного воздуха а! и диаметра выходных отвер-
стий горелки d0.
Минимальный диаметр выходного отверстия горелки, при ко-
тором невозможен проскок пламени, называется критическим.
При малых значениях аь т.е. при использовании богатых сме-
сей, не обеспечивается полнота сгорания газа. При использовании
бедных смесей, т. е. при малых значениях аь для горелки характер-
на неустойчивая работа, т. е. возможен отрыв и проскок пламени.
При использовании природного газа принимают «1 = 0,4...0,6.
Расстояние между отверстиями должно обеспечивать передачу
пламени от отверстия к отверстию, предупреждать возможность сли-
яния языков пламени и не затруднять подход вторичного воздуха.
Необходимая суммарная площадь выходных отверстий, см2,
р _ Qrop Q
° ~ 0, Зб^о ’
где Qrop — производительность горелки, м3/ч; Ио — объем теорети-
чески необходимого воздуха для горения, м3; v0 — скорость выхода
газовоздушной смеси из отверстий горелки, м/с.
5.4. Диффузионные горелки
Наиболее простые по конструкции диффузионные горелки пред-
ставляют собой трубу с отверстиями. Расстояния между отверстия-
ми выбирают с учетом скорости распространения пламени от од-
ного отверстия к другому.
140
Рис. 5.4. Подовая щелевая диффузионная горелка:
/ — регулятор воздуха; 2 — горелка; 3 — смотровое окно; 4 — горизонтальный
тоннель; 5— центрирующий стакан; 6— выкладка из кирпича; 7— колосниковая
решетка
К промышленным горелкам диффузионного типа относятся
подовые щелевые горелки, которые представляют собой трубу
диаметром до 50 мм с отверстиями диаметром до 4 мм в два ряда
(рис. 5.4). Коллектор горелки размещается над колосниковой ре-
шеткой в кирпичном канале. Канал представляет собой щель в поде
котла. Отсюда и название горелок — подовые щелевые.
Из горелки 2 газ выходит в топку, куда из-под колосниковой
решетки 7 поступает воздух. Газовые струйки направляются под
углом к потоку воздуха и равномерно распределяются по его сече-
нию. Процесс смешивания газа с воздухом происходит в специ-
альной щели, сделанной из огнеупорного кирпича.
Колосниковую решетку закладывают огнеупорным кирпичом,
оставляя несколько щелей, в которых размещают трубы с отвер-
стиями для выхода газа. Воздух под колосниковую решетку подает-
ся вентилятором или в результате разрежения в топке.
Характеристики факела зависят в основном от скорости про-
цесса перемешивания газа и воздуха: с уменьшением скорости фа-
кел удлиняется и будет иметь сажистый светящийся вид.
Диффузионные горелки применяют на установках с большим
объемом камеры сгорания, когда за счет растянутого горения тре-
буется обеспечить равномерную теплоотдачу по всей тепловоспри-
нимающей поверхности.
В некоторых случаях диффузионные горелки совершенно неза-
менимы, например в высокотемпературных печах (мартеновских,
стекловаренных). Это объясняется тем, что при подогреве воздуха
до температур, превышающих температуру самовоспламенения
газа, предварительное смешивание газа с воздухом полностью ис-
ключается.
141
Достоинствами диффузионных горелок являются: большие пре-
делы регулирования из-за отсутствия опасности проскока пламе-
ни, безопасная работа при практически неограниченной темпера-
туре подогрева воздуха, высокая степень черноты факела, возмож-
ность работы без дутья и при низком давлении газа, простота кон-
струкции и сравнительно небольшие размеры при большой еди-
ничной мощности. К недостаткам относятся: необходимость неко-
торого повышения коэффициента избытка воздуха (а= 1,10... 1,15)
по сравнению с горелками с кинетическим процессом горения,
более низкие тепловые напряжения топочного объема и ухудше-
ние условий догорания газа в хвостовой части факела.
5.5. Инжекционные горелки для газа среднего давления
Инжекционные горелки, работающие на газе среднего давления,
являются горелками полного предварительного смешения (рис. 5.5).
Газ из газопровода поступает к соплу 1 горелки, откуда вытека-
ет с высокой скоростью, инжектируя необходимый для сгорания
воздух непосредственно из атмосферы. Поступление воздуха в сме-
ситель горелки происходит через входной участок 2 камеры сме-
б
Рис. 5.5. Инжекционные горелки:
а — без охлаждения насадка; б — с водоохлаждаемым насадком; / — сопло; 2 —
входной участок камеры смешивания; 3 — основной участок камеры смешивания;
4 — диффузор; 5 — головка
142
шивания. Образующаяся газовоздушная смесь перемешивается на
основном участке 3 камеры смешивания и попадает в диффузор 4.
В диффузоре за счет уменьшения скорости смеси увеличивается
статическое давление, позволяющее преодолевать ее сопротивле-
ние. Подготовленная горючая смесь из диффузора через головку 5
поступает в камеру сгорания, например в огнеупорный туннель.
Подача воздуха регулируется шибером.
В инжекционных горелках для образования газовоздушной сме-
си и ее перемещения используется энергия высокоскоростной га-
зовой струи, подсасывающей необходимый для горения воздух.
Площадь сопла определяется по формуле
р _ ^ГОР^Р г
цсЛ/2Дрг ’
где (2гор — производительность горелки, м3/ч; рг — плотность газа,
кг/м3; цс — коэффициент расхода сопла (0,965); Дрг — перепад
давлений газа, кПа.
В инжекционных смесителях происходит необходимое переме-
шивание газа с воздухом, обеспечивающее полное сгорание газа
при минимальных коэффициентах избытка воздуха а = 1,03... 1,05.
Основные характеристики инжекционных горелок для газа сред-
него давления приведены в табл. 5.1.
Инжекционные горелки не нуждаются в автоматике пропорци-
онирования газа и воздуха, а также в устройстве, отключающем
подачу газа в случае прекращения подачи воздуха.
Инжекционные горелки имеют следующие недостатки: боль-
шую длину (около 1,5 м) при производительности в пределах
60... 100 м3/ч; недостаточную глубину регулирования из-за опас-
ности проскока пламени в смеситель при снижении нагрузки.
5.6. Горелки с принудительной подачей воздуха
и предварительной подготовкой газовоздушной смеси
Горелки с принудительной подачей воздуха и предваритель-
ной подготовкой смеси получили наибольшее распространение.
Расход газа для этих горелок составляет 0,5... 5000 м3/ч. Для уско-
рения процесса смешивания газ подается через ряд щелей или от-
верстий, оси которых направлены под углом к потоку воздуха. Го-
релки с подачей газовых струй в поток воздуха от центра к пери-
ферии называются «с центральной подачей газа», а горелки с по-
дачей газовых струй от периферии к центру — «с периферийной
подачей газа».
Во многих горелках воздух подают к месту смешивания с газом
закрученным потоком. Наиболее распространенными способами
для закручивания потока являются:
143
Таблица 5.1
Основные характеристики инжекционных горелок для газа среднего
давления
Типо- размер Тепловая мощность горелки, Мкал/ч Расход газа, м3/ч А, ДЮЙМ Размеры, мм Масса, КГ
dr К L НхН
В 15/1,0 6,20 0,7 7> 60 12,0 ПО 220 80x80 5,1
В 18/1,2 9,20 1,1 '/2 60 14,5 по 250 80x80 5,3
В21/1,4 12,50 1,5 '/2 60 17,0 по 275 80x80 5,6
В 24/1,6 15,70 1,9 72 80 19,0 135 300 100x100 8,8
В 28/1,8 21,80 2,6 72 80 22,5 135 335 100x100 9,0
В 32/2,1 27,50 3,3 72 80 25,5 135 375 100x100 9,8
В 37/2,4 37,60 4,5 72 100 30,0 165 440 120x120 14,3
В 42/2,7 48,80 5,9 72 100 33,5 165 490 120x120 14,8
В 48/3,1 63,50 7,6 72 120 38,5 165 545 140x140 21,0
В 56/3,6 85,30 10,2 74 120 45,0 215 625 140x140 26,0
В 65/4,2 118,0 14,1 74 140 52,0 215 700 170x170 33,5
В 75/4,8 156,0 18,7 74 140 60,0 215 800 170x170 35,2
В 86/5,5 206,0 24,7 1 220 69,0 285 960 — 58,7
В 100/6,4 272,0 32,6 1 260 80,0 285 1095 — 81,0
В 116/7,5 380,0 45,5 1 74 300 93,0 330 1240 — 107,0
В 134/8,6 490,0 58,7 1 74 350 107,0 360 1420 — 151,0
В 154/9,9 645,0 77,3 1 72 410 123,0 410 1615 __ 216,0
В178/11,4 862,0 103,2 1 72 470 142,0 475 1840 — 240,0
В 205/13,2 1140,0 136,5 2 490 164,0 555 2130 — 342,0
В 235/15,1 1510,0 181,0 2 510 188,0 605 2400 — 401,0
Примечания: 1. Теплота сгорания газа Сн = 8350 ккал/м3; расчетный коэф-
фициент избытка воздуха а = 1,05.
2. Тепловая мощность горелки и расход газа даны при давлении газа рг -
= 5000 мм вод. ст.
3. Индекс В в типоразмерах означает, что горелка предназначена для сжигания
газов с высокой теплотой сгорания, цифра до косой черты — диаметр носика dH,
мм, цифра после косой черты — диаметр сопла горелки dc, мм.
144
Рис. 5.6. Горелки типа ГА:
1 — штуцер для изменения давления воздуха; 2 — газовая трубка с наконечником;
3 — газовый патрубок; 4 — газовая камера; 5 — смотровая труба; 6 — штуцер для
измерения давления газа; 7 — воздушный патрубок; 8 — футеровка
использование направляющих лопаточных аппаратов с посто-
янным или регулируемым углом установки лопаток;
применение улиточной формы корпуса горелки;
тангенциальная подача воздуха в цилиндрический корпус.
Увеличение степени закручивания потока интенсифицирует про-
цесс смесеобразования и горения топлива, но при этом возраста-
ют сопротивление горелки и расход электроэнергии.
В зависимости от конструкции горелки процесс смешивания
газа с воздухом может быть различным:
подготовка газовоздушной смеси начинается в смесительной ка-
мере, а заканчивается вместе с процессом горения;
газовоздушная смесь полностью готовится в смесительной ка-
мере.
Комбинированные газомазутные горелки имеют принудитель-
ную подачу воздуха. Мазутная форсунка в них располагается по
оси горелки и в зависимости от принятой конструкции во время
работы на газе удаляется или отодвигается от устья во избежание
перегрева. Для сжигания мазута используется воздух, поступающий
через воздухонаправляющие устройства.
145
Горелки типа ГА (рис. 5.6) предназначены для сжигания газа'
низкого и среднего давлений в топках котлов и печей. В горелке
происходит смешивание струек газа, выходящих из отверстий ко-
нического донышка под углом к продольной оси и потока закру-
ченного воздуха. Для закрутки воздуха головка горелки имеет на-
правляющие ребра. Полное перемешивание газа с воздухом обес-
печивает получение короткого факела с прозрачным пламенем. Для
стабилизации пламени применяют керамический туннель с вне-
запным расширением. Передняя часть такой горелки во избежание
перегрева футеруется шамотом или жароупорным бетоном.
Для наблюдения за горением и розжигом горелки в центре ее
имеется труба диаметром 80 мм, в которую при отсутствии газа
может устанавливаться мазутная форсунка.
б
Рис. 5.7. Горелка типа ГМГ в сборе (<з) и мазутная форсунка (б):
1 — газовоздушная часть; 2, 6 — лопаточные завихрители; 3 — монтажная плита; 4 —
туннель; 5 — паромеханическая форсунка; 7 — распределительная шайба; 8 —
завихритель топливный; 9 — завихритель паровой; 10— накидная гайка
146
Наибольшее распространение в котельных установках получи-
ли короткофакельные газомазутные горелки ГМГ (рис. 5.7), пред-
назначенные для сжигания природного газа и мазута. Газомазут-
ные горелки представляют собой комплекс из газовой горелки и
мазутной форсунки и в зависимости от конструкции предназначе-
ны для раздельного или совместного сжигания газового и жидкого
топлив. Горелка имеет насадок, имеющий два ряда газовыпуска-
ющих отверстий, направленных под углом 90е друг к другу. Горел-
ка ГМГ состоит из газовоздушной части 1, паромеханической фор-
сунки 5, лопаточных завихрителей воздуха первичного 6 и вторич-
ного 2, монтажной плиты 3 со стаканом для установки запально-
зашитного устройства и заглушки, закрывающей форсуночный
канал при снятии форсунки. Закрутка воздуха в горелке обоими
завихрителями производится в одну сторону.
В качестве стабилизатора пламени используется конический
керамический туннель 4.
Зажигание горелки производят при закрытых воздушных шибе-
рах: сначала плавно открывают запорное устройство на газопрово-
де, а после воспламенения газа — шибер первичного воздуха; за-
тем с помощью шибера вторичного воздуха и регулирующего уст-
ройства на газопроводе устанавливают заданный режим.
При работе горелок на мазуте с тепловой мощностью в преде-
лах 70... 100 % от номинальной достаточно механического распи-
ливания, а при более низких нагрузках для распыла применяется
пар.
Мазут по внутренней трубе подводится к распылочной голов-
ке, в которой последовательно установлены: шайба распредели-
тельная 7 с одним рядом отверстий, а за ней завихрители топлив-
ный 8 и паровой 9, имеющие по три тангенциальных канала. Шай-
ба и завихрители крепятся с помощью накидной гайки 10. Мазут
под давлением проходит через отверстия распределительной шай-
бы, далее по тангенциальным каналам попадает в камеру завихре-
ния и, выходя через сопловое отверстие, распиливается за счет
центробежных сил. При снижении тепловой мощности до 70 % от
номинальной по наружной трубе форсунки подается пар, кото-
рый через каналы накидной гайки проходит к каналам парового
завихрителя и, выходя закрученным потоком, участвует в процес-
се распыла мазута.
Для сушки, нагрева материалов и изделий, отопления некото-
рых зданий и сооружений применяют горелки инфракрасного из-
лучения. В этих горелках газ сгорает без видимого факела на повер-
хности насадка, который, нагреваясь, служит источником инфра-
красного излучения.
Передача теплоты происходит в основном (40...60 %) за счет
излучения. Газ, вытекая из сопла (рис. 5.8), инжектирует воздух в
количестве, достаточном для его полного сжигания (oq = 1,05... 1,10).
147
Рис. 5.8. Схема газовой горел-
ки инфракрасного излучения:
1 — сопло; 2 — насадок; 3 — рас-
пределительная камера; 4 — ин-
жекционный смеситель
В инжекционном смесителе газ перемешивается с воздухом. Га-
зовоздушная смесь поступает в распределительную камеру, из ко-
торой проходит через насадок и сгорает на ее поверхности. Горе-
ние происходит на поверхности насадка, который, накаляясь до
800...900°C, излучает инфракрасные лучи.
Насадки бывают керамические, металлокерамические и метал-
лические. Керамические насадки состоят из перфорированных или
пористых керамических плиток. В металлокерамических насадках
металлическая сетка из жаростойкой стали располагается на рас-
стоянии 8... 12 мм над керамической плиткой. Применение сетки
позволяет повысить теплоотдачу излучением, улучшить равномер-
ность нагрева насадка и полноту сгорания газа, а также повысить
ветроустойчивость, так как раскаляясь она будет представлять со-
бой вторичный излучатель.
Металлический насадок состоит из набора жаростойких метал-
лических сеток или перфорированных плит из жаростойкого чугу-
на. Керамический перфорированный насадок склеивается из от-
дельных плиток размером 65х45х 12 мм огнеупорной замазкой. На
каждой плитке имеется большое число цилиндрических или кони-
ческих каналов. Диаметры каналов могут быть 1,75; 1,55; 1,35; 1,20;
1,00; 0,8 и 0,65 мм. Живое сечение плиток в зависимости от диа-
метра каналов колеблется в пределах 18... 45 %. Гидравлическое со-
противление перфорированных плиток в зависимости от диаметра
каналов меняется в пределах 1... 8 Па.
Газовоздушная смесь из распределительной камеры проходит
через отверстия плиток и сгорает у наружной поверхности насадка.
Отрыв пламени предотвращается малой скоростью газовоздушной
смеси в каналах плитки, а проскок пламени — размерами каналов,
которые меньше критических. После разогрева горение идет без
видимого пламени.
Для защиты от ветра горелка оборудуется специальным кожухом.
5.7. Стабилизация процесса горения
Устойчивость горения при изменении расходов газа и воздуха
является существенным фактором, определяющим надежность ра-
боты газовых горелок.
В зоне горения устанавливается динамическое равновесие между
стремлением пламени продвинуться навстречу потоку газовоздуш-
148
ной смеси и стремлением потока отбросить пламя от горелки. Ука-
занное явление соблюдается в узком диапазоне скоростей истече-
ния газовоздушной смеси из горелки. Когда скорость распростране-
ния пламени в какой-либо точке фронта горения превысит ско-
рость истечения газовоздушной смеси, возникает проскок пламени.
Когда скорость газовоздушной смеси во всех точках фронта горе-
ния превышает скорость распространения пламени, происходит от-
рыв пламени.
Таким образом, устойчивая работа горелки обеспечивается при
условии
^пр < V < l^p,
где гпр — скорость истечения газовоздушной смеси, при которой
наступает проскок пламени; готр — скорость истечения газовоз-
душной смеси, при которой происходит отрыв пламени.
На отрыв и проскок пламени влияют составы газа и газовоз-
душной смеси, диаметр выходного отверстия насадка, режим ис-
течения смеси и конструктивные особенности горелок.
Устойчивость пламени горелок достигается применением ста-
билизаторов.
Предотвращение проскока пламени достигается увеличением
скорости выхода газовоздушной смеси из насадка горелки и отво-
дом тепла от него. Конструктивно это решается сужением насадка
на выходе и установкой теплоотводящих пластин, ребер, решеток
с большим числом мелких отверстий, использованием воздушно-
го и водяного охлаждения.
Предотвращение отрыва пламени из устья горелки достигается
созданием условий для воспламенения газовоздушной смеси, т.е.
применением керамических туннелей, зажигательных поясов и тел
плохо обтекаемой формы.
В том случае, когда толщина фронтовой кладки агрегата не по-
зволяет поместить керамический туннель, используют в качестве
стабилизатора горения керамическую
горку. Стабилизация факела при этом
достигается путем направления струи ^222222222222222222^
газовоздушной смеси на горку, ко- ^^%22222222222722d
торая раскаляется и интенсивно из- 1^22227^*^^) П
лучает тепло. Г Пр7 — ”” I
В керамическом туннеле (рис. 5.9) |-------------------1
струя газовоздушной смеси, выходя-
щая из насадка горелки, расширяет-
ся, так как диаметр туннеля состав- ^2222222222222222222%
ляет 2,5 диаметра насадка (Z> = 2,5 d).
В головной части туннеля между его 1
стенками и струей образуются вихре- Рис. 5.9. Схема керамического
вые зоны, в которых создается раз- туннеля
149
Рис. 5.10. Инжекционная горелка с кольцевым стабилизатором горения:
1 — насадок; 2 — кольцо; 3 — отверстие в насадке; 4 — кольцевой зазор
режение. Это вызывает рециркуляцию продуктов горения. Раска-
ленные стенки туннеля служат источником излучения, тем самым
сохраняя и даже несколько повышая температуру продуктов горе-
ния. Непрерывная подача к корню факела раскаленных продуктов
горения обеспечивает устойчивое зажигание вытекающей из го-
релки холодной газовоздушной смеси.
В инжекционных горелках с кольцевым стабилизатором часть га-
зовоздушной смеси, выходящей из отверстий малого диаметра, по-
падает в кольцевой зазор между насадком и стабилизатором (рис. 5.10),
Рис. 5.11. Инжекционная горелка с пластинчатым стабилизатором
горения:
1 — пластинчатый стабилизатор; 2 — смеситель; 3 — воздушно-регулировочная
шайба; 4 — сопло
150
площадь поперечного сечения которого значительно больше сум-
марной площади отверстий. Поэтому, попадая в кольцевой за-
зор, газовоздушная смесь имеет малую скорость и образует ус-
тойчивое горящее кольцо газа, поджигающее основной факел.
Пластинчатые стабилизаторы инжекционных горелок (рис. 5.11),
предотвращающие отрыв и проскок пламени, представляют собой
стальные пластины, собранные в пакет на двух стержнях. Наличие
узких (1,5 мм) щелей между пластинами, интенсивно охлаждаю-
щихся потоком газовоздушной смеси, не допускает проскока пла-
мени внутрь горелки. Расположенные поперек потока скрепляю-
щие стержни вызывают образование за ними вихревых токов про-
дуктов сгорания, которые обеспечивают поджигание газовоздуш-
ной смеси.
Глава 6
ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ, КОММУНАЛЬНЫХ
И КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
6Л. Особенности использования газового топлива
в котельных
Отопительные котельные обеспечивают нагрев воды для ото-
пления, вентиляции и горячего водоснабжения жилых и обще-
ственных зданий. Температура нагрева воды в отопительных ко-
тельных малой мощности составляет 95...70 °C, а в котельных боль-
шой мощности — 150... 70 °C.
В отопительных котельных малой мощности одна группа водо-
грейных котлов работает на отопление по отопительному графи-
ку, а другая группа обеспечивает горячее водоснабжение: горячая
вода от группы котлов поступает в водяные подогреватели. Цирку-
ляцию воды в обоих контурах осуществляют сетевые насосы.
Схема отопительной котельной приведена на рис. 6.1. В котле 1
с помощью газовой горелки 2 сжигают газообразное топливо.
Образовавшиеся продукты сгорания по газоходу 6 через дымовую
трубу 7 выбрасываются в атмосферу. При этом вода из системы
отопления направляется в нижний коллектор 5 котла, проходит
параллельными потоками по секциям котла, нагревается до 95 °C,
выходит в верхний коллектор 1 и направляется в систему отопле-
ния. Воздух, необходимый для горения газа, поступает в топку
либо за счет разрежения, создаваемого дымовой трубой, либо под-
сасывается за счет энергии струи газа. В крупных котельных на сме-
сительные горелки воздух подается дутьевым вентилятором.
При использовании газообразного топлива котельные оснаща-
ются устройствами автоматического регулирования и безопаснос-
ти, которые также облегчают труд обслуживающего персонала.
При сжигании газообразного топлива в топку поступают газ и
воздух. Слишком большое или слишком малое количества воздуха
может привести к нарушению нормального процесса горения газа,
вплоть до полного его прекращения. Нарушение необходимого соот-
152
Рис. 6.1. Упрощенная схема отопительной котельной малой мощности:
1 — котел; 2 — горелка; 3 — газопровод; 4 — верхний коллектор; 5 — нижний
коллектор; 6 — газоход; 7 — дымовая труба
ношения количества газа и воздуха может привести к срыву пламе-
ни, его погасанию и накоплению в топке и газоходах горючего газа
или взрывоопасной газовоздушной смеси. При поджигании такой
смеси происходит ее мгновенное сгорание. В топке и газоходах в
течение 1/2000... 1/3000 с за счет резкого увеличения объема про-
дуктов сгорания абсолютное давление повышается до 0,7... 0,8 МПа,
что приводит к разрушению кирпичной кладки котлов. Поэтому в
каждой котельной должна быть ясно и подробно составленная инст-
рукция по эксплуатации газопроводов и газового оборудования.
Эффективность работы котла определяется его коэффициентом
полезного действия, который показывает, какая часть тепла, вне-
сенного в топку, полезно использована и передана нагреваемой в
котле воде. Коэффициент полезного действия котла, работающего
на газовом топливе (без учета расхода тепла на собственные нуж-
ды), можно определить следующим образом;
П =
BQ„
100%,
где D — количество горячей воды или пара, вырабатываемое в 1 ч,
кг; /' — теплосодержание горячей воды или пара, кДж/кг; i — тепло-
содержание питательной воды, кДж/кг; В — расход газа, м3/ч;
QH — низшая теплота сгорания сжигаемого газа, кДж/м3.
Коэффициент полезного действия котла можно определить и
по обратному балансу.
153
- ri = 100-^9,
где — сумма потерь тепла при работе котельного агрегата, % I
При работе котла на газовом топливе суммарные потери склач
дываются из потерь тепла с уходящими газами q2, потерь от хими-
ческой неполноты сгорания газа q3, потерь в окружающую среду ои
нагретых стенок обмуровки котла q3.
Основную долю потерь тепла составляют потери с уходящими
газами и потери в окружающую среду. При правильном выборе,
газогорелочных устройств, хорошей организации смешивания газа
и воздуха потери тепла от химической неполноты сгорания газа
могут быть сведены к нулю.
Потери тепла с уходящими газами при одинаковых коэффи-
циентах избытка воздуха тем меньше, чем ниже их температура. Пол-
нота сгорания газа определяется по составу продуктов сгорания, в
которых должны полностью отсутствовать горючие составляющие —
оксид углерода, водород и метан.
Важным показателем эффективности работы котла является
коэффициент избытка воздуха в топке и за котлом. При отсутствии
химического недожога коэффициент избытка воздуха может быть
определен по содержанию в продуктах сгорания кислорода и угле-
кислого газа. Зная коэффициент избытка воздуха и температуру
продуктов сгорания за котлом, можно подсчитать потери тепла с
уходящими газами q2.
Снижения потерь с уходящими газами можно добиться умень-
шением коэффициента избытка воздуха или температуры уходя-
щих газов, или обеих этих величин. Нижним пределом возможного
снижения коэффициента избытка воздуха следует считать значе-
ние, дальнейшее уменьшение которого еще не приводит к появ-
лению потерь от химической неполноты сгорания газа q3.
Практически оптимальным коэффициентом избытка воздуха в
топке является ат = 1,05—1,11, за котлом ак = 1,1... 1,15.
Потери тепла из-за химической неполноты сгорания газа под-
считываются по данным анализа состава продуктов сгорания, если
в них имеются горючие составляющие:
& = ИСН435840 + Ин210800 + Исо12б40,
где Q3 — потери тепла из-за химической неполноты сгорания,
кДж/м3; Vch^ ^н2, Исо — объемы горючих компонентов в продук-
тах сгорания, м3/м3.
Тогда
q3 = -^-100%.
QH
Потери тепла в окружающую среду q5 зависят от производитель-
ности и конструктивного устройства котла. Все тепло, воспринима-
154
емое водой в котле, передается через поверхности нагрева, которые
подразделяются на радиационные и конвективные. К радиацион-
ным поверхностям нагрева относятся экранные поверхности, обра-
щенные в топку котла. Поверхности нагрева, расположенные в ос-
тальных газоходах, относятся к конвективным. Наиболее эффектив-
ным способом передачи тепла является радиационное излучение
факела и различного рода раскаленных керамических излучателей в
топке.
Газовое топливо позволяет осуществить автоматизацию процесса
регулирования расхода топлива в зависимости от нагрузки котла,
что обеспечивает повышение экономичности работы котельной и
безопасности ее эксплуатации.
Для того чтобы отопительный котел работал с максимальным
коэффициентом полезного действия и отсутствием химического
недожога при различных тепловых нагрузках, перед вводом его в
эксплуатацию проводятся наладочные работы. Во время наладки
отрабатываются оптимальные режимы работы котла во всем экс-
плуатационном диапазоне регулирования теплопроизводительно-
сти и составляются режимные карты.
6.2. Газовое оборудование котельных с паровыми
и водогрейными котлами
Отопительные котельные присоединяют к газовым сетям сред-
него и низкого давлений. Небольшие котельные с расходом газа не
более 250 м3/ч получают газ из газопроводов низкого давления.
Схемы газоснабжения. В помещениях отопительных котельных
разрешается прокладывать газопроводы низкого и среднего давле-
ний. В котельных, расположенных в отдельно стоящих зданиях,
разрешается прокладывать газопроводы высокого давления, но не
более 0,6 МПа. Газопровод вводится непосредственно в помеще-
ние, где располагаются котлы, либо в смежное помещение при
условии соединения их открытым проемом.
На вводе газопровода (рис. 6.2) внутри котельной, в доступном
для обслуживания месте, устанавливают устройство для отключе-
ния всей котельной в случае ремонта или аварии, а также при
остановке ее на длительное время. При проведении ремонтных ра-
бот в котельной, а также в периоды между отопительными сезона-
ми на вводе в котельную за отключающим устройством ставят за-
глушку. Если в котельной размещено большое число котлов, от-
ключающие устройства устанавливают на ответвлениях газового
коллектора к группам котлов, что позволяет проводить ремонтные
работы без остановки всей котельной.
В качестве запорного устройства на вводе используют задвижку
или кран перед регулятором или счетчиком. Кран перед маномет-
155
Рис, 6.2. Схемы газоснабжения котельных с однорядным (о) и двухряд-
ным (б) расположением котлов:
1 — отключающее устройство на вводе; 2 — показывающий манометр; 3 — кра»
перед манометром; 4 — газорегуляторная установка; 5 — узел измерения расход;
газа; 6 — газовый коллектор; 7 — отключающее устройство котла (главное); 8 -
кран продувочного трубопровода котла; 9 — кран продувочного трубопровода ко
тельной; 10 — продувочный трубопровод; 11 — штуцер с краном и пробкой для:
отбора пробы; 12 — отключающее устройство для группы котлов
ром, который предусматривается на вводе газопровода, в работа-:
ющей котельной должен быть открыт постоянно.
Трассировку и диаметры газопроводов выбирают таким обра-
зом, чтобы потери давления в них на всем протяжении от газоре-
гуляторных установок (ГРУ) до наиболее удаленных горелок не
превышали 40...50 % номинального давления газа перед горелка-
ми при выходном низком давлении и 20... 25 % при среднем давле-
нии.
На ответвлении от газового коллектора котельной к каждому
котлу устанавливают главное отключающее устройство, а перед
каждой горелкой — рабочее отключающее устройство. За отключа-
ющим устройством котла располагают исполнительный механизм
автоматического устройства (отсечной клапан), который обеспе-
чивает прекращение подачи газа ко всем горелкам котла при недо-
пустимом отклонении его давления от заданного, угасании пламе-
ни каждой из основных горелок, нарушении тяги и прекращении
поступления воздуха.
К наиболее удаленному от ввода участку газового коллектора при-
соединяют продувочный трубопровод диаметром не менее 19 мм,
156
который используется для освобождения газопровода от воздуха
перед пуском котельной и для вытеснения газа воздухом при ее
консервации и длительной остановке.
Продувочные трубопроводы устанавливают от газопроводов
каждого котла перед последним по ходу газа отключающим уст-
ройством. Продувочные трубопроводы должны иметь минималь-
ное число поворотов. Прокладывают их вне здания котельной не
менее чем на 1 м выше карниза крыши в месте, где существуют
безопасные условия для рассеивания газа. Концы продувочных тру-
бопроводов загибают либо устраивают над ними защитные зонты
во избежание попадания атмосферных осадков.
В котельной предусматривается установка контрольно-измери-
тельных приборов (КИП) для измерения давления газа и воздуха
перед горелками и разрежения в топке. Приборы располагают в
удобных для наблюдения местах. На отводах к ним устанавливают
отключающие устройства.
Продувочные газопроводы котлов и газового коллектора ко-
тельной могут быть объединены.
В котельной газопроводы, как правило, прокладывают открыто
и крепят к ее стенам, колоннам и перекрытиям, а также к карка-
сам котлов с помощью кронштейнов, подвесок и хомутов. На опо-
рах газопроводы должны лежать плотно, без зазоров.
В проходах для людей газопроводы прокладывают на высоте не
менее 2,2 м. При расположении арматуры на высоте более 2 м
предусматривается дистанционный привод или площадка обслу-
живания из несгораемых материалов с лестницами. Трубы соеди-
няют, как правило, сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения
допускаются только в местах установки отключающих устройств,
коллекторов, регуляторов давления, КИП, газовых горелок.
После окончания монтажа и испытаний газопроводы окраши-
вают масляной краской светло-коричневого или желтого цвета. Сор-
тамент труб, а также материалы для фасонных частей и конструк-
ций газопроводов выбирают в соответствии с действующими стан-
дартами.
Проект газоснабжения котельной. Основой проекта газоснабже-
ние котельной является план и разрезы по фронту котлов и попе-
рек котельной в масштабе 1:100 или 1:50. На чертежах показыва-
ют: расположение котлов, боровов, дутьевую установку, газопро-
воды, газооборудование, предохранительные устройства, автома-
тические и контрольно-измерительные приборы со всеми необхо-
димыми монтажными размерами и принципиальными решения-
ми по устройству вентиляции в котельной. Разрабатывают также
аксонометрическую схему основных и вспомогательных газопро-
водов, план и разрез котла и топки с подробным изображением
всего топочного устройства, обмуровки, расположения горелок и
взрывных клапанов со всеми необходимыми размерами.
157
Проектируют узел редуцирования давления, установку и об-
вязку счетчика, выполняют необходимые конструктивные и дета-
лировочные чертежи предохранительных устройств, боровов, ши-
бера, дымовой трубы, горелки.
В расчетно-пояснительной записке дают обоснование всех прин-
ципиальных решений, приводят все необходимые расчеты (нагру-
зок, числа котлов, индивидуальных и типовых горелок, газопро-
водов, тяги и дутья).
6.3. Определение расхода газа котельной на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение жилых
и общественных зданий
Расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
жилых и общественных зданий определяется по СНиП 2.04.07 — 86.
Максимальный тепловой поток на отопление жилых зданий, Вт,
Сотах ~ + ^1)>
где qo — укрупненный показатель максимального теплового пото-
ка на отопление 1 м2 общей площади при t0 = -32 °C: (для 2—3-
этажных зданий — 220 Вт; для 4—5-этажных — 130 Вт); А — пло-
щадь жилых зданий, м2; к\ = 0,25 — коэффициент, учитывающий
тепловой поток на отопление общественных зданий.
Средний тепловой поток на отопление, Вт,
Оо.ср = Со max (6 " Ш(4 " *Ь),
где tj — средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зда-
ний (+18 °C); t0 — расчетная температура наружного воздуха для про-
ектирования отопления; to — средняя температура наружного воздуха
за отопительный период.
Расчетный годовой расход газа на отопление жилых и обще-
ственных зданий, м3,
0 24Qocpk
^ор QSi) 1,163’
где п — продолжительность отопительного периода, сут; т] = 0,8 —
коэффициент полезного действия; Qp — низшая расчетная тепло-
та сгорания газа, ккал/м3.
Максимальный тепловой поток на вентиляцию общественных
зданий, Вт,
Св max —
где к2 = 0,4 — коэффициент, учитывающий тепловой поток на вен-
тиляцию общественных зданий.
158
Средний тепловой поток на вентиляцию общественных зда-
ний, Вт,
Ов.ср = Свтах
Ч - 'О
Расчетный годовой расход газа на вентиляцию общественных
зданий, м3,
0 _ 6в.ср^£
Ув₽"0,?ц 1,163’
где z — время работы системы вентиляций, ч.
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых и
общественных зданий, Вт,
l,2ffl(fl + />)(55-/B)
UrBCp“ 24-3,6
где т — число жителей; а — норма расхода воды (с температурой
55 °C) на горячее водоснабжение в жилых домах на одного человека
в сутки (90 л); b — норма расхода воды (с температурой 55 °C) на
горячее водоснабжение в общественных зданиях на одного человека
в сутки (25 л); tB — температура холодной (водопроводной) воды в
отопительный период (/= 5 °C); с — теплоемкость воды, Вт/(кг-°С).
Расчетный годовой (350 дн.) расход газа на горячее водоснаб-
жение жилых и общественных зданий, м3,
24&вср350
гв₽ Снрт] 1,163 '
Для перехода от годовых расходов газа к расчетным учитывают
число часов максимального использования:
для отопительно-вентиляционной нагрузки
т = и24^2-;
А- - 4)
для централизованного горячего водоснабжения
т' = 8400/2,2.
Нагрузка котельной определяется путем суммирования расхо-
дов газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.
6.4. Выбор котлов и газовых горелок
В настоящее время в России выпускаются чугунные котлы теп-
лопроизводительностью до 1 МВт. Стальные котлы изготавлива-
ются отдельными мастерскими по заказу потребителей. Чугунные
159
котлы рассчитывают на избыточное давление до 600 кПа и темпе-
ратуру нагреваемой в них воды до 115 °C.
Чугунные и стальные секционные котлы имеют универсальную
конструкцию. При переоборудовании чугунных котлов для работы
на газообразном топливе главное внимание должно уделяться рав-1
номерному распределению теплоты в топке и равномерной на-
грузке секций, что выполнимо при горизонтальной установке га-'
зовых горелок по поду котла.
Инжекционные горелки типа ИГК устанавливаются под чугун-;
ными котлами в нижней части топки, которую футеруют шамот-;
ным кирпичом.
Котел «Универсал-6» с горелкой ИГК-60М показан на рис. 6.3.
Горелки типа ИГК надежны в эксплуатации и легко настраивают-
ся на различные нагрузки. К недостаткам этих горелок относятся'
громоздкость и высокий уровень шума при работе.
Котел ГАЗ-900 состоит из секций (рис. 6.4), собранных в один
пакет и соединенных между собой ниппелями и стяжными болта-
ми. Котельная секция имеет эллипсовидную форму и включает в
себя следующие основные элементы: постамент 7, топочную ка-
меру 2, радиационную 3 и конвективную 4 поверхности нагрева и
сборные газоходы 5. Продукты сгорания из топочной камеры на-
правляются в конвективные газоходы двумя потоками через щели,
расположенные в нижней части топочной камеры с левой и пра-
вой сторон от ниппельного отверстия. В верхней части секции пото-
ки газа смешиваются и попадают в газоходы, а затем в газоотводя-
щий патрубок, где установлен шибер для регулирования тяги, и
боров котельной. Котел укомплектован горелками ИГК-60 М. Взрыв-
ной предохранительный клапан расположен на задней торцевой сто-
роне котла.
Котел ГАЗ-900, разработанный для работы на искусственной
тяге с теплопроизводительностью 880... 1280 кВт (760... 1100 тыс.
Ккал/ч), имеет КПД 93 %. Его недостатком является высокое аэро-
Рис. 6.3. Котел «Универсал-6»
с горелкой ИГК-60М;
1 — газовая горелка; 2 — запаль-
ное отверстие; 3 — смотровое от-
верстие; 4 — место установки
взрывного предохранительного
клапана
160
Рис. 6.4. Котельная секция ГАЗ-900:
/ — постамент; 2 — топочная камера; 3 —
радиационная поверхность нагрева; 4 — кон-
вективные поверхности нагрева; 5 — сборные
газоходы; 6 — стыкующиеся ребра
динамическое сопротивление газовых трактов, требующее обяза-
тельной установки дымососа.
Паровые секционные котлы. Установка паросборника над водо-
грейным секционным котлом и обвязка его соответствующими
трубопроводами позволяет получить паровой котел.
Паросборник представляет собой стальной цилиндр диаметром
600 мм, к торцам которого приварены плоские днища. Пароводя-
ная эмульсия из верхних отводящих тройников котла поступает в
паросборник с двух сторон через короб с отверстиями, располо-
женными ниже уровня воды. Это позволяет погасить скорость па-
роводяной эмульсии и равномерно распределить ее по всей длине
паросборника.
Для гашения колебаний пароводяной смеси над коробом уста-
новлен лист с отверстиями, рассчитанными на обеспечение ско-
рости пароводяной эмульсии 0,3...0,5 м/с. Для предотвращения
уноса капелек влаги перед отводящим паропроводом установлен
отбойник.
Питательную воду вводят в паросборник по специальному же-
лобу, что дает возможность равномерно распределить ее по всей
поверхности испарения. С котлом паросборник соединяется цир-
куляционной трубой.
Новая конструкция паросборника показана на рис. 6.5. Парово-
дяная смесь из котла поступает в трубу с отверстиями с двух сто-
рон, проходит через отверстия затопленного места и через зеркало
испарения попадает в паровое пространство паросборника, оттуда
пар через отверстия, расположенные на гребнях «волн» потолоч-
ного щита 4, и патрубок 6 поступает в паропровод. Капли влаги,
6 В. А. Жила
161
I t
Рис. 6.5. Конструкция паросборника:
/ — труба с отверстиями; 2 — лист с отверстиями; 3 — труба для подвода конден-,1
сата; 4— волнистый потолочный щит; 5 — отверстия для прохода пара в волнис-.-i
том потолочном щите; 6 — патрубок для отвода пара; 7 — боковая заглушка; 8 — 1
желоб для питательной воды; 9 — патрубок для подвода пароводяной эмульсии;,I
10 — патрубок для присоединения циркуляционной трубы
попавшие за волнистый потолочный щит 4, стекают по его жело-'
бам до обечайки паросборника и затем по ней в водяное про-
странство. J
Стальные паровые котлы. В отопительных котельных применяют;
паровые котлы типа ДКВР, а также новые половые котлы серий ‘
КЕ и ДЕ.
Все котлы типа ДКВР имеют общую конструктивную схему:•'
два продольно размещенных барабана, естественную циркуляцию,':
экранированную топочную камеру и коридорно расположенные]
кипятильные трубы. Движение газов в котлах горизонтальное с не-1
сколькими поворотами. 1
При использовании в качестве водогрейных устанавливают котлы,
типа ДКВР с бойлером (теплообменником), расположенным над!
котлом.
Тепловая схема работы котлов типа ДКВР представлена на рис. 6.6.
Обратная вода тепловой сети подается сетевым насосом 5 в инди- j
видуальный теплофикационный экономайзер 6, установленный за
каждым котлом, где подогревается примерно на 80 °C. После эко-"
номайзера вода направляется в бойлер 2, расположенный над кот-;
лом, в котором подогревается до 150 °C, и затем поступает в теп-
ловую сеть 3. Конечная температура воды, поступающей в тепло-1
сеть, определяется температурой наружного воздуха и поддержи-
вается регулятором температуры путем смешивания горячей воды»
из бойлеров и обратной воды из теплосети. Конденсат из бойлера
самотеком по трубопроводу 7 сливается в нижний барабан котла. I
162
Рис. 6.6. Тепловые схемы работы котлов типа ДКВР с бойлерами, распо-
ложенными над котлом (а) и внутри барабана (б):
1 — котел ДКВР; 2 — бойлер; 3 — тепловая сеть; 4 — подпитка сети; 5 — сетевой
насос; 6 — теплофикационный экономайзер; 7 — трубопровод слива конденсата
Для обеспечения необходимого напора ось бойлера находится от
оси барабана на расстоянии не менее 1,5 м. Схема работы котлов
типа ДКВР замкнутая и подпитки водой не требует.
Неунифицированный стальной водогрейный газовый котел ТВГ-8
(теплофикационный), имеющий сварную секционную конструк-
цию и теплопроизводительность 4,65 и 9,3 МВт, предназначен для
сжигания газа и получения горячей воды. Секции котла с верти-
кально расположенными трубами образуют конвективную поверх-
ность нагрева. Радиационная поверхность нагрева выполняется из
пяти отдельных секций — экранов, три из которых двойного облу-
чения делят топку на четыре части.
Для сжигания газа между секциями радиационной поверхности
нагрева установлены четыре подовые горелки. Продукты сгорания
через отверстия, расположенные в верхней части задней стены
топки, поступают в конвективную часть котла. Трубы радиацион-
ной поверхности нагрева омываются поперечно-продольным по-
током газа, а конвективной — поперечным.
Котел типа ПТВМ (пиковый теплофикационный водогрейный
газомазутный) имеет башенную компоновку, полностью экрани-
рованную топочную камеру и конвективную поверхность нагрева,
составленную из трубчатых змеевиковых пакетов. Трубы пакетов
располагаются горизонтально в шахматном порядке и омываются
перпендикулярно направленным к ним искривленным газовым по-
током.
Для котлов типа ПТВМ характерна полуоткрытая установка,
т. е. в помещении размещают лишь нижнюю их часть до отметки
6... 7 м, а оставшуюся часть — на открытом воздухе.
Эти котлы оборудуются газомазутными горелками с перифе-
рийным подводом газа и механическим распылением мазута. Горе-
лок в зависимости от теплопроизводительности котла может быть
от 6 до 20, но располагаются они во всех типоразмерах с двух
163
02500
Рис. 6.7. Водогрейный котел ПТВМ-50:
1 — конвективные поверхности; 2, 4 — задний и фронтовой экраны соотвс
ственно; 3 — газовые горелки
П|Д|Н1шшш|ШВ
164
противоположных сторон котла. Производительность наиболее мощ-
ных горелок не превышает 1000... 1200 м3/ч. Нагрузку регулируют
отключением и включением горелок. Все горелки имеют индиви-
дуальные вентиляторы. Котлы работают на естественной тяге, и
каждый котел имеет собственную дымовую трубу, высота которой
от уровня земли должна быть не менее 55 м. Конвективные трубы
располагаются над котлом и крепятся к каркасу.
Стальные водогрейные котлы ПТВМ-30М, ПТВМ-50, ПТВМ-100
рассчитаны на подогрев воды до 70... 150°C.
На рис. 6.7 показан водогрейный котел ПТВМ-50, газовые го-
релки 3 которого размещены на боковых стенах, поэтому трубы
боковых экранов соответственно разведены. Фронтовой 4 и задний 2
экраны выполнены одинаково. Конвективные поверхности 1 раз-
мещены по высоте в два ряда.
6.5. Схемы обвязочных газопроводов
Выбор схемы обвязочного газопровода для агрегатов зависит от
вида газовых горелок, их числа, давления газа, вида отключающих
устройств, а также типа автоматики регулирования и безопасности.
По надежности отключения (герметичности) краны эффектив-
нее задвижек. Небольшие утечки газа из крана попадают в поме-
щение, а не в топку. Неплотность задвижки приводит к значитель-
ным утечкам газа в топку, обнаружить которые без специальных
приборов практически невозможно.
На рис. 6.8 представлена схема обвязочного газопровода для аг-
регатов, оборудованных горелками с принудительной подачей воз-
духа и отключающими устройствами — задвижками. На ответвле-
нии от цехового газопровода к агрегату установлена общая за-
движка, которая отключает подачу газа при остановке агрегата. Пос-
ле задвижки устанавливается клапан-отсекатель, который являет-
ся исполнительным органом автоматики безопасности. При ава-
рийном изменении контролируемых параметров он перекрывает
подачу газа к агрегату. В качестве клапана-отсекателя применяют
электромагнитные, пневматические клапаны и задвижки с элект-
роприводом.
После клапана-отсекателя на газовом коллекторе агрегата уста-
навливается поворотная заслонка, служащая исполнительным ор-
ганом автоматики регулирования и изменяющая подачу газа к го-
релкам в зависимости от потребности теплоты.
Непосредственно перед горелкой имеется шибер (заслонка),
предназначенный для регулирования подачи воздуха при розжиге
и отключении неработающей горелки.
При пуске агрегата после вентиляции топки и газоходов откры-
вается общая задвижка, блокируется на время розжига, а затем
открывается вручную клапан-отсекатель, открывается клапан на
165
Рис. 6.8. Схема обвязочного газопровода агрегата, оборудованного горел-
ками с принудительной подачей воздуха:
1 — цеховой газопровод; 2 — общая задвижка; 3 — клапан-отсекатель; 4, 15 —
поворотная заслонка; 5 — газовый коллектор; 6 — трубопровод безопасности; 7—
переносной запальник; 8 — продувочный газопровод; 9 — кран с пробкой для
взятия пробы на качество продувки; 10 — контрольная задвижка; 11 — штуцер
с пробкой для проверки плотности задвижек; 12 — рабочая задвижка; 13 —
шибер; 14 — воздуховод; 16— дутьевой вентилятор; 17, 18— манометры; 19 —
горелка с принудительной подачей воздуха; 20 — резинотканевый шланг; 21 —
тягонапорометр
продувочном газопроводе и начинается продувка всего газопрово-
да. После окончания продувки заживают переносной запальник и
вводят его в топку. Затем закрывают кран на трубопроводе безо-
пасности, открывают контрольную задвижку и приоткрывают ра-
бочую. После воспламенения вытекающего из горелки газа приот-
крывают шибер и подают в горелку воздух.
Для агрегатов, работающих на газе среднего давления, при ис-
пользовании в качестве отключающих устройств кранов применя-
ют упрощенную схему обвязки (рис. 6.9). В этой схеме перед каждой
горелкой устанавливается по одному крану (рабочему), а конт-
рольный кран и трубопровод безопасности предназначаются для
аппарата в целом.
Для обвязочного газопровода агрегата,
работающего
на газе
низкого давления, при использовании в качестве отключающих
устройств кранов применяют упрощенную схему (рис. 6.10), в ко-
торой контрольный кран и трубопровод безопасности отсутству-
ют, а к газовому коллектору при помощи резинотканевого шланга
подключен переносной запальник для розжига горелок агрегата.
На конце коллектора находятся продувочный газопровод и шту-
цер с краном для проверки качества продувки. Продувочный газо-
166
Рис. 6.9. Схема обвязочного газопровода для агрегата, работающего на
газе среднего давления:
1 — цеховой газопровод; 2 — общий кран; 3 — клапан-отсекатель; 4, 15 — пово-
ротная заслонка; 5 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 6 —
продувочный газопровод; 7 — контрольный кран; 8 — газовый коллектор; 9 —
трубопровод безопасности; 10 — штуцер; 11 — рабочий кран; 12, 19— манометры;
13 — шибер; 14 — воздуховод; 16 — дутьевой вентилятор; 17 — резинотканевый
шланг; 18 — переносной запальник; 20 — тягонапорометр; 21 — газовая горелка
с принудительной подачей воздуха
Рис. 6.10. Схема обвязочного газопровода для агрегата, работающего на
газе низкого давления:
1 — цеховой газопровод; 2 — общий кран; 3 — клапан-отсекатель; 4, 13 — пово-
ротная заслонка; 5 — газовый коллектор; 6— переносной запальник; 7 — трубо-
провод безопасности; 8 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продув-
ки; 9— рабочий кран; 10 — манометр на воздуховоде; 11 — шибер; 12— воздухо-
вод; 14 — дутьевой вентилятор; 15 — манометр на газопроводе; 16 — горелка с
принудительной подачей воздуха; 17— тягонапорометр
167
провод подключается к общему продувочному газопроводу котель-
ной и при пуске через эти газопроводы удаляются из системы воз-
дух и газовоздушная смесь путем вытеснения их газом.
Схема приведена для агрегата с двумя горелками, к каждой из
которых подходит ответвление газопровода с двумя задвижками: пер-
вая, установочная по ходу газа, — контрольная, вторая — рабочая.
Контрольная задвижка работает в режиме открыта—закрыта, а
рабочая обеспечивает ручной розжиг, вывод горелки на рабочий
режим и регулирование расхода газа при неработающей автомати-
ке или при ее отсутствии.
Газопровод между контрольной и рабочей задвижками соеди-
няется с трубопроводом безопасности, который выводится выше
карниза крыши. Трубопровод безопасности предназначен для пре-
дотвращения попадания горючего газа в топку при неработающем
агрегате, а также при пуске и розжиге горелок.
Кран на трубопроводе безопасности при неработающей горел-
ке всегда открыт.
Воздух в горелки подается центробежным дутьевым вентилято-
ром по воздуховодам. На общем воздуховоде устанавливается по-
воротная заслонка, которая является исполнительным органом ав-
томатики безопасности горения.
6.6. Взрывные клапаны для топок котлов и боровов
В соответствии с действующими Правилами безопасности каж-
дый котел, его топка, газоходы и борова должны быть оборудова-
ны предохранительными взрывными клапанами. На газоходах их
устанавливают в местах наиболее вероятного скопления газов, где
возможно образование «газовых мешков» (на опусках и поворотах
газопроводов).
Форма взрывных клапанов приближается к форме круга или
квадрата (рис. 6.11), так как при одинаковой площади для разру-
шения клапана такой формы требуется меньшее усилие. Площадь
взрывного клапана должна быть не меньше 0,18 м2.
Для паровых котлов паропроизводительностью до 10 т/ч и во-
догрейных котлов с температурой нагрева воды до 115 °C суммар-
ная площадь предохранительных взрывных клапанов должна со-
ставлять не менее 250 см2 на каждый кубический метр внутреннего
объема топки, газохода или борова.
Предохранительные взрывные клапаны устанавливают в клад-
ке или обмуровке топки, последнего газохода котла или газохода
водяного экономайзера, золоуловителя, газохода до дымососов,
горизонтального газохода после дымососа до дымовой трубы.
В котлах паропроизводительностью 10...60 т/ч в верхней части
топки устанавливают взрывные клапаны общим сечением не ме-
168
Рис. 6.11. Предохранительные взрывные клапаны:
а, б — сбросной; в — сбросной с песочным затвором; г — одинокий горизонталь-
ный; д — откидной вертикальный с защитным кожухом; е — откидной чугунный;
ж — разрывной
нее 0,2 м2, ав котлах большой паропроизводительности -0,3 м2.
Допускается устанавливать взрывные клапаны в верхней части об-
муровки котла, если их невозможно разместить в топке по конс-
труктивным соображениям. На каждом из газоходов устанавлива-
ют не менее двух клапанов с минимальным общим сечением 0,4 м2.
Общее сечение клапанов на газоходе к дымовой трубе должно быть
не менее 0,5 м2.
В вертикальных котлах клапаны могут не устанавливаться.
Предохранительные взрывные клапаны могут быть конструк-
тивно выполнены в виде:
чугунной откидной крышки, закрепляемой на металлической
раме с помощью петель и откидывающейся при взрыве газовоз-
душной смеси;
мембраны из листового асбеста толщиной 2...3 мм, закреплен-
ной в раме из уголков и разрывающейся при взрыве;
плиты (из смеси огнеупорной глины с асбестом, армирован-
ной металлической сеткой), свободно лежащей над отверстием в
кладке или закрепленной в металлической раме с помощью петель
(в первом случае при взрыве она отбрасывается, а во втором —
открывается на петлях);
специальной металлической мембраны, рассчитанной на раз-
рыв при повышении давления в газоходе до определенного зна-
чения.
169
6.7. Расчет дымовой трубы котельной
с естественной тягой
Для организации процесса горения в топку котла необходимо .
подавать воздух и удалять из нее продукты сгорания, что осуще-
ствляется двумя способами:
созданием в топке и газоходах разрежения;
созданием избыточного давления.
При естественной тяге разрежение в топке и газоходах создает-
ся дымовой трубой, и вследствие этого под действием разности
давлений между окружающим воздухом и продуктами сгорания в
топку поступает воздух. При искусственной тяге разрежение в топ-
ке и газоходах создается за счет работы дымососа, а подача воздуха
производится вентилятором.
Схема действия естественной тяги с эпюрой разрежения в газо-
вом тракте показана на рис. 6.12. В сечении I —I дымовой трубы со
стороны входа продуктов сгорания создается давление окружающего
воздуха с плотностью рв. Внутри дымовой трубы находятся про-
дукты сгорания с плотностью рп с, которые также оказывают дав-
ление в сечении 1 — 1.
Давление столба воздуха в сечении I —I, соответствующее вы-
соте дымовой трубы Я, будет
Давление воздуха выше
устья трубы
Рис. 6.12. Схема возникновения ес-
тественной тяги:
G — масса столба воздуха; G, — мас-
са столба газов
равно HgpB, а продуктов сгорания
Hg рпх (где g — ускорение сво-
бодного падения). Плотность
продуктов сгорания меньше
плотности окружающего возду-
ха, поэтому в сечении I —I бу-
дет действовать разность давле-
ний, которая и создает тягу
Л = Я#(рв-рп с).
Тяга, создаваемая дымовой
трубой, тем больше, чем боль-
ше высота дымовой трубы и
разность плотностей воздуха и
продуктов сгорания. Разность
плотностей будет возрастать с
увеличением температуры про-
дуктов сгорания в дымовой тру-
бе и уменьшением температу-
ры окружающего воздуха.
Если в топке и газоходах
создается избыточное давление
по отношению к давлению ок-
ружающего воздуха, то подача
воздуха и удаление продуктов
сгорания производятся венти-
170
лятором. Для регулирования потоков воздуха, подаваемого в топ-
ку, и продуктов сгорания в воздуховодах и газоходах устанавлива-
ют шиберы.
В современных промышленных и отопительных котельных ды-
мовая труба служит не для создания необходимой тяги, а для от-
вода продуктов сгорания.
Для установок с принудительной тягой расчет дымовой трубы
сводится к определению диаметра ее выходного сечения и высоты
по условиям рассеивания в атмосфере выбрасываемых продуктов
сгорания до допустимых санитарными нормами концентраций.
При расчете газового тракта надо учитывать самотягу, создава-
емую самой трубой, и ее сопротивление. Сопротивление дымовой
трубы складывается из потерь на трение при движении продуктов
сгорания и потерь на создание динамического напора, необходи-
мого для получения определенной скорости продуктов сгорания
на выходе из трубы.
Во избежание проникновения продуктов сгорания в толщу кон-
струкций кирпичных и железобетонных труб не допускается поло-
жительное статическое давление на стенки газоотводящего ствола.
Для этого определяющий критерий R должен быть меньше 10.
Определяющий критерий
р . P-+8Q*
(Рв — Рп.с )
где X — коэффициент сопротивления трению; i — постоянная ко-
нусность внутренней поверхности верхнего участка трубы; h —
динамический напор, создаваемый продуктами сгорания в выход-
ном отверстии трубы, Па; рв — плотность атмосферного воздуха,
кг/м3; рпс — плотность продуктов сгорания, кг/м3; do — диаметр
трубы.
Проверочный расчет должен производиться для зимнего и лет-
него расчетных режимов. При R > 10 следует увеличивать диаметр
трубы или применять трубу с внутренним газонепроницаемым ство-
лом.
Минимальная допустимая высота дымовой трубы (м) опреде-
ляется по методике, утвержденной Госстроем, из условия пре-
дельно допустимых концентраций золы или SO2 в атмосфере:
н- I AMF
“^ПДК^прсгдТ ’
где А — коэффициент, зависящий от метеорологических условий
местности (для центральной части европейской территории Рос-
сии А = 120); М — суммарный выброс SO2 или золы, г/с; ИпрС[ —
объемный расход продуктов сгорания, м3/с; F — коэффициент,
171
принимаемый при расчете по SO2 равным 1; ПДК — предельно
допустимая концентрация SO2 или золы (0,5 мг/м3); АГ — раз-
ность температур продуктов сгорания, выбрасываемых из трубы и
окружающего воздуха, К.
6.8. Организация воздухообмена в котельной
Котельные часто оборудуются устройствами естественной венти-
ляции. Эффективность работы вентиляции зависит от площади и вы-
соты котельного зала, расположения и работы котлов, размеров
оконных и дверных проемов, метеорологических и других факторов.
Режим подачи и удаления воздуха в котельной влияет на условия
отвода продуктов сгорания, а следовательно, и на качество сжига-
ния газа. При недостаточном поступлении воздуха в котельную или
излишнем удалении его в котельной создается разрежение, которое
может привести к нарушению тяги в дымовой трубе. Поэтому меха-
ническая вытяжка воздуха из котельного зала допускается только
при наличии одновременной механической его подачи.
В отопительных котельных, отдельно стоящих или расположен-
ных в жилых, общественных и других зданиях, должен быть обес-
печен трехкратный воздухообмен за 1 ч без учета количества воз-
духа, необходимого для горения. Трехкратный воздухообмен —
удаление за 1 ч воздуха в количестве, равном трем объемам венти-
лируемого помещения (за вычетом объема, занимаемого котлами
и крупным оборудованием).
Наружный холодный воздух подается через неподвижные жа-
люзийные решетки, которые устанавливают за котлами на высоте
не менее 4 м в удалении от постоянных рабочих мест обслуживаю-
щего персонала.
Неудачное расположение жалюзийной решетки, без учета пла-
нировочных особенностей котельной, приводит к образованию
сквозняков и снижению температуры в зонах пребывания опера-
торов.
Необходимую площадь живого сечения жалюзийных решеток
(м2) определяют исходя из принятой в них скорости движения
воздуха гв и расчетного его объема VB:
р =
жр 3600w„
Скорость воздуха в приточных решетках принимают не выше
2 м/с, а при небольших размерах котельного зала — 1 м/с.
В крупных отопительных котельных предусматривается наличие
специальной приточной камеры, располагаемой в верхней части
котельной и оборудованной осевым вентилятором. Стенки, пото-
лок и пол такой камеры изолируются минеральными плитами.
172
Для котельной с двухпроводными горелками количество возду-
ха, забираемого из помещения в холодное время года дутьевыми
вентиляторами, принимают в размере не более 75 % от количества
воздуха, необходимого для горения. Остальное количество воздуха
забирается снаружи, т. е. из верхней зоны котельной через воздухо-
заборную шахту, которая патрубком соединяется с наружной ат-
мосферой. В месте присоединения патрубка к шахте устанавливает-
ся перекидной клапан, степень открытия которого определяет со-
отношение холодного и теплого воздуха, поступающего к венти-
лятору.
Воздух из верхней зоны котельной удаляется с помощью деф-
лекторов, при этом на всех участках вытяжной вентиляции не дол-
жно быть шиберов.
Необходимое число дефлекторов определяется размерами ко-
тельной, а устанавливаются они в зонах повышенной температуры
воздуха и наиболее вероятного скопления вредных газов. Если ши-
рина помещения меньше 25 м, то дефлекторы располагают в один
ряд непосредственно на кровле. Расстояние между дефлекторами
принимают не более 10 м. При отсутствии специальных требова-
ний высота шахт над коньком кровли принимается равной 1 м.
На рис. 6.13 показаны основные типы применяемых на практи-
ке дефлекторов. Удаление воздуха через дефлекторы происходит за
счет кинетической энергии ветра. Поток ветра, омывая дефлектор,
создает за ним зону разрежения, благодаря чему происходит отвод
воздуха из канала или помещения, к которому присоединен де-
флектор. Дефлекторы ДВК-5 характеризуются наличием нечетного
числа вертикально расположенных щелей. Дефлекторы конструк-
ции ЦАГИ бывают круглой и квадратной формы в плане. Произ-
в г
Рис. 6.13. Основные типы
дефлекторов:
а — конструкции Григоровича;
б — ДВК-5; в — конструкции
ЦАГИ; г — цилиндрический
173
водительность дефлектора зависит от его типа, размеров, скорос-
ти ветра.
Гидравлические характеристики дефлекторов определяют опыт-
ным путем. В проектной практике скорость в присоединительной
трубе принимают равной 2 м/с, а необходимый диаметр патрубка
определяют по формуле
D„ =
4 V
~____г выт
3,14 3600-2//’
где И„Ь1Т — объем вытягиваемого из помещения воздуха за 1 ч, м3/ч;
п — число дефлекторов.
6.9. Использование газа в коммунально-бытовом секторе
Характерная особенность коммунально-бытового сектора — раз-
нообразие потребителей газа (жилье, гостиницы, прачечные, хим-
чистки, бани, пищевая промышленность, кафе, рестораны, сто-
ловые, спортивные комплексы и др.).
Использование газа в пищевой промышленности. Газ широко при-
меняется на гигантских консервных пищевых заводах разнообраз-
ного назначения, а также на относительно небольших предприя-
тиях, например заводах по переработке кофе с обжарочными ма-
шинами и установках для домашней выпечки кондитерских изде-
лий.
Предпочтительно применение газового топлива в мясной про-
мышленности из-за его чистоты и обеспечения возможности бо-
лее точной регулировки операций по тепловой обработке. В про-
цессе переработки мяса газ используют при приготовлении кон-
сервов, а также при выполнении операций копчения, консерви-
рования и запекания. Печи колбасного производства разнообраз-
ны по вместимости и конструктивному исполнению. Наиболее при-
меняемые из них — мармиты и печи-шкафы.
Мармиты — варочные котлы (рис. 6.14), предназначенные для
сушки, жарения или копчения колбасных, мясных и рыбных про-
дуктов, оборудуются атмосферными горелками с соответствую-
щей автоматикой розжига и безопасности, а также вентиляторами
для циркуляции печной атмосферы. Печи-шкафы снабжены также
программными системами поддержания температуры и выдержки
и воздухообмена.
Значительно применение газа в хлебопечении и производстве
крупяных изделий. Технологический автоматизированный процесс
производства хлебобулочных изделий является непрерывным. Вы-
печка хлеба в небольших количествах ведется в жарочных печах
муфельного типа. В этих печах стеллажи с противнями для хлебобу-
лочных изделий со всех сторон отделены огнеупорным муфелем от
174
Рис. 6.14. Устройство мармита:
1 — герметичная крышка котла; 2 —
дымовой канал; 3 — варочный котел;
4 — камера горения; 5 — атмосферная
горелка; 6 — запальная горелка; 7 —
сливной кран; 8 — теплоизолирован-
ный корпус
Рис. 6.15. Печь с кольцевыми те-
пловыми трубками фирмы Манес-
манна:
1 — стальной корпус; 2 — кольцевая
паровая труба; 3 — муфель выпечной
камеры; 4 — термоизоляция; 5 — су-
шильный шкаф; 6— зона кипения воды;
7 — ветвь возврата конденсата; 8 — то-
почные каналы; 9 — нижний кессон;
10 — верхний кессон; 11 — зона кон-
денсации пара
топочной камеры, и выпечка осуществляется за счет косвенного
нагрева.
Основная масса хлебобулочных изделий выпекается в стаци-
онарных камерных подовых печах периодического действия с от-
ражательным сводом, сооружаемым из кирпича. Эти печи обору-
дованы газовыми передвижными горелками и подвижными ко-
лосниками.
Перспективным является использование печей с тепловыми
трубками, из которых наиболее распространены:
печь с трубками Перкинса, представляющая собой камеру, обо-
греваемую герметично запаянными тепловыми трубками, запол-
ненными на две трети дистиллированной водой. Газовые горелки
рампового типа установлены внизу топки;
печь с кольцевыми тепловыми трубками фирмы Манесманна
(рис. 6.15), в которой камера выпечки, выполненная из стали, изо-
лирована минеральной ватой или стекловолокном. Нагрев тепло-
вых трубок осуществляется как в топке, так и в проточных кана-
лах, что интенсифицирует процесс теплопередачи.
Использование газа в сфере обслуживания. Природный газ ши-
роко используется для приготовления пищи в отелях, ресторанах,
кафетериях, столовых, госпиталях. Отличие кухонных плит обще-
ственного питания от бытовых — большие размеры горелок и кон-
форок. Эти плиты оборудуются пилотными горелками, системой
175
автоматического розжига, реле времени и терморегуляторами для
управления работой верхних горелок. Высота плит от уровня пола
400...500 мм.
Печи для выпечки и жарения в ресторанах и гостиничных кух-
нях имеют несколько полок. Минимальная мощность их горелки
20,9 МДж/ч, максимальная — 83,74 МДж/ч.
Прачечные и химчистки также потребляют значительное коли-
чество газового топлива. Расход топлива на фабриках-прачечных
обусловлен большими расходами воды с температурой, близкой к
точке кипения.
6.10. Подбор дымососа для котельной
с принудительной тягой
Вентиляторы, обеспечивающие подачу в топку воздуха, необ-
ходимого для организации процесса горения, называются дутье-
выми.
Вентиляторы, предназначенные для удаления продуктов сгора-
ния и преодоления сопротивления газового тракта котельной ус-
тановки, называются дымососами.
В качестве дымососов и вентиляторов для котлов используют
центробежные машины одностороннего и двухстороннего всасы-
вания.
Конструкция дымососа одностороннего всасывания унифици-
рованного типа 0,55-40-1 с загнутыми назад лопатками приведена
на рис. 6.16.
Дымососы и вентиляторы делятся на две группы:
меньших типоразмеров № 8, 9, 10, 11, 12 и 12,5, рассчитанные
на длительную работу при температуре продуктов сгорания 250 °C;
больших типоразмеров № 15, 17, 19 и 21, имеющие собствен-
ные подшипники и соединяющиеся с валом электродвигателя по-
средством муфты.
Основными величинами, характеризующими работу дымосо-
са, являются: производительность, полный напор, потребляемая
электродвигателем мощность, частота вращения (об/мин) и КПД
по полному напору.
Под полным напором понимают разность полных напоров в
выхлопном и всасывающем патрубках, Па:
нп=н^ых-нп.к. (6.1)
Полные напоры в выхлопном и всасывающем патрубках маши-
ны определяются по следующим уравнениям:
^П.ВЫХ — ^Д.ВЫХ "* ^ст.вых >
"пво - ^д.вс + ^CT.BCJ
176
Рис. 6.16. Дымосос (дутьевой вентилятор) типа 0,55-40-1:
1 — электродвигатель; 2 — рабочие лопатки; 3 — рабочее колесо; 4 — фланец выхлопного патрубка; 5 — направляющий аппарат;
лопатки направляющего аппарата; 7— приводная рукоятка лопаток направляющего аппарата; 8— фланец всасывающего патрубка;
кожух
177
A
Рис. 6.16. Дымосос (дутьевой вентилятор) типа 0,55-40-1:
1 — электродвигатель; 2 — рабочие лопатки; 3 — рабочее колесо; 4 — фланец выхлопного патрубка; 5 — направляющий аппарат; 6 —
лопатки направляющего аппарата; 7— приводная рукоятка лопаток направляющего аппарата; 8 — фланец всасывающего патрубка; 9 —
кожух
где /Тд вых, Ядвс — динамические напоры на выхлопном и всасыва-
ющем патрубках машины (всегда положительные), Па; Яствых,
//„.вс — статические напоры на выхлопном и всасывающем пат-
рубках (положительные при давлении, превышающем атмосфер-
ное, отрицательные при разрежении), Па.
Подставив в (6.1) значения полных напоров в выхлопном и
всасывающем патрубках, получим
Яп ~ Ядвых + Яствых — (Ядвс + Яствс).
При отсутствии всасывающего тракта у вентилятора полный
напор
Яп ~ Ядвых — Яствых.
Производительность и полный напор дымососа связаны между
собой зависимостью, называемой напорной характеристикой. Каж-
дый дымосос в зависимости от аэродинамической схемы при по-
стоянной частоте вращения имеет свою напорную характеристику.
Зависимость сопротивления газового тракта котельной установки
от расхода продуктов сгорания называется характеристикой сети.
Каждый дымосос должен создавать полный напор, соответству-
ющий сопротивлению газового тракта, на который он работает.
Поэтому рабочему режиму дымососа соответствует точка пересе-
чения напорной характеристики машины с характеристикой сети.
В этой рабочей точке дымосос имеет наибольшую производитель-
ность при работе на данную сеть.
Водогрейные котлы работают с переменными нагрузками, что
приводит к необходимости регулировать производительность ды-
мососов.
Регулирование производительности тягодутьевых машин осуще-
ствляют двумя способами: изменением характеристики сети и воз-
действием на напорную характеристику машины.
Изменение характеристики сети достигается путем ввода в нее
дополнительного сопротивления в виде шибера. Тогда увеличение
сопротивления сети при закрытии шибера будет приводить к сни-
жению производительности дымососа.
Воздействовать на напорную характеристику дымососа можно
путем изменения частоты вращения. При этом производительность
машины изменяется примерно пропорционально частоте враще-
ния, полный напор — квадрату частоты вращения, а мощность,
потребляемая электродвигателем, — кубу частоты вращения:
fl = «1_. Я1 = ( «л2, =(ziY
О2 п1 Hj ^«2 J Я2 «2 ?
Регулировать производительность машины посредством шибе-
ра просто и надежно, но весьма неэкономично. Регулировать про-
178
зводительность машины путем
зменения частоты вращения
ложно, но при этом обеспе-
ивается высокая экономич-
ость ее работы при перемен-
ных режимах.
На рис. 6.17 показаны напор-
ная характеристика дымососа и
ярактеристики сети. Точка А
арактеризует рабочий режим
ымососа, а следовательно, его
Рис. 6.17. Напорная характеристика
дымососа и характеристики сети
номинальную производитель-
ность QH и полный напор Нп.
Три снижении производитель-
ности котла требуется умень-
нить расход дымососа с Q„ до Qt. При этом сопротивление сети
1кже снизится, т. е. при расходе Qt оно будет характеризоваться
очкой а. При расходе Qt дымосос будет развивать напор, характе-
изуемый точкой б. Следовательно, при дроссельном регулирова-
нии шибером напор, определяемый отрезком аб, будет потерян.
При регулировании производительности изменением частоты
ращения напорная характеристика дымососа изменится и пройдет
ерез точку а, т.е. будет достигнуто соответствие между напором,
нзвиваемым дымососом, и сопротивлением сети. При регулирова-
нии производительности изменением частоты вращения машины
отери напора вследствие дросселирования потока отсутствуют.
Выбор дымососа производится по расходу продуктов сгорания
сопротивлению газового тракта, т. е. дымосос должен иметь про-
зводительность, при которой обеспечивается полное удаление об-
азовавшихся продуктов сгорания. Расход продуктов сгорания оп-
еделяется при тепловом расчете, а сопротивление газового трак-
а — при аэродинамическом.
Учитывая колебания барометрического давления, изменение
остава газа, загрязнение поверхностей нагрева в процессе экс-
[луатации и технические допуски на отклонения заводских на-
юрных характеристик, дымосос выбирают с запасом производи-
ельности и напора.
Коэффициенты запаса для дымососов парогенераторов и во-
огрейных котлов с теплопроизводительностью до 17,4 МВт ос-
тавляют: по производительности р( = 1,05, по напору р2 = 14-
Расход продуктов сгорания у дымососа за один час, м3/ч,
/ = йр(Ил.сг + аИс)^
где Вр — расчетный расход топлива, м3/ч; Кпсг — объем продук-
тов сгорания на 1 м3 газа, м3/м3; а — коэффициент избытка воздуха;
179
Fq — теоретическое количество воздуха, необходимое для горения
газа, м3/м3; &а — температура продуктов сгорания перед дымосо-
сом.
Расчетная производительность дымососа определяется с уче-
том условий всасывания, т.е. избыточного давления или разреже-
ния и температуры перед дымососом:
0р = иР| /О±вя »
Лбар± Р2-ПВх
где 101080 Па — абсолютное давление на входе в дымосос; Л6ар —
барометрическое давление в месте установки дымососа, Па; Явх —
разрежение (~) или избыточное давление (+) во входном сечении
дымососа, Па.
Расчетный полный напор дымососа
нр = р2дяп.
Перепад полных давлений в газовом тракте
ДЯП = hT + кН ± Нс,
где hT — разрежение на выходе из топки, принимаемое равным
20 Па; Нс — суммарная самотяга газового тракта с соответствую-
щим знаком, Па.
При выборе дымососа необходимо его расчетный полный на-
пор привести к условиям (по температуре и барометрическому дав-
лению), для которых дана напорная характеристика заводом-изго-
товителем.
Приведенный расчетный напор
н _н 1,29 273 +1 101 080
рпр р ро 273 + /хар Л6ар ± р2Явх ’
где р0 — плотность перемещаемых продуктов сгорания при 0 °C и
101 080 Па, кг/м3; t — действительная температура продуктов сго-
рания перед дымососом, °C; /хар — температура, для которой дана
заводская напорная характеристика дымососа, °C.
По расчетной производительности и приведенному расчетному
напору при максимально полном КПД и минимальной частоте
вращения выбирают дымосос по каталогу завода-изготовителя.
Глава 7
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ.
БАЛЛОННЫЕ И РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
7.1. Общие сведения о сжиженных газах
| К сжиженным углеводородным газам относятся углеводороды,
[которые при нормальных условиях находятся в газообразном со-
стоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без
[снижения температуры) переходят в жидкое состояние. При сни-
жении давления эти углеводородные жидкости испаряются и пе-
реходят в паровую фазу, т. е. перевозить и хранить такие углеводо-
роды можно как жидкости, а контролировать, регулировать и сжи-
вать как горючие газы.
b В газообразном состоянии сжиженные углеводороды значитель-
но тяжелее воздуха. Плотность сжиженных газов по отношению к
роде составляет 0,51 ...0,58 г/см3, т.е. они почти в два раза легче
[воды. Вязкость газов очень мала, что облегчает их транспортирова-
ние по трубопроводам, но благоприятствует утечкам. Коэффици-
ент объемного расширения сжиженных газов очень велик. При по-
вышении наружной температуры газы значительно расширяются,
[поэтому категорически запрещается заполнять полностью резер-
[вуары сжиженными газами, необходимо оставлять свободными
[примерно 15% от их вместимости.
( Теплота сгорания сжиженных газов примерно в три раза выше,
рем природного газа. Сжиженные газы являются первоклассным
[моторным топливом и поэтому используются в двигателях внут-
реннего сгорания.
Г Основными компонентами, входящими в состав сжиженных га-
|зов, получаемых из природных газов нефтяных и газоконденсат-
гных месторождений, являются пропан и бутан. Наличие в сжи-
женных газах значительного количества этана и метана недопусти-
мо, так как это приводит к резкому увеличению упругости паров.
Недопустимо и наличие в них значительного количества пентана
| и его изомеров, так как это приводит к резкому снижению упру-
[гости паров и повышению точки росы.
181
7.2. Газонаполнительные станции
Источником снабжения потребителей сжиженными углеводо-
родными газами являются газонаполнительные станции (ГНС),
которые предназначены для их приема, хранения и распределения
в баллонах и автоцистернах.
На ГНС должно быть обеспечено раздельное хранение сжижен-
ных газов с повышенным содержанием бутана (до 60 %) и техни-
ческого пропана, а также раздельная раздача их с помощью балло-
нов и автоцистерн.
На ГНС предусмотрен одновременный слив сжиженных газов
из железнодорожных цистерн с разным процентным соотношени-
ем пропана и бутана.
На ГНС осуществляются следующие операции:
прием сжиженных газов от поставщика в железнодорожных
цистернах;
слив сжиженных газов в хранилища;
хранение сжиженных газов в надземных и подземных резервуа-
рах, баллонах и т.д.;
слив из пустых баллонов неиспарившихся остатков;
разлив сжиженных газов в баллоны, автоцистерны;
прием пустых и выдача наполненных баллонов;
технологическое обслуживание и ремонт оборудования;
доставка сжиженных газов потребителям в баллонах и автоцис-
тернах;
заправка автомашин, работающих на сжиженном газе;
регазификация (испарение) сжиженных газов;
смешивание паров сжиженных газов с воздухом;
подача паров сжиженных газов.
ГНС располагают преимущественно вне черты города на специ-
ально отведенных спланированных площадках и желательно с под-
ветренной стороны господствующих ветров, чтобы возможные
выделения газов не попали в зону жилых, общественных и произ-
водственных зданий и сооружений.
Принципиальная схема ГНС с надземной установкой резерву-
аров, рассчитанной на отпуск потребителям 3000 т сжиженного
газа в год, приведена на рис. 7.1. Для хранения газа на станции
устанавливаются горизонтальные цилиндрические резервуары вме-
стимостью 50 или 100 м3. Каждый резервуар оборудуют двумя пре-
дохранительными клапанами, указателями уровня и уровнемер-
ными трубками.
В состав любой ГНС входят: база хранения со сливной эстака-
дой, компрессорная установка, насосная со сливным отделением,
наполнительное отделение со складом баллонов, отделение осви-
детельствования баллонов, испарительная установка. Размещение
резервуаров может быть надземное, засыпное и подземное. Резер-
182
183
Рис. 7.1. Технологическая схема ГНС с надземной установкой резервуаров:
1 — сливная эстакада; 2 — база хранения; 3 — электропривод; 4 — всасывающий коллектор; 5 — напорный коллектор; 6 — расходный
резервуар испарителя; 7 — резервуар неиспарившихся остатков; 8 — сбросной клапан; 9 — испаритель; 10 — подвод теплоносителя
(пар 0,2 МПа); 11 — отвод конденсата; 12 — насосы; 13 — сливная рампа баллонов; 14 — отделение мойки, освидетельствования и
окраски баллонов; 15 — трубопровод в котельную; 16 — участок разбраковки баллонов; 17 — склад-навес для порожних баллонов;
18 — склад-навес для наполненных баллонов; 19 — напольные загрузочный и разгрузочный транспортеры; 20 — участок контроля
баллонов; 21 — участок заполнения мелких баллонов; 22 — компрессор; 23 — всасывающий коллектор; 24 — маслоотделитель;
25 — напорный коллектор; 26 — конденсатосборник; 27 — колонки для наполнения автоцистерн
вуары связаны между собой наполнительными, расходными и па-
рофазными коллекторами.
Налив сжиженных газов в баллоны и автоцистерны осуществ-
ляется не только насосами, но и за счет повышенного давления в
расходном резервуаре базы хранения, создаваемого газовыми ком-
прессорами.
Для слива неиспарившихся остатков и полного опорожнения
баллоны соединяют трубопроводом со сливным резервуаром, в
котором поддерживают пониженное давление.
Безопасная работа ГНС обеспечивается установкой на оборудо-
вании и трубопроводах запорной и предохранительной арматуры.
На всех участках трубопроводов, ограниченных запорными уст-
ройствами, должны иметься предохранительные клапаны. На тру-
бопроводах паровой фазы, идущих к всасывающему и напорному
коллекторам компрессоров, в качестве основной запорной арма-
туры используются фланцевые краны со смазкой, а в качестве пре-
дохранительной — стальные пружинные клапаны.
Определение мощности газонаполнительной станции. Мощность
ГНС зависит от потребности в сжиженных газах. Мощность для ГНС,
обслуживающих район радиусом 50...70 км с населением 1 млн
человек, рекомендуется в пределах 10...40 тыс. т в год. Если потре-
бители находятся на большем расстоянии от ГНС, устраиваются
промежуточные пункты обмена баллонов. Годовая мощность ГНС
определяется путем суммирования существующих и перспектив-
ных газовых потребителей:
G = nigi + n2g2 + ... + nng„,
где G — перспективная потребность газа в районе на год, т; иь
и2, пп — однотипные потребители газа; g2, ..., g„ — годовая
норма потребления газа однотипными потребителями, т. ]
Мощность ГНС сжиженного газа определяется в основном объ-j
емом резервуаров хранилищ. Объем резервуарного парка зависит от
суточной производительности ГНС, а количество резервируемого!
для хранения сжиженного газа — от расчетного времени работы
ГНС без суточного поступления газа. Расчетное поступление газа
Р + П + Пэ
где L — расстояние от завода-поставщика газа до ГНС, км; —
нормативная суточная скорость транспортирования грузов МПС
повагонной отправки, км/сут (принимается 330 км/сут); П— вре-
мя, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и при-
бытием груза (принимается 1 сут); 7ТЭ — время, на которое следует
предусматривать эксплуатационный запас сжиженных газов на ГНС
(принимается равным 3... 5 сут).
1Я4
Число резервуаров
где V— объем резервуарного парка, м3; Гр — геометрический объем
одного резервуара, м3; <р — коэффициент наполнения резервуаров
(0,85 — для наземных, 0,9 — для подземных резервуаров).
Основные сооружения газонаполнительной станции и их разме-
щение на генплане. На ГНС предусматривают, как правило, над-
земную установку резервуаров. При невозможности обеспечения
установленных минимальных расстояний до зданий и сооружений
допускается подземная установка резервуаров. Не допускается раз-
мещение резервуаров внутри помещений. Подземное расположе-
ние резервуаров является наиболее безопасным. Резервуары в хра-
нилище располагаются группами. Число резервуаров в группе дол-
жно обеспечивать удобное дистанционное управление арматурой.
Расстояния между группами надземных резервуаров принима-
ют следующие: 5м — при общем объеме резервуаров до 200 м3,
Юм — при общем объеме резервуаров 200...700 м3, 20 м — при
общем объеме резервуаров 700...2000 м3.
Для каждой группы надземных резервуаров по периметру пре-
дусматривается замкнутое обвалование или ограждающая стенка
из несгораемого материала высотой не менее 1 м. Ширина земля-
ного вала поверху должна быть не менее 0,5 м.
Сжиженные газы из железнодорожных цистерн на ГНС слива-
ют в специальном тупике и сливной эстакаде. Для удаления из
баллонов неиспарившихся остатков предусматриваются специаль-
ные станки, располагаемые индивидуально, или карусельные аг-
регаты. Остатки газа сливают в один резервуар.
Производственные помещения ГНС объединены в основные от-
деления: насосно-наполнительное, энергомеханическое, гараж и
служба реализации газа. В насосно-наполнительном отделении раз-
мещаются основные взрыве- и пожароопасные помещения: на-
сосно-компрессорное, испарительное, наполнительное и сливное.
Для обеспечения требуемых условий безопасности каждое по-
мещение должно быть одноэтажным, бесчердачным, бесподваль-
ным, первой или второй степени огнестойкости, изолированным
от смежных помещений. Крыши взрывоопасных помещений долж-
ны быть легкосбрасываемыми при воздействии давления газа при
взрыве.
На площадках ГНС располагаются также трансформаторная под-
станция, низковольтные распределительные устройства и элект-
рические кабели.
Объем хранилища газа и выбор типа резервуаров. Для приема и
хранения сжиженного газа, поступающего с заводов-поставщи-
Таблица 7.1
Нормы заполнения резервуаров сжиженными газами
Газ Масса газа на 1 л вместимо- сти резервуара, кг, не более Вместимость резервуара на 1 кг газа, л, не менее
Бутан 0,488 2,05
Бутилен 0,526 1,90
Этилен 0,286 3,50
Пропан 0,425 2,35
Пропилен 0,445 2,25
ков, на ГНС сооружают хранилища, которые должны обеспечи-
вать необходимый запас его для бесперебойного снабжения по-
требителей. Этот запас должен быть достаточным на определенное
число дней, которое исчисляется с учетом среднесуточного расхо-
да газа, перспектив роста объектов газоснабжения и расстояния от
источников поступления газа.
Число резервуаров, необходимое для хранения сжиженного газа
на ГНС,
где V — запас сжиженного газа ГНС, м3; Vp — геометрическая
вместимость одного резервуара, м3; к — норма заполнения резер
вуаров (табл. 7.1).
Для хранения сжиженных газов используют стальные сварны,
резервуары цилиндрической и сферической формы. Резервуары
устанавливаемые вертикально, размещают только на поверхносп
земли. На ГНС, как правило, применяют цилиндрические гори
зонтальные резервуары с эллиптическими днищами для наземно!
и подземной установки. Конструкция стального горизонтальной
цилиндрического наземного резервуара вместимостью 50 м3 дл;
пропана приведена на рис. 7.2.
Горизонтальные цилиндрические резервуары устанавливают н;
прочных фундаментах-опорах из несгораемых материалов. Назем-
ные резервуары устанавливают группами. При размещении назем-
ных резервуаров сжиженных газов в несколько рядов расстояние
между рядами должно быть не меньше наиболее длинного резер-
вуара, но не менее 10 м. Каждая группа наземных резервуаров дол-
жна иметь обваловку на их полную вместимость.
Для подземной установки применяют только стальные цилин-
дрические резервуары горизонтального расположения, которые дол-
жны иметь антикоррозионную изоляцию не ниже усиленной.
186
Рис. 7.2. Резервуар для пропана:
7 — муфта для дренажного клапана; 2 — штуцер для жидкой фазы; 3 — штуцер для
установки термометра; 4 — муфта для вентилей отбора проб из резервуара; 5 —
муфта для настройки уровнемера; 6 — муфта для установки манометра; 7 — шту-
цер приемный жидкой фазы; 8 — штуцер для уровнемера; 9 — штуцер для сигна-
лизатора уровня жидкости; 10 — люк; 11 — штуцер для установки предохрани-
тельно-сбросных клапанов; 12 — штуцер для удаления остатков газа; 13 — штуцер
для вентиляции
Расчет предохранительного клапана. Предохранительно-сброс-
ные клапаны устанавливаются на каждом наземном и подземном
резервуарах. Они предназначены для защиты резервуаров от чрез-
мерного повышения давления, которое может произойти в следу-
ющих случаях: при повышении температуры жидкости; наполне-
нии резервуара продуктами с более высоким давлением паров;
нагреве резервуаров открытым огнем в случае пожара.
На каждом резервуаре устанавливается не менее двух предохра-
нительно-сбросных клапанов, а перед ними трехходовые краны,
позволяющие отключать один из двух предохранительных клапа-
нов и допускающие одновременное их включение. Предохрани-
тельно-сбросные пружинные клапаны типа ППК-4 изготавливают
сВу= 50, 80, 100, 150.
Качество предохранительных клапанов, их размеры и пропуск-
ная способность выбираются с таким расчетом, чтобы в резерву-
аре не могло образоваться давление, превышающее рабочее более
чем на 0,05 МПа для сосудов с давлением до 0,3 МПа и на 15 %
для сосудов с давлением 0,3...6 МПа.
Пропускная способность предохранительного клапана опреде-
ляется из следующей формулы:
15,9a5,/(pi -Д2)Р1 ’
где Fc — площадь проходного сечения, равная наименьшей пло-
щади сечения в проточной части, мм2; G — максимально возмож-
ная пропускная способность паров сжиженных газов, кг/ч; а —
коэффициент избытка газа перед клапаном; В — коэффициент,
187
Рис. 7.3. Сбросной пружинный предохранитель,
ный клапан Т831-Г:
1 — колпак; 2 — регулировочная гайка; 3 — втулю
4 — шток; 5 — пружина; 6 — корпус
учитывающий расширение среды; р{ — мак
симальное избыточное давление перед пре
дохранительным клапаном, МПа; р2 — из
быточное давление за предохранительны!
клапаном, МПа; р! — плотность рабоче,
среды.
Площадь проходного сечения полноподь
емных клапанов Fc = л с?с2/4, а неполноподь
емных Fc = 2,22 dch, где dc — внутренний
диаметр седла клапана, мм; h — высот
подъема золотника, мм.
Конструкции предохранительных клапа
нов различны. На крышках редукционных го
ловок групповых подземных резервуаров ус
танавливается сбросной пружинный предох
ранительный клапан Т831-Г (рис. 7.3), со
стоящий из корпуса, штока, втулки клапа
на с резиновым уплотнением, регулировоч
ной гайки, пружины и колпака. Шток име
ет три прилива, обеспечивающих правиль-.
ную посадку клапана на седло. Ввертывая или отвертывая шток,
можно изменять силу сжатия пружины и таким образом регулиро-
вать сбросное давление газа.
Технические характеристики клапана Т831-Г следующие:
Диаметр условного прохода, мм......................... 25
Рабочее давление, МПа................................. 1,0
Пропускная способность паров сжиженного газа, кг/ч... 3266
Коэффициент избытка а................................. 0,6
7.3. Установки для перемещения сжиженных газов
Для перемещения сжиженных газов используют насосы и ком-
прессоры. Компрессоры применяют для слива сжиженного газа из
железнодорожных и автомобильных цистерн способом выдавлива-
ния, создания необходимого подпора для нормальной работы на-
сосов, отсасывания остаточных паров из опорожненных цистерн,
резервуаров и баллонов.
Насосы и компрессоры размещают в закрытых отапливаемых
помещениях. Допускается их размещать на открытых площадках под
навесами из несгораемых материалов.
188
Насосы и компрессоры устанавливают на фундаменты, не свя-
занные с фундаментами другого оборудования и стенами здания.
Всасывающие и нагнетательные патрубки насосов и компрессоров
оборудованы запорными устройствами, а нагнетательные патруб-
ки — обратными клапанами.
На всасывающих линиях компрессоров устанавливают конден-
сатосборники, а на нагнетательных линиях за компрессорами —
маслоотделители. Конденсатосборники оборудуют дренажными
устройствами.
Насосы и компрессоры оборудуются системами автоматики,
отключающими электродвигатели при недопустимых изменениях
параметров и обеспечивающими нормальную работу насосов и ком-
прессоров.
Насосы. Для перекачки сжиженных газов используют вихревые,
центробежные, поршневые, шестеренные насосы.
При перекачке сжиженных газов необходимо предусмотреть
меры, предотвращающие образование паров, т.е. должно обеспе-
чиваться избыточное давление над упругостью паров перед насо-
сом. Это достигается более высокой установкой резервуаров хра-
нилища по отношению к насосам и применением компрессоров
для создания избыточного давления в резервуарах. Всасывающий
трубопровод насоса должен иметь минимальное сопротивление и
необходимые сальниковые уплотнения, так как вязкость сжижен-
ных газов мала.
Основным фактором, ухудшающим работу насосов, является
кавитация, т.е. возникновение в жидкости газовых пузырьков —
каверн при уменьшении давления ниже упругости паров и даль-
нейшее их смыкание (конденсация) после попадания в область
высокого давления. В районе смыкания пузырька происходит силь-
ный гидравлический удар. При возникновении кавитации уменьша-
ются подача, напор и коэффициент полезного действия насоса. Ка-
витация является основной причиной разрушения деталей насоса.
Насосы для сжиженных газов не могут работать, когда уровень
жидкости в резервуаре ниже уровня их всасывающего патрубка. При
подземном расположении резервуаров на всасывающей линии на-
соса происходит интенсивное вскипание жидкости с большим уве-
личением ее объема, в результате чего насос «срывает» и жидкость
не подается.
Для нормальной работы насос должен быть всегда залит пере-
качиваемой жидкостью, т. е. необходимо наличие подпора. Созда-
ние подпора на всасывающей линии насоса осуществляется за-
глублением насоса, поднятием резервуара, установкой газоотде-
лителя-сепаратора и включением специальных устройств, повы-
шающих давление перед насосом. Во избежание гидравлических
ударов открывание и закрывание всех задвижек и вентилей долж-
но быть плавным.
189
Рис. 7.4. Насос С-5/140 для сжиженных углеводородных газов:
1 — электродвигатель; 2 — входной патрубок; 3 — рабочее колесо; 4 — напорный
канал; 5 — корпус; 6, 7— окна; 8— пружина; 9 — втулка бронзовая; 10— втулка
стальная
Для перекачки сжиженных газов используют насосы С-5/140 М,
С-5/140 и вертикальные типа ХГВ.
Насос С-5/140 (рис. 7.4) самовсасывающий, с подачей 5 м3/ч и
напором 140 м столба перекачиваемой жидкости состоит из элек-
тродвигателя 1, всасывающей камеры с входным патрубком 2, ра-
бочего колеса 3. Напорный канал 4 выполнен в корпусе 5 насоса и
сообщается с напорным патрубком через окно б. Перекачиваемая
жидкость из всасывающей камеры подводится через окно 7 к ра-
бочему колесу, укрепленному на консольном валу электродвигателя.
При включении электродвигателя жидкость поступает на лопатки
рабочего колеса, увлекается им вместе с жидкостью, заполняю-
щей напорный канал, и через окно 6 под напором выбрасывается
в напорный патрубок. Вал электродвигателя имеет одинарное тор-
цевое уплотнение, состоящее из свободно перемещающейся по
валу стальной втулки 10 и неподвижной бронзовой втулки 9.
На рабочей поверхности стальной втулки наплавлен твердый
сплав. Под действием пружины 8 обе втулки постоянно находятся
в контакте, что обеспечивает герметичность уплотнения при нера-
ботающем насосе. Во время работы герметичность создается еще и
избыточным давлением жидкости на приеме насоса.
190
Компрессоры. Для перекачки паров сжиженного газа применя-
ют аммиачные компрессоры одноступенчатого и двухступенчатого
сжатия (АВ-22, АУ-45, А-110, А-165, П-220).
Компрессорные агрегаты включают в себя: поршневой компрес-
сор с приводом через эластичную муфту от асинхронного двигателя
и щиты приборов автоматики, защиты, визуального наблюдения.
Обвязка компрессора предусматривает обратный клапан на на-
гнетательном трубопроводе, маслоотделитель, приборы контроля
давления на линиях всасывания и нагнетания и конденсатосбор-
ник на всасывающей линии.
Технические характеристики компрессоров приведены в табл. 7.2.
На рис. 7.5 представлена технологическая схема баллононапол-
нительного отделения ГНС сжиженных газов вместимостью 500 т.
Таблица 7.2
Технические характеристики поршневых прямоточных
аммиачных компрессоров
Характеристика АВ-22 АУ-45 АВ-100 АУ-200
Частота вращения вала, об/мин
960 1440 910 1440 720 960 980
Число цилиндров 2 2 4 4 2 2 4
Ход поршня, мм 70 70 70 70 130 130 130
Объем поршневой камеры, м3/ч 40,5 61 81 122 198,5 264 528
Диаметр цилиндров, мм 80 80 80 80 150 150 150
Подача по пропану, кг/ч, при давлении всасывания, МПа: 0,4 0,7 1,4 159,1 267,8 58,0 239,7 403,3 87,3 318,2 535,5 116,0 479,3 806,5 174,5 779,8 1312,2 284,0 1037,1 1795,2 378,0 2074,2 3490,4 755,0
Установленная мощность на валу компрессора, кВт 5,5 7,8 10,7 15,2 25,0 34,0 65,0
Расход воды на охлаждение, м3/ч 0,2 0,3 0,3 0,5 0,8 1,0 2,0
Масса с маховиком, кг 175 175 225 225 900 900 1290
191
Рис. 7.5. Технологическая схема баллононаполнительного отделения ГНС сжиженных газов вместимостью 500 т:
/ — устройство наполнения баллонов вместимостью 1 и 5 л; 2 — покрасочно-сушильная камера; 3 — участок пропарки баллонов; 4 —
станок для освидетельствования баллонов вместимостью 27 л; 5— станок для освидетельствования баллонов вместимостью 50 л; 6, 12 —
напольный конвейер; 7 — моечно-сушильная камера; 8 — баллоны; 9 — подвесной конвейер; 10 — карусельный станок; 11 —
карусельный газонаполнительный агрегат КГА-МГП; 13 — штабелировщик; 14 — резервуары для слива остатков сжиженного газа
I I I
192
В этом отделении предусматривается:
автоматическое наполнение баллонов вместимостью 27 л на ка-
русельном агрегате;
наполнение баллонов вместимостью 50 л на медицинских ве-
сах, оборудованных отсекателем наполнения;
наполнение малогабаритных баллонов различной вместимости
на настольных циферблатных весах.
Перед наполнением баллоны предварительно проходят моеч-
но-сушильную камеру и пункт отбраковки. Затем их штабелируют
на площадке и подают конвейером к карусельному агрегату для
наполнения. Наполненные баллоны по напольному конвейеру по-
ступают на контрольные весы. После этого проверяют герметич-
ность запорных устройств баллонов, а затем подают их на погру-
зочно-разгрузочную площадку.
Остатки газа сливают на специальном станке для опрокидыва-
ния баллонов в два подземных резервуара вместимостью 2,5 м3 каж-
дый. За смену сливают до 300 баллонов.
По рольгангу баллоны поступают на участок отбраковки, рас-
положенный в отдельном от общего зала помещении. Освидетель-
ствование баллонов вместимостью 27 л производится на специ-
альных станках и заключается в осмотре их наружной поверхнос-
ти, проверке массы, гидравлическом испытании, испытании на
плотность запорного устройства. Производительность участка ос-
видетельствования — 100 баллонов в сутки. После освидетель-
ствования баллоны подают к пункту погрузки на подвесной кон-
вейер.
По отдельному рольгангу с пункта отбраковки в покрасочно-
сушильную камеру поступают баллоны, требующие покраски. Бал-
лон проходит в камеру, осушается в атмосфере горячего воздуха,
после чего окрашивается нитроэмалевой краской из пистолета-
распылителя. После окраски баллоны конвейером или рольгангом
подают на карусельный агрегат для наполнения.
7.4. Транспортирование сжиженных газов
Для перевозки сжиженных углеводородных газов по железной
дороги используются однобарабанные горизонтальные цилиндри-
ческие цистерны с двумя сферическими днищами (рис. 7.6). Про-
пан перевозят в стальных цистернах вместимостью 51 или 54 м3 с
полезной загрузкой соответственно 43 или 46 м3, что составляет
21,6 или 25 т сжиженного газа. Цистерны смонтированы на четы-
рехосной железнодорожной платформе. Для предохранения цис-
терн от разрыва в случае повышения давления газа в центре крышки
люка устанавливается пружинный предохранительный клапан. По
обе стороны предохранительного клапана вдоль оси цистерны ус-
тановлены два сливно-наливных угловых вентиля, которые внутри
7 В. А. Жила
193
Рис. 7.6. Железнодорожная цистерна для сжиженного газа вместимостью
54 м3 с верхним наливом и сливом:
1 — четырехосная платформа; 2 — резервуар со сферическим днищем; 3 — стре-
мянка; 4 — узел манометродержателя; 5 — предохранительный колпак; 6 — пло-
щадка с поручнями; 7 — стальные болты
соединены со сливно-наливными трубами через скоростные кла-
паны, перекрывающие доступ газа к вентилям в случае их полом-
ки и обрыва наполнительных шлангов сливных устройств.
Для транспортирования сжиженных газов и наполнения балло-
нов на специально оборудованных пунктах используются автоцис-
терны. Основными частями автоцистерн являются: цистерна, со-
стоящая из сосуда с приваренными к нему передней, средней и
задней опорами, клапаны предохранительные, электронасос, ба-
лансирная тележка, опорные устройства, электрооборудование,
пневмооборудование, ручной тормоз, опорные штанги, огнету-
шители, заземление, крыло заднее, запасное колесо, лестница,
трубы для шлангов, предохранительное устройство.
Установленные на автоцистерне приборы и оборудование обес-
печивают выполнение следующих операций: наполнение ее сжи-
женным газом, контроль за давлением газа в резервуаре, контроль
за уровнем наполнения резервуара, слив газа, удаление тяжелых
остатков газа и конденсата, автоматическое отключение потока
газа при аварийном обрыве сливно-наливных рукавов, наполне-
ние баллонов сжиженным газом.
Узел коммуникаций и арматуры автоцистерны (рис. 7.7) состо-
ит из наполнительного трубопровода 2, сливного трубопровода 6,
трубопровода паровой фазы 4, запорных вентилей 5, сбросных вен-
тилей 8, электронасоса 11, фильтра 13, обратного клапана 1, ско-
ростного клапана 75, ограничителя налива 3, манометра 14 и трех-
ходового крана 7.
Узел коммуникаций и арматуры обеспечивает сливно-налив-
ные операции. Газ из наполнительной колонки ГНС поступает в
194
Рис. 7.7. Схема узла коммуникаций и арматуры автоцистерны ЦППЗ-16-771:
1 — клапан обратный; 2 — наполнительный трубопровод жидкой фазы; 3 — огра-
ничитель налива; 4 — трубопровод паровой фазы; 5 — вентиль запорный; 6 —
сливной трубопровод жидкой фазы; 7 — кран трехходовой; 8 — вентиль сбросной;
9 — заглушка; 10 — напорная линяя насоса; 11 — электронасос; 12 — всасыва-
ющая линяя насоса; 13 — фильтр; 14 — манометр; 75 — клапан скоростной
линию налива автоцистерны и, пройдя через запорный вентиль,
обратный клапан и ограничитель налива, поступает в автоцистер-
ну. При сливе автоцистерны газ поступает через линию слива в
электронасос и далее через вентиль запорный и скоростной кла-
пан в наполняемый резервуар. Линия паровой фазы автоцистерны
при наливе или сливе газа соединяется с линией паровой фазы
наполнительной колонки или наполняемого резервуара. Узел ком-
муникаций обеспечивает также слив газа из автоцистерны помимо
насоса.
Сжиженные углеводородные газы являются ценным видом топ-
лива для автомобильных двигателей. Автомобильные заправочные
станции сжиженных газов (рис. 7.8) размещают на территории го-
рода с подветренной стороны. В состав АГНС входят: резервуары
для хранения газа, насосно-компрессорное отделение, сливные и
наполнительные колонки с узлом учета расхода газа, трубопрово-
ды жидкой и паровой фаз сжиженных газов. Установка резервуаров
только подземная.
Технологическая схема АГНС обеспечивает прием, хранение газа
и заправку газобаллонных автомобилей. При этом используется на-
сосно-компрессорный вариант перемещения сжиженных газов.
В насосно-компрессорном отделении установлены два насоса и
два компрессорных агрегата. Компрессор всасывает пары сжижен-
ного газа из одной группы резервуаров и нагнетает в другую груп-
пу резервуаров, в которой нужно поднять давление. Работа комп-
рессора будет периодической. На нагнетательном трубопроводе
установлен обратный клапан и маслоотделитель. Компрессор обес-
печивает устойчивую работу насоса, создавая необходимое давле-
ние для его работы на всасывание и обеспечивая слив газа из авто-
цистерн в подземные резервуары.
195
X 74 000
Рис. 7.8. План и схема движения транспорта на автозаправочной станции
сжиженного газа (АГНС):
1 — производственное здание; 2 — вспомогательный резервуар (V = 3 м3); 3 —
хранилище газа (4 резервуара по 25 м3); 4 — металлическая ограда; 5 — сливные ‘
колонки (2 шт.); 6 — наполнительные колонки; 7— блок вспомогательных поме-'
щений; 8 — резервуар для пожаротушения; А — газоны; Б — деревья; В — схема;
движения автомобилей; Г — кустарник; Д — защитная зона
Слив газа производится методом передавливания за счет созда-
ния разности давлений в сливаемом стационарном резервуаре и в
автоцистерне. Наполнение баллонов производится с помощью на-
сосов. Жидкая фаза поступает из резервуаров расходной группы по
газопроводам во всасывающий коллектор насосов.
Наполнительные колонки предназначены для наполнения сжи-
женными газами газобаллонных автомобилей. Колонка, представ-
ляющая собой сборную металлическую конструкцию с арматурой,
обеспечивает измерение расхода жидкости. Сжиженный газ прохо-
дит через фильтр счетчика, очищается от механических примесей
и поступает в измеритель объема, где перемещает кольцевой пор-
шень, ось которого передает движение через магнитную муфту и
передаточный механизм на вал коллектора и далее на счетный
механизм.
196
После измерения объема сжиженный газ через дифференци-
альный клапан, гарантирующий прохождение через измеритель
объема только жидкой фазы, и наполнительную струбцину посту-
пает в баллон.
7.5. Резервуарная установка
Для хранения сжиженных углеводородных газов у потребителя
используются стационарные резервуары. Установки газоснабжения
с двумя и более резервуарами, предназначенными для снабжения
сжиженным газом потребителей, называют резервуарными. Они
бывают надземными и подземными. Надземные установки приме-
няют для газоснабжения предприятий промышленного и сельско-
хозяйственного производства, подземные — для газоснабжения
промышленных и коммунальных предприятий, отдельных много-
этажных жилых и общественных зданий. Число резервуаров в уста-
новке определяется расчетом.
В состав резервуарной установки входят:
резервуары;
трубопроводы обвязки резервуаров по жидкой и паровой фазам;
запорная арматура;
регуляторы давления газа;
предохранительные запорные и сбросные клапаны;
показывающие манометры, устанавливаемые до регулятора дав-
ления;
штуцеры с кранами после регуляторов давления;
устройство для контроля уровня сжиженных газов в резервуарах
и испарители.
Площадки резервуарных установок ограждаются забором высо-
той не менее 1,6 м из несгораемых материалов. Расстояние от ре-
зервуарной установки до ограждений должно быть не менее 1 м.
Число резервуаров определяется районом их установки и объемом,
характером потребителей и расходом газа.
Для установок с естественным испарением и подземными ре-
зервуарами в качестве расчетной принимают температуру грунта в
марте—апреле, когда фиксируется самая низкая его температура.
Для бесперебойного снабжения населения газом объем резер-
вуаров устанавливают исходя из двухнедельного запаса газа. Под-
земные резервуарные установки располагают на глубине не менее
0,6 м от поверхности земли в районах с сезонным промерзанием
грунта и на глубине 0,2 м в районах без промерзания грунта.
На газопроводе паровой фазы, объединяющем группы резерву-
аров, предусматривается установка отключающих устройств меж-
ду этими группами. На подземных газопроводах паровой фазы пре-
дусматривается установка конденсатосборников.
197
План
10 000 (не менее)
а
План
10000 (не менее)
10000 (не менее)
6000
План
Установка
резервуаров
Газопровод
низкого давления
к потребителю
в
Установка
испарителя
5
198
Рис. 7.9. Установка подземных резервуаров с двумя (о), тремя (б) и четырь-
мя (в) форсуночными испарителями:
1 — редукционная головка; 2 — контрольная трубка; 3 — подземный резервуар;
4, 9 — стояки; 5 — конденсатосборник; 6 — испаритель; 7 — баллон для слива
неиспарившихся остатков; 8 — коллектор
Отключающие устройства на газопроводах низкого давления от
резервуарной установки к потребителям предусматриваются на
вводах снаружи здания. Учитывая возможность использования сжи-
женных газов с повышенным содержанием бутана, групповые ре-
зервуарные установки оборудуют испарителями. Распространенные
типовые схемы групповых установок, состоящие из двух, четырех
и более подземных резервуаров, приведены на рис. 7.9.
В групповых установках, состоящих из двух подземных резерву-
аров, каждый оборудуется специальной редукционной головкой,
размещенной на фланце головки резервуара, выходящем на по-
верхность земли. Резервуары соединены между собой только тру-
бопроводами паровой фазы Г, и могут работать по выдаче газа как
раздельно, так и совместно.
В установках с тремя резервуарами два из них объединены в
один блок, соединены трубопроводами паровой и жидкой фаз и
оборудованы одной редукционной головкой. Эти резервуары могут
работать только совместно. Третий резервуар объединен с первы-
ми двумя только трубопроводами паровой фазы и работает как
отдельно, так и совместно с объединенными в один блок.
В установках с четырьмя резервуарами создают два блока. Каж-
дый блок имеет редукционную головку и два резервуара, соеди-
ненные трубопроводами жидкой фазы. Трубопровод паровой фазы
объединяет все резервуары групповой установки, но может объ-
единять при закрытом кране и резервуары только одного блока.
Расчет числа резервуаров. На производительность подземного
резервуара влияют: физико-термодинамические свойства компо-
нентов, входящих в пропан-бутановую смесь; температура окру-
жающего грунта, коэффициент теплопроводности грунта; запол-
нение жидкой фазой резервуара или площадь смоченной поверх-
ности; длительность непрерывной работы.
Резервуары для хранения и регазификации сжиженного газа вме-
стимостью 2,5 м3 конструируются из расчета, что максимальный
уровень жидкой фазы должен находиться на расстоянии 0,75 м от
поверхности земли, а минимальный — на расстоянии 1,3 м. Для
расчета берется средний уровень жидкой фазы — 1,1 м от поверх-
ности земли. Среднемесячная температура грунта на этой глубине
составит в марте -3 °C, а в августе 17 °C. Тепловые потоки от грун-
та в зимний период резко снижаются, а в летний период возраста-
ют, и эта зависимость соответственно отражается на производи-
тельности резервуара.
199
На передачу теплового потока от грунта к стенкам резервуара'
большое влияние оказывает коэффициент теплопроводности. J
Минимальное заполнение подземного резервуара в зимний пе-
риод поддерживается в пределах 50... 30 %. =
При газоснабжении жилых домов и коммунально-бытовых по-
требителей газ расходуется с большей неравномерностью. Расчет-
ная производительность подземного резервуара устанавливается для
худших условий его работы: в зимний период, при самых низких
температурах грунта, минимальном заполнении резервуара и по-
стоянном давлении.
По номограмме определяют производительность одного под-
земного резервуара. Производительность групповой установки с ре-
зервуарами, заглубленными в грунт, меньше производительности
одного резервуара, так как в этом случае происходит экранизация
теплового потока и поступление тепла от окружающего грунта к
резервуарам уменьшается. Производительность группы резервуаров
не равна сумме производительностей резервуаров. Снижение про-
изводительности групповой установки в зависимости от числа ре-
зервуаров в ней учитывается коэффициентом теплового взаимо-
действия:
Число резервуаров в установке. 2 3 4 6 8
Коэффициент теплового
взаимодействия................ 0,93 0,84 0,74 0,67 0,64
7.6. Газобаллонные установки, газонаполнительные
пункты
В зависимости от испарительной способности различают инди-
видуальные и групповые баллонные установки.
К баллонам относятся простейшие сосуды вместимостью до 120 л,
предназначенные для хранения и перевозки сжиженных газов (при
рабочей температуре стенки баллона -40...+45°C и давлении до
1,6 МПа). Требования ГОСТ 15860—84 распространяются на бал-
лоны вместимостью 5, 12, 27 и 50 л. Стандарт устанавливает три
типа баллонов в зависимости от конструктивного исполнения
(табл. 7.3). Форма баллонов трех типов показана на рис. 7.10, а их
основные характеристики приведены в табл. 7.4.
Нормирование массы заполняющего газа может привести либо
к ухудшению коэффициента использования баллонов, либо к их
переполнению. Поэтому норма заполнения баллона газом принята
из расчета 0,425 кг на 1 л вместимости.
Баллоны вместимостью 5 и 12 л, предназначенные в основном
для использования туристами, применяются в быту и лаборатори-
ях. Баллоны вместимостью 27 л используют в однобаллонных внут-
риквартирных установках для топки плит и каминов. Баллоны вме-
200
Таблица 7.3
Типы баллонов в зависимости от конструктивного исполнения
Обозначение типа Вместимость баллона, л Конструктивное исполнение
1 5, 12, 27 Без обечайки, с воротником
2 12, 27 С обечайкой и воротником
3 50 С обечайкой и колпаком
Таблица 7.4
Основные габаритные размеры, мм, и характеристики баллонов
для сжиженных углеводородных газов
Вместимость баллона, л Масса пропана, кг, не более D 5 Dt Т)2 D3 н Нх Масса балло- на, кг
5 2,0 222 2,0 200 155 160 285 197 4,0
12 5,0 222 2,0 200 155 160 470 384 6,0
27 11,4 299 3,0 270 222 230 575 474 14,5
50 21,2 299 3,0 290 — — 960 830 22,0
Тип 1
Рис. 7.10. Баллоны для сжиженных газов:
1 — паспортная таблица; 2 — воротник; 3 — горловина; 4 — подкладное кольцо;
5 — башмак; 6 — днище нижнее; 7 — днище верхнее; 8 — обечайка; 9 — колпак
201
Рис. 7.11. Индивидуальная внутриквартирная
установка сжиженного газа с различными
баллонами:
а — 5 л; б — 27 л; в — 50 л
стимостью 50 л используют в наружных установках индивидуаль-
ных потребителей, для систем отопления. Эти же баллоны приме-
няют в групповых баллонных установках для газоснабжения групп
зданий.
Различают следующие типы газобаллонных установок:
индивидуальные с одним баллоном вместимостью 50 л или двумя
баллонами вместимостью 27 л, устанавливаемые на кухне;
индивидуальные с двумя баллонами, устанавливаемыми вне
здания в специальном металлическом шкафу;
групповые с десятью баллонами вместимостью 50 л, устанав-
ливаемыми вне здания в специальном металлическом шкафу;
групповые с баллонами вместимостью 50 л, устанавливаемыми
в отапливаемом помещении.
Индивидуальные баллонные установки, предназначенные для
газоснабжения отдельных квартир, бывают двух типов:
шкафная наружная с двумя баллонами вместимостью 50 л и
подачей паровой фазы газа к плите, установленной на кухне, по
специальному газопроводу;
внутриквартирная (рис. 7.11), устанавливаемая на кухне (для
двухгорелочной газовой плиты с баллоном вместимостью 5 л, для
трехгорелочной — 27 л и для двух- и четырехгорелочных плит —
50 л).
При установке баллонов внутри помещения положительные
температуры окружающего воздуха обеспечивают бесперебойное
газоснабжение потребителей при использовании сжиженного газа
любой марки. Однако такие установки обладают повышенной опас-
ностью вследствие возможных утечек газа.
При размещении баллонов вне помещения эксплуатация их бо-
лее безопасна, однако при низких температурах окружающего воз-
духа их испарительная способность резко снижается, а при достиже-
нии определенного температурного минимума отсутствует вообще.
Требования к размещению резервуарных и баллонных установок.
Резервуары и баллоны являются объектами повышенной опасно-
сти. При необходимости проектирования резервуарных установок
на суглинистом грунте последний должен быть заменен крупно-
зернистым песком. Основание котлована перед устройством фун-
даментов требуется уплотнить щебнем, а при наличии водонасы-
щенных грунтов предусмотреть кольцевой дренаж вокруг группо-
вой установки.
Расстояние между отдельными подземными резервуарами дол-
жно быть равно половине диаметра большего смежного резервуа-
ра, но не менее 1 м. Установка резервуаров на фундаменты предус-
матривается с уклоном 0,002...0,003 в сторону сливного патрубка.
Нагрузка от резервуара на все опоры должна быть распределена
равномерно.
Вокруг резервуаров должна предусматриваться насыпь высотой
0,3 м.
Индивидуальные баллонные установки предназначены для снаб-
жения газом потребителей с небольшим расходом газа. Баллонные
установки размещают как внутри, так и вне помещения. В жилых и
общественных зданиях в одном помещении допускается размещать
один баллон вместимостью не более 50 л.
Газонаполнительные пункты. Существует две формы централи-
зованного распределения газа без сооружения ГНС: с помощью
газонаполнительных пунктов (ГНП) и с помощью промежуточ-
ных складов баллонов (ПСБ). При этом на ГНП предусматривает-
ся наполнение баллонов сжиженными газами, поступающими с
ГНС в автоцистернах. На ПСБ предусматривается хранение и рас-
пределение потребителям баллонов, наполненных сжиженными
газами на ГНС.
В состав ГНП входят резервуары: для хранения сжиженных га-
зов или площадка для размещения автоцистерны, используемой в
качестве резервуара для хранения газа; сливные колонки для слива
сжиженных газов из автоцистерны в резервуары, оборудованные
для наполнения баллонов из автоцистерн или резервуаров и слива
из баллонов неиспарившихся остатков; погрузочно-разгрузочные
203
площадки для приема и отправки баллонов; площадки для склач
дирования наполненных и порожних баллонов.
В составе ПСБ предусматриваются площадки для складировав
ния наполненных и порожних баллонов и погрузочно-разгрузоч-'
ные площадки для приема и отправки баллонов.
ГНП и ПСБ располагаются в пределах территории населенных?
пунктов с подветренной стороны.
7.7. Естественное и искусственное испарение газа
Нижняя часть любого сосуда для хранения газа (баллона, ре-
зервуара) на определенную высоту заполняется жидкой фазой, а в
его верхней части собираются насыщенные пары пропан-бутано-
вой смеси. При передаче тепла через наружную металлическую стен-
ку в качестве теплоносителя используется воздух внутренний и на-
ружный, а также верхний слой грунта.
Температура воздуха внутри помещения в течение года сохра-
няется постоянной, в то время как температура наружного воздуха
может меняться от -40 до +45 °C. Соответственно меняется и тем-
пература верхних слоев грунта.
При отборе паровой фазы из баллона или резервуара состояние
равновесия между жидкостью и газом нарушается. Давление паров
сжиженного газа падает, температура его жидкой фазы снижается.
Кроме того, будет непрерывно меняться соотношение компо-
нентов: относительное содержание более легких углеводородов будет
уменьшаться, а более тяжелых — увеличиваться.
В однобаллонной установке температура газа в баллоне незна-
чительно отличается от температуры в помещении и не зависит от
времени года. В двухбаллонных и групповых установках баллоны
устанавливаются в специальных металлических ящиках вне поме-
щения. Их испарительная способность зависит от температуры ок-
ружающей среды и от компонентного состава пропана и бутана.
Технологически процесс естественного испарения сжиженных га-
зов в наземных резервуарах происходит так же, как и в баллонной
установке.
В подземных резервуарах естественное испарение жидкой фазы
происходит от тепла окружающего грунта, причем в холодное вре-
мя года резервуар получает постоянный поток тепла из глубины
грунта, а в летний период тепловой поток увеличивается за счет
тепла от верхних слоев грунта.
Расчетная испарительная способность подземного резервуара
устанавливается для наихудших условий его работы: в зимний пе-
риод, при самой низкой температуре грунта, минимальном за-
полнении резервуара и постоянном давлении в резервуаре. В зим-
них условиях эксплуатации при любой температуре промерзания
204
грунта в резервуаре должно быть избыточное давление, которое
будет обеспечивать нормальную подачу газа потребителю. Практи-
кой установлено минимальное заполнение подземного резервуара
должно находиться в пределах 50... 30 %.
Искусственная регазификация сжиженных газов. В связи с рос-
том производства бутановых фракций сжиженных газов и для уве-
личения их испарительной способности получили широкое рас-
пространение установки с искусственным испарением. Испаритель-
ная способность установок с искусственным испарением увеличи-
вается в 3... 5 раз по сравнению с установками естественного испа-
рения.
В летнее время, когда расход газа уменьшается, групповые ре-
зервуарные установки с искусственным испарением могут рабо-
тать с подачей в испарители воды или по схеме установок с есте-
ственным испарением, для чего паровое пространство резервуаров-
хранилищ соединено с расходным газопроводом.
Групповые резервуарные установки с искусственным испаре-
нием имеют следующие преимущества:
их испарительная способность не зависит от количества жидко-
сти в резервуаре;
теплота сгорания паровой фазы остается неизменной;
не требуется извлечения тяжелых остатков;
обеспечивают использование бутановых фракций.
Испарители делятся на два основных вида — прямого и непря-
мого подогрева.
К испарителям прямого подогрева относятся аппараты, в кото-
рых сжиженный газ получает тепло через стенку непосредственно
от горячего теплоносителя: змеевиковые, трубчатые, ороситель-
ные и огневые.
К испарителям непрямого подогрева относятся такие аппара-
ты, в которых сжиженный газ получает тепло через стенку от про-
межуточного газа или жидкости. Это огневой испаритель с водя-
ной ванной, в котором промежуточным теплоносителем является
азот или гелий, и электрический испаритель, в котором промежу-
точным теплоносителем является азот.
По применяемой схеме регазификации испарители подразде-
ляются на емкостные, проточные и комбинированные. К емкост-
ным испарителям относятся подземные групповые резервуарные
установки с естественным испарением сжиженных газов.
Проточный малогабаритный испаритель сжиженных газов
(рис. 7.12) представляет собой цилиндрический вертикальный сосуд,
внутри которого вмонтирован змеевик из труб диаметром 27x3 мм,
и имеется поплавок с выходным клапаном. В днище испарителя
имеется трубка с накидной гайкой для входа сжиженных газов и
плавким предохранителем для предотвращения взрыва испарите-
ля в случае пожара.
205
Рис. 7.12. Проточный малога-
баритный испаритель сжижен-
ных газов:
7 — корпус; 2 — змеевик; 3 —
поплавок
Сжиженный газ из подземнц
го резервуара поступает в испа
ритель через нижний входно)
патрубок и заполняет его корпус
От соприкосновения со змеевй
ком, по которому циркулирус
горячая вода с температурой д
80 “С, сжиженный газ интенсив
но испаряется, и пары через вы
ходной патрубок поступают к по
требителю. При увеличении рас
хода газа давление его паров в ис
парителе понизится, жидкая фаз;
зальет большее число витко;
змеевика, и испарение начне
проходить более интенсивно.
В случае резкого увеличена
расхода газа выше расчетной
сжиженный газ, продолжая за
поднять испаритель, подниме
поплавок, который закроет кла
пан выходного патрубка и защи
тит систему от заполнения е,
жидкой фазой. После этого дав
ление паров сжиженного газа в испарителе возрастет, сжижен
ный газ из испарителя стечет в подземный резервуар и оголи'
змеевик.
Малогабаритный испаритель обладает расчетной испаритель-
ной способностью 100 кг/ч при температуре теплоносителя 80 °C.
Подбор и расчет испарителей. Проектирование и эксплуатация
групповых резервуарных испарителей осуществляется в соответ-
ствии с требованиями Правил безопасности в газовом хозяйстве и
Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю-
щих под давлением, Госгортехнадзора.
При проектировании установок с искусственным испарителем
число квартир, газифицируемых от одной установки, определяют
в зависимости от этажности зданий и климатических условий.
Выбор оптимального варианта резервуарной установки сжижен-
ного газа с искусственным испарением производится по миниму-
му приведенных затрат при технико-экономическом сравнении
установок с различными типами испарителей.
Установки с огневыми, электрическими и грунтовыми испари-
телями используют в микрорайонах с числом квартир с газовыми
плитами до 1200. Микрорайоны с числом квартир с газовыми пли-
тами более 1200 газифицируются от установок с форсуночными
испарителями.
206
При газоснабжении объектов с числом квартир до 300 и нали-
чии в них газовых плит и водонагревателей используют установки
с огневыми, электрическими и грунтовыми испарителями. Газо-
снабжение таких же жилых объектов с числом квартир более 300
осуществляют от форсуночных испарителей.
При равнозначных затратах на строительство и эксплуатацию
различных типов испарителей при проектировании предпочтение
отдают проточным испарителям, так как в этом случае капиталь-
ные затраты на прокладку газопроводов будут меньше.
Тепловой расчет теплообменных аппаратов при заданной их
производительности сводится к определению коэффициента теп-
лопередачи, средней разности температур, поверхности нагрева и
расхода теплоносителя.
Глава 8
ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
8.1. Виды коррозии
Коррозией называется постепенное разрушение металла вслед
ствие химического или электрохимического воздействия.
Химическая коррозия — взаимодействие металла с коррозион
ной средой. При этом металл взаимодействует со средой, не про
водящей электрический ток. Протекающие окислительно-восста
новительные реакции осуществляются путем непосредственного пе
рехода электронов с атома металла на частицу (молекулу, атом) -
окислитель, входящий в состав среды.
Электрохимическая коррозия — взаимодействие металла с кор
розионной средой, при котором ионизация атомов металла и вое
становление окислительного компонента коррозионной среды про
текают не одновременно и их скорости зависят от электродной
потенциала.
При электрохимической коррозии металл соприкасается с ра
створами, проводящими электрический ток, — электролитами.
Вследствие неоднородности строения металла, наличия при
месей и различного состава раствора при соприкосновении метал
ла с электролитом образуются микроскопические гальванически'
элементы, у которых катодом служат посторонние примеси, а ано
дом — сам металл. Ионы металла переходят в раствор, освобож
денные электроны перемещаются к катодным участкам.
Процесс коррозии зависит от электродных потенциалов анод-
ных и катодных участков.
При электрохимической коррозии протекают два самостоятель
ных процесса: анодный — переход металла в раствор в виде гидра-
тированных ионов с оставлением эквивалентного числа электро-
нов в металле, и катодный — ассимиляция находящихся в металле
избыточных электронов.
Анодные и катодные процессы происходят на различных участ-
ках, однако могут протекать и на одной поверхности, чередуясь
по времени.
Основными источниками блуждающих токов являются рельсо-
вые сети трамвая, метрополитена и электрифицированной желез-
ной дороги (рис. 8.1). Положительный полюс источника постоян-
208
1
Рис. 8.1. Схема возникновения и распределения блуждающих токов:
/ — контактный провод; 2 — пути движения блуждающих токов; 3 — газопровод;
4 — рельс; 5 — тяговая подстанция
него тока электрифицированного транспорта подключается к кон-
тактному проводу, а отрицательный — к ходовым рельсам. Ток от
положительной шины тяговой подстанции по питающей линии
поступает в контактный провод, а оттуда через токоприемник — к
двигателям электровоза и далее через колесные пары, рельсы и
землю в отсасывающую линию к минусовой шине. Стекающий в
землю ток, который называют блуждающим, тем больше, чем
меньше переходное сопротивление между рельсами и землей и
чем больше предельное сопротивление рельсов.
Наиболее значительные токи утечки наблюдаются на участках
путей электрифицированных железных дорог, где имеются малые
переходные сопротивления между рельсами и землей и большие
тяговые токи. Блуждающие токи, возникающие при этом, могут
распространяться на большие расстояния.
Блуждающие токи, проникая в подземный газопровод, созда-
ют три потенциальные зоны:
катодную — участок входа блуждающего тока из почвы в газо-
провод (не опасную в коррозионном отношении);
анодную — участок выхода блуждающего тока из газопровода;
(опасную в коррозионном отношении);
знакопеременную — участок газопровода, где наблюдается из-
менение потенциальной зоны во времени, т.е. возникают то анод-
ная, то катодная зоны.
Коррозионную активность грунта по отношению к углеродис-
той стали газопроводов оценивают по трем показателям (табл. 8.1):
удельному электрическому сопротивлению грунта;
потере массы образцов;
плотности поляризующего тока.
Критерием опасности коррозии является наличие положитель-
ной или знакопеременной разности потенциалов между трубопро-
водом и землей.
8 В. А. Жила
209
Таблица 8.1
Показатели коррозионной активности грунтов по отношению
к углеродистой стали
Степень коррозионной активности Удельное электри- ческое сопротивление грунта, Ом • м Потери массы образца, г Средняя плотность поляризующего тока, мА/см2
Низкая 100 До 1 До 0,05
Средняя 20... 100 1...2 0,05...0,2
Повышенная 10...20 2...3 0,2...0,3
Высокая 5...10 3...4 0,3.„0,4
Весьма высокая До 6 Свыше 4 Свыше 0,4
Все подземные стальные газопроводы должны быть защищены
от коррозии. Защиту от коррозии следует проектировать в соответ-
ствии с требованиями ГОСТ 9.015—74* «Единая система защиты
от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие техниче-
ские требования».
8.2. Защита газопроводов от почвенной коррозии
и блуждающих токов
Зашита газопроводов от коррозии подразделяется на пассив-
ную и активную.
Пассивная защита. Этот вид защиты предусматривает изоляцию
газопровода. При этом используют покрытие на основе битумно-
полимерных, битумно-минеральных, полимерных, этиленовых и
битумно-резиновых мастик (ГОСТ 15836 — 79). Основные характе-
ристики мастик приведены в табл. 8.2...8.6.
Таблица 8.2
Состав битумно-минеральных мастик
Мастика Компоненты мастик, % по массе
Битум БН-70/30 или БНИ-IV Битум БН-90/10 или БНИ-V Минеральный наполнитель Масло зеленое или соевое
I 75 — 25 —
II 75 25 —
III 70 — 25 5
IV — 75 22 3
210
Таблица 8.3
Физико-механические свойства битумно-минеральных мастик
Показатель Мастика
1 11 111 IV
Температура размягчения (ГОСТ 11606-73*), 'С, не менее 76 ...93 95...98 67... 73 80
Глубина проникания иглы при 25 °C (ГОСТ 11501-72*), мм"1, не менее 20...30 10...20 20... 25 10
Растяжимость при 25 °C (ГОСТ 11505—76*), см, не менее 3,0...3,5 1,5...2,0 3,0...4,0 2,0
Вспенивание Не допускается
Содержание воды (ГОСТ 2477—66*) Следы
Таблица 8.4
Состав битумно-полимерных мастик
Мастика Компоненты мастик, % по массе
Битум БН- 70/30 Битум БН- 90/10 Битум переокис- ленный с темпера- турой раз- мягчения 100... 110 К Атакти- ческий полипро- пилен Поли- этилен Поли- этилен порош- кообраз- ный неста- билизиро- ванный Масло зеленое или соевое
Битумно- атактиче- ская 95 — — 5 — — —
Бутадиен-3 — 80 — — 20 — —
Бутадиен-Л — — 80 — 20 — —
Бутилен-90 97 — — — — 3 —
Бутилен-80 92 — — — — 3 5
Таблица 8.5
Физико-механические свойства битумно-полимерных мастик
Показатель Мастика
Битумно- атактическая Бутадиен-3 Бутадиен-Л Бутилен-90 Бутилен-80
Температура размягчения, °C, не менее 80... 90 70 80 90 80
211
Окончание табл. 8.
Показатель Мастика
Битумно- атактическая Бутадиен-3 Бутадиен-Л Бутилен-90 Бутилен-80
Глубина проникания иглы при 25 °C; мм’1, не менее 14...24 30 20 15 20
Растяжимость при 25 °C, см 1,5 ...3,6 3,5 3,0 2,0 2,5
Вспучивание Не допускается
Содержание воды Следы
Таблица 8.1
Основные физико-механические свойства полимерных липких лент
Показатель По ГОСТ 9.015-74 Поливинилхлоридные Полиэтиленовые
ПИЛ (летняя, ТУ 6-9-103-78) ПВХ-СЛ (ТУ 51-456-78) ПВХ- лмл ПДБ и ПРДБ
Длина рулона, м, не менее 250± 1 250 250 250 100, 250
Толщина, мм, не менее: ленты слоя клея 0,3 0,1 0,3 0,35 0,3 0,2
Сопротивление разрыву, МПа, не менее 8 10 10 10 8
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее 80 190 80 100 200
Удельное элек- трическое сопро- тивление при 20 °C, Ом см, не менее 110" 110" 1 • IO10 110" 1 • 1014
Морозостойкость, °C, не менее -30 -30 -50 -60 -60
212
Окончание табл. 8.6
Показатель По ГОСТ 9.015-74 Поливинилхлоридные Полиэтиленовые
ПИЛ (летняя, ТУ 6-9-103-78) ПВХ-СЛ (ТУ 51-456-78) ПВХ- лмл ПДБи ПРДБ
Температурный режим эксплуата- ции, °C — -30...+55 -20...+40 -60... ...+50 -40... ...+60
Температура нанесения (ниж- ний предел), °C — 5 -12 -40 -20
Примечания: 1. Ширина лент 400, 450, 500 мм или по заказу.
2. Согласно ГОСТ 20477—86 в зависимости от толщины пленки основа может
быть марок А и Б.
Противокоррозионное покрытие должно иметь достаточные ме-
ханическую прочность, пластичность, хорошую прилипаемость к
металлу труб, обладать диэлектрическими свойствами, а также оно
не должно разрушаться от биологического воздействия и содер-
жать компонентов, вызывающих коррозию металла труб.
Активная защита. Методы активной зашиты в основном сводят-
ся к созданию такого электрического режима для газопровода, при
котором коррозия трубопровода прекращается.
Катодная защита. Этот вид защиты предусматривает придание
газопроводу отрицательного потенциала относительно окружающей
среды посредством помещения к нему источника постоянного тока.
Отрицательный полюс источника тока присоединяется к газопро-
воду, а положительный — к заземлителю (аноду). При этом анод-
ное заземление постепенно разрушается, защищая газопровод. Этот
вид защиты применяется от электрохимической коррозии и блуж-
дающих токов. Принципиальная схема катодной установки приве-
дена на рис. 8.2.
Ток от положительного полюса источника через соединитель-
ный кабель и анодное заземление переходит в почву. Из почвы
через дефектные места в изоляции ток проникает в газопровод и
по дренажному кабелю направляется к отрицательному полюсу ис-
точника. Происходит постепенное разрушение анода, что обеспе-
чивает защиту газопровода от коррозии под влиянием катодной
поляризации.
В качестве анодного заземления установок катодной защиты при-
меняют железокремниевые, углеграфитные, графитопластовые,
стальные и чугунные электроды. Тип анодного заземления выбира-
ют в зависимости от удельного сопротивления, глубины промер-
зания грунта, расположения других подземных металлических кон-
струкций.
213
Рис. 8.2. Схема катодной защиты:
1 — дренажный кабель; 2 — источник постоянного тока; 3 — соединительный
кабель; 4 — заземлитель (анод); 5 — газопровод; 6 — точка дренирования
Для городских условий наиболее эффективны глубинные ано-
ды, которые представляют собой цилиндрическое тело, собран-
ное из отдельных элементов, соединенных между собой при помо-
щи резьбы. В этом случае исключается коррозионное влияние на
смежные подземные металлические сооружения и увеличивается
зона защиты. Одна катодная станция обеспечивает защиту газо-
провода протяженностью до 1000 м.
Протекторная защита. При протекторной защите участок газо-
провода превращается в катод не за счет источника питания, а за
счет использования протектора. Последний соединен проводни-
ком с газопроводом и образует с ним гальваническую пару, в ко-
торой газопровод является катодом, а протектор — анодом. В каче-
стве протектора используется металл с более отрицательным по-
тенциалом, чем у железа.
Принцип работы протекторной защиты показан на рис. 8.3. Ток
от протектора 3 через грунт попадает на газопровод 6, а затем по
изолированному соединительному кабелю к протектору. Протек-
тор при стекании с него тока будет разрушаться, защищая газо-
провод.
Зона действия протекторной установки приблизительно 70 м.
Главное назначение протекторных установок — дополнение к дре-
нажной или катодной защите на удаленных газопроводах для пол-
ного снятия положительных потенциалов.
Электродренажная защита. При электродренажной защите ток
отводится из анодной зоны газопровода к источнику (рельсу или
отрицательной шине тяговой подстанции). Зона защиты около 5 км.
214
Рис. 8.3. Схема протекторной (электродной) защиты:
7 — контрольный пункт; 2 — соединительные кабели; 3 — протектор (электрод);
4 — заполнитель (соли + глина + вода); 5 — пути движения защитного тока
в грунте; 6 — газопровод
Применяют три типа дренажа: прямой (простой), поляризован-
ный и усиленный.
Прямой дренаж характеризуется двухсторонней проводимос-
тью (рис. 8.4). Дренажный кабель присоединяется только к отрица-
тельной шине. Главный недостаток заключается в возникновении
положительного потенциала на газопроводе при нарушении сты-
ковых соединений рельсов, поэтому, несмотря на простоту, эти
установки в городских газопроводах не применяют.
Поляризованный дренаж обладает односторонней проводимо-
стью от газопровода к источнику (рис. 8.5). При появлении поло-
жительного потенциала на рельсах дренажный кабель автомати-
чески отключается, поэтому его можно присоединять к рельсам.
Усиленный дренаж (рис. 8.6) применяют, когда на газопроводе
остается положительный или знакопеременный потенциал по от-
ношению к земле, а потенциал рельса в точке дренирования тока
выше потенциала газопровода. В усиленном дренаже дополнитель-
но в цепь включают источник ЭДС, позволяющий увеличить дре-
нажный ток. Заземлением в данном случае служат рельсы.
Рис. 8.4. Схема прямого (простого)
дренажа:
7 — защищаемый газопровод; 2 — ре-
гулировочный реостат; 3 — амперметр;
4 — предохранитель; 5 — отрицатель-
ная шина (отсасывающий кабель)
215
Рис. 8.5. Схема установки прямого поляризованного дренажа:
1 — защищаемый газопровод; 2 — дренажный кабель; 3 — дренажная установка
вентильного типа; 4 — реостат; 5 — вентильный (выпрямительный) элемент; 6 —
амперметр; 7 — предохранитель; 8 — генератор тяговой подстанции; 9 — фидер
питающий; 10 — контактный троллейный провод; 11 — пути движения блужда-
ющих токов
Сеть
220 В
Газопровод Рельс
Рис. 8.6. Схема усиленного дренажа УД-АКХ
Изолирующие фланцевые соединения и вставки. Дополнительно
к устройствам электрохимической защиты используют изолиру-
ющие фланцевые соединения (ИФС) и вставки. Они разбивают
газопровод на отдельные участки, при этом уменьшаются прово-
димость и сила тока, протекающего по газопроводу. ИФС — про-
кладки между фланцами из резины и эбонита. Вставки из полиэти-
леновых труб применяют для отсечения различных подземных со-
оружений друг от друга.
Установка ИФС приводит к сокращению затрат электроэнер-
гии за счет исключения потерь тока перетекания на смежные ком-
муникации.
ИФС устанавливают на вводах к потребителям, подземных и
надводных переходах газопроводов через препятствия, а также на
вводах газопроводов в ГРС, ГРП и ГРУ.
Электрические перемычки. Электрические перемычки устанав-
ливают на смежных металлических сооружениях в том случае, ког-
да на одном сооружении имеются положительные потенциалы
(анодная зона), а на другом — отрицательные (катодная зона),
при этом на обоих сооружениях устанавливаются отрицательные
потенциалы. Перемычки применяют при прокладке по одной ули-
це газопроводов различного давления.
8.3. Мероприятия по защите подземных газопроводов
от коррозии
Все подземные стальные трубопроводы должны быть защище-
ны от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающи-
ми токами.
Защита от коррозии подземных стальных трубопроводов осу-
ществляется по проектам, составленным в соответствии с требо-
ваниями ГОСТ 9.015—74. Проекты зашиты от коррозии подзем-
ных стальных трубопроводов должны разрабатываться одновременно
с их проектированием.
Мероприятия по защите от коррозии строящихся подземных
трубопроводов и включение в работу устройств электрохимиче-
ской защиты должны осуществляться до сдачи трубопроводов в
эксплуатацию, но не позднее чем через шесть месяцев после ук-
ладки их в грунт.
Внешняя поверхность подземных металлических трубопроводов
подвергается электрохимической коррозии, которая в зависимо-
сти от условий может быть вызвана взаимодействием наружной
поверхности металла с окружающей средой (почвой) или воздей-
ствием на металл блуждающих токов.
Опасность почвенной коррозии подземных металлических со-
оружений, зависящая от коррозионной активности грунта по от-
ношению к стальным подземным трубопроводам, определяется
Таблица 8.7
Показатели коррозионной активности грунта по отношению к стали
Степень коррозионной активности Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-m Потери массы образца, г Средняя плотность поляризующего тока, мА/см
Низкая Свыше 100 До 1 До 0,05
Средняя 20... 100 1...2 0,05...0,2
Высокая До 20 Свыше 2 Свыше 0,2
тремя показателями: удельным электрическим сопротивлением
грунта, потерями массы образцов и плотностью поляризующего
тока (табл. 8.7).
Критерием опасности коррозии, вызываемой блуждающими
токами, является наличие положительной или знакопеременной
разности потенциалов между трубопроводом и землей (анодной
или знакопеременной зоны). Опасность коррозии подземных тру-
бопроводов блуждающими токами оценивают на основании элек-
трических измерений. Основным показателем, определяющим опас-
ность коррозии стальных подземных трубопроводов под действием
переменного тока электрифицированного транспорта, является
смещение разности потенциалов между трубопроводом и землей в
отрицательную сторону не менее чем на 10 мВ по сравнению со
стандартным потенциалом трубопровода.
Защита подземных стальных трубопроводов от почвенной корро-
зии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, осуществляет-
ся путем их изоляции от контакта с окружающим грунтом и ограни-
чения проникновения блуждающих токов из окружающей среды и
путем катодной поляризации металла трубопровода.
Для уменьшения влияния коррозии рационально выбирают трас-
су трубопровода, а также используют различные типы изоляцион-
ных покрытий и специальные способы прокладки газопроводов.
Подземные стальные трубопроводы, прокладываемые непосред-
ственно в грунтах с высокой коррозионной активностью, защи-
щают от почвенной коррозии с помощью изоляционных покры-
тий и катодной поляризации. Причем при использовании катод-
ной поляризации поляризационные потенциалы, создаваемые на
всей поверхности трубопровода, по абсолютному значению долж-
ны соответствовать значениям, указанным в табл. 8.8.
Измерение поляризационных потенциалов на подземных сталь-
ных трубопроводах осуществляют на специально оборудованных
контрольно-измерительных пунктах. На действующих стальных тру-
бопроводах, не оборудованных такими пунктами, для измерения
поляризационных потенциалов допускается осуществлять катод-
218
Таблица 8.8
Нормированные значения поляризационных (защитных) потенциалов
Металл трубопровода Поляризационный (защитный) потенциал по отношению к медно-сульфатному неполяризующемуся электроду в любой среде, В
минимальный максимальный
Сталь с защитным покрытием -0,85 -1,1
Сталь без защитного покрытия -0,85 Не ограничивается
ную поляризацию таким образом, чтобы значения потенциала тру-
бы по отношению к медно-сульфатному электроду сравнения со-
ставляли -0,87...-2,5 В.
Катодную поляризацию подземных стальных трубопроводов
проводят таким образом, чтобы исключить вредное влияние ее на
соседние подземные металлические сооружения. Это достигается
уменьшением абсолютного значения минимального потенциала и
увеличением абсолютного значения максимального защитного по-
тенциала соседних подземных металлических сооружений, ранее
не требовавших защиты.
Коррозионные измерения на подземных стальных трубопроводах.
Коррозионные измерения на подземных стальных трубопроводах
выполняют для определения степени опасности электрохимиче-
ской коррозии подземных трубопроводов и эффективности дей-
ствия электрохимической защиты.
Коррозионные измерения должны осуществляться при проек-
тировании, строительстве и эксплуатации противокоррозионной
защиты подземных стальных трубопроводов.
Целью коррозионных измерений при проектировании защиты
вновь сооружаемых подземных трубопроводов является выявление
участков трасс, опасных в отношении подземной коррозии. При
этом определяют коррозионную активность грунта и значения блуж-
дающих токов в земле.
При проектировании защиты уложенных в землю трубопрово-
дов проводят коррозионные измерения с целью выявления участ-
ков, находящихся в зонах коррозионной опасности, вызванной
агрессивностью грунта или влиянием блуждающих токов. Опреде-
ляют коррозионную активность грунта, измеряя разность потен-
циалов между трубопроводом и землей, а также определяя значе-
ние и направление тока в трубопроводе.
Коррозионные измерения при строительстве подземных трубо-
проводов делятся на две группы: проводимые при производстве
изоляционно-укладочных работ и проводимые при монтажных ра-
ботах и наладке электрохимической защиты. При монтажных рабо-
219
тах и наладке электрохимической защиты измерения проводят для
определения параметров установок электрохимической защиты и
контроля эффективности их действия.
В сети действующих трубопроводов измерение потенциалов про-
водят в зонах действия средств электрозащиты подземных соору-
жений и в зонах влияния источников блуждающих токов два раза в
год, а также после каждого значительного изменения коррозион-
ных условий (режима работы электрозащитных установок, систе-
мы электроснабжения электрифицированного транспорта). Резуль-
таты измерения фиксируют в картах-схемах подземных трубопро-
водов. В остальных случаях измерения производят один раз в год.
Приборы для коррозионных измерений и вспомогательное обору-
дование. Удельное сопротивление грунта определяют с помощью
специальных измерительных приборов М-416, Ф-416 и ЭП-1М.
Для измерения напряжений и тока при коррозионных измере-
ниях используют показывающие и регистрирующие приборы. Вольт-
метры применяют с внутренним сопротивлением не менее 20 кОм
на 1 В. При проведении коррозионных измерений наибольшее рас-
пространение получили неполяризующиеся медно-сульфатные
электроды.
Медно-сульфатный неполяризующийся электрод ЭН-1 состоит
из пористой керамической чашки и пластмассовой крышки, в ко-
торую ввинчивается медный стержень. В медном стержне сверху
высверлено отверстие для присоединения вилки. Во внутреннюю
плоскость электрода заливается насыщенный раствор медного ку-
пороса. Сопротивление электрода не более 200 Ом. Габаритные раз-
ысота 102 мм; диаметр 94 мм; масса 0,35 кг.
В футляре обычно размещают два электрода.
Неполяризующийся медно-сульфатный элек-
трод сравнения НН-СЗ-58 (рис. 8.7) состоит из
неметаллического корпуса 3 с деревянной по-
ристой диафрагмой 5, крепящейся к корпусу с
кольцом 4. В верхней части сосуда через рези-
новую пробку 7 проходит медный стержень 2,
имеющий на наружном конце зажим (гайку с
шайбами) для подключения соединительного
провода.
Переносной неполяризующийся медно-суль-
фатный электрод сравнения МЭП-АКХ состо-
ит из пластмассового корпуса с пористым кера-
меры электрода:
Рис. 8.7. Неполяризующийся медно-сульфатный элек-
трод сравнения НН-СЗ-58:
1 — резиновая пробка; 2 — медный стержень; 3 — корпус;
4 — кольцо; 5 — диафрагма
220
Рис. 8.8. Неполяризующийся медно-сульфатный
электрод длительного действия с датчиком элек-
трохимического потенциала МЭСД-АКХ:
1 — предохранительная трубка; 2 — медный стер-
жень; 3 — электролит; 4 — керамический корпус;
5 — датчик электрохимического потенциала
мическим дном и навинчивающейся крыш-
кой с впрессованным в нее медным элект-
родом. Электрод выпускают с различной
формой пористого дна — плоской, кони-
ческой или полусферической. Материалы,
из которых изготовлены электроды МЭП-
АКХ, и заливаемый в них электролит по-
зволяют проводить измерения при темпе-
ратурах до -30 °C. Электролит состоит из двух
частей этиленгликоля и трех частей дистил-
лированной воды. В теплое время года в электродах может быть
использован электролит из обычного насыщенного раствора суль-
фата меди.
Стальные электроды представляют собой стержень длиной
30...35 см, диаметром 15.„20 мм. Конец электрода, забиваемый в
землю, заточен в виде конуса. На расстоянии 5...8 см от верхнего
конца электрод просверлен, и в отверстие запрессован болт с гай-
кой для подключения измерительных приборов.
Неполяризующийся медно-сульфатный электрод длительного
действия с датчиком электрохимического потенциала использует-
ся в качестве электрода сравнения при измерениях разности по-
тенциалов между трубопроводом и землей, а также поляризован-
ного потенциала стального трубопровода, защищаемого методом
катодной поляризации.
Неполяризующийся медно-сульфатный электрод длительного
действия с датчиком электрохимического потенциала МЭСД-АКХ
(рис. 8.8) состоит из керамического корпуса, заполненного элек-
тролитом повышенной вязкости; стержня из красной меди марки
М1-Т-КР7, установленного в электролите; датчика электрохими-
ческого потенциала; соединительных проводников и предохрани-
тельной трубки длиной 1,5 м.
Датчик электрохимического потенциала представляет собой
стальную пластину размером 25x25 мм и толщиной 1,5... 2 мм. Дат-
чик вмонтирован в гнездо, укрепленное на внешней цилиндри-
ческой поверхности электрода. Свободные концы соединительных
проводников от медного стержня электрода и датчика припаяны к
штекерам. Штекер от датчика на конце имеет косой срез.
Основные параметры и размеры электрода МЭСД-АКХ следу-
ющие:
221
Переходное электрическое сопротивление электрода, кОм...3
Диаметр корпуса электрода, мм................... 120 +/- 10
Высота корпуса электрода, мм.................... 240 +/- 10
Длина защитного кожуха (трубки) контактных
проводников электрода, мм, не менее..................1480
Масса электрода, кг.....................................3
Методика проведения измерительных работ по определению опас-
ности коррозии. Удельное электрическое сопротивление грунта оп-
ределяют для выявления участков трассы прокладки трубопрово-
дов с высокой коррозионной активностью, требующей выполне-
ния защиты от коррозии, а также для расчета необходимых катод-
ной и протекторной защиты. Удельное электрическое сопротивле-
ние грунта на проектируемой трассе трубопровода определяют с
интервалами в 100... 150 м. В действующей сети измерения прово-
дят через каждые 100... 200 м вдоль трассы на расстоянии 2... 4 м от
оси трубопровода.
Удельное электрическое сопротивление грунта (рис. 8.9)
р = KMJ/I.
Коэффициент, зависящий от материала труб,
К= 2п[1М + 4)(4 + + О + Л(4 + /з)]}-
При измерении удельного электрического сопротивления
грунта приборами М-416, Ф-416 и МС-08 расстояния между
электродами принимаются одинаковыми и равными глубине про-
кладки подземного сооружения. В этом случае удельное электри-
ческое сопротивление грунта
р = 2naR,
где а — расстояние между электродами, равное глубине проклад-
ки подземного сооружения, м; R — сопротивление, измеренное
прибором, Ом.
При определения коррозионной активности по потере массы
стальных образцов и поляризационным кривым производят отбор
и обработку проб испытываемого грунта.
Пробы грунта отбирают в шурфах, скважинах и траншеях из
слоев, расположенных на глубине прокладки сооружения, с ин-
тервалами 50...200 м на расстоянии 0,3...0,5 м от боковой стенки
I
MJ
В
Рис. 8.9. Схема определения удельного
_L сопротивления грунта
222
0 20
Рис. 8.10. Установка для определения коррозионной активности грунта
по потере массы стальных образцов:
1 — испытуемый грунт; 2 — стальная трубка; 3 — банка; 4 — выключатель
трубы. Для пробы берут 1,5... 2 кг грунта и удаляют из него твердые
включения размером более 3 мм.
Определение коррозионной активности грунта по потере массы
стальных образцов производят на специальной установке (рис. 8.10),
состоящей из жестяной банки, источника регулируемого напря-
жения постоянного тока би стального образца. Образец представ-
ляет собой стальную трубку длиной 100 мм, изготовленную из во-
догазопроводных труб, проточенную снаружи и внутри.
Стальной образец устанавливают в жестяную банку и изолиру-
ют от дна банки с помощью пробки. Пробку укрепляют на нижнем
торце трубки так, чтобы расстояние между трубкой и банкой было
10... 12 мм. Отобранную пробу грунта просушивают. Банку запол-
няют испытуемым грунтом на 5 мм ниже верхнего конца трубки.
Грунт увлажняют дистиллированной водой до появления на его
поверхности непоглощенной влаги. К трубке подключают положи-
тельный, а к банке — отрицательный полюс регулируемого источ-
ника постоянного тока. Трубка находится под током в течение 24 ч
при напряжении между трубкой и банкой 6 В.
После отключения тока трубку извлекают из грунта, очищают
от него и рыхлых продуктов коррозии и подвергают катодному
травлению в 8 %-ном растворе гидрата оксида натрия при плотно-
сти тока 15...20 А/дм2 до полного удаления продуктов коррозии.
После удаления продуктов коррозии образец промывают дистил-
лированной водой, высушивают и взвешивают.
Определение коррозионной активности грунта по отношению
к стали по поляризационным кривым производится с помощью
схемы, показанной на рис. 8.11.
Схема включает в себя:
источник регулируемого напряжения постоянного тока G;
прерыватель тока ПТ1;
223
Рис. 8.11. Схема для определения коррозионной активности грунта по
поляризационным кривым:
ХТ1, ХТ2 — клеммы для подсоединения вольтметра; ХТЗ, ХТ4, ХТ5 — клеммы
соответственно для подсоединения датчика, трубы и электрода сравнения
стакан вместимостью не менее 1 л из материала, обладающего
диэлектрическими свойствами;
вольтметр PVс внутренним сопротивлением не менее 20 кОм и
миллиамперметр РА.
электроды Е1 и Е2.
К каждому электроду припаивают изолированный проводник.
Пробу грунта отбирают, сохраняя ее влажность, и помещают в
стакан. Один электрод присоединяют к положительному полюсу
источника тока, другой — к отрицательному. Для снятия поляри-
зационной кривой электроды поляризуют при увеличении плот-
ности тока. При этом достаточно задания трех-четырех значений
тока. На основании полученных данных строят диаграмму.
Определение наличия блуждающих токов в земле. Наличие блуж-
дающих токов в земле на трассе проектируемого трубопровода оп-
ределяют по результатам измерений разности потенциалов между
проложенными в данном районе подземными металлическими со-
оружениями и землей.
Схема электрических измерений для обнаружения блуждающих
токов в земле приведена на рис. 8.12. При проведении измерений
используют медно-сульфатные элек-
троды сравнения. Возможны два ва-
рианта расположения измерительных
электродов на местности: параллель-
но будущей трассе сооружения, а за-
тем перпендикулярно к оси трассы и
Рис. 8.12. Схема измерений для обнару-
жения блуждающих токов в земле:
1 — медно-сульфатный электрод; 2 — изоли-
рованные провода
224
в соответствии со сторонами света. Второй вариант наиболее удо-
бен в тех случаях, когда изучаются коррозионные условия целого
района, а также при сложной трассе подземного сооружения.
Если одна из установок ориентирована по предполагаемой трассе
трубопровода, то положительная клемма прибора подключается к
электроду, направленному в сторону ее начала. Электроды, уста-
новленные перпендикулярно, подключают так, чтобы «нижний»
электрод соединялся с положительной клеммой прибора, а «верх-
ний» — с отрицательной. При расположении по второму варианту
электроды, ориентированные на юг и запад, соединяют с поло-
жительными клеммами соединительных приборов, а на север и
восток — с отрицательными.
Если измеряемая разность потенциалов устойчива, т. е. не изме-
няется по амплитуде и знаку, это указывает на наличие в земле
токов почвенного происхождения либо токов от линии передачи
постоянного тока по системе провод—земля.
Если измеряемая разность потенциалов имеет неустойчивый ха-
рактер, т. е. изменяется по амплитуде и знаку или только по амп-
литуде, это указывает на наличие блуждающих токов от электри-
фицированного транспорта.
Измерение разности потенциалов между трубопроводом и землей.
Измерения производят при помощи высокоомных показывающих
или самопишущих приборов. Положительную клемму измеритель-
ного прибора присоединяют к трубопроводу, а отрицательную —
к электроду сравнения.
Измерения выполняют в контрольно-измерительных пунктах или
существующих на трубопроводах устройствах (сифонах, задвиж-
ках, гидрозатворах, регуляторных станциях и узлах домовых вво-
дов). При проведении измерений на контрольно-измерительных
пунктах соединительный провод от отрицательной клеммы вольт-
метра подключают к электроду сравнения контрольно-измеритель-
ных пунктов. В остальных случаях соединительный провод подклю-
чают к временному электроду сравнения.
Временные неполяризующиеся медно-сульфатные электроды
сравнения устанавливают на минимальном расстоянии от трубо-
провода.
Измерение силы и направления тока в трубопроводе производят
милливольтметрами М-254, УКИП-73, а также самописцем Н-399.
При измерении силы и направления тока, протекающего по
трубопроводу, милливольтметр подключают к двум его доступным
точкам на участке, не имеющем задвижек, компенсаторов, ответ-
влений, контактов со смежными сооружениями и электрозащит-
ных устройств.
О направлении тока в трубопроводе судят по отклонению стрелки
прибора от нуля шкалы в сторону зажима, имеющего более высо-
кий потенциал.
225
Контакт с трубопроводом обеспечивается либо с помощью ка-
тодных выводов, либо с помощью магнитных контактов, устанав-
ливаемых на шурфе.
Среднее значение тока, протекающего в трубопроводе:
1ср = дс^/л,
где ДС4р — среднее значение падения напряжения на участке под-
земного сооружения, В; R — сопротивление трубопровода между
точками измерения, Ом.
Измерение разности потенциалов между трубопроводом и землей
в зонах действия электротранспорта, работающего на переменном
токе. Для выявления зон влияния блуждающих токов электрофи-
цированного транспорта, работающего на переменном токе, про-
водят измерения переменных потенциалов трубопровода относи-
тельно земли.
Измерение смещения потенциала стальных трубопроводов произ-
водят по схеме с компенсацией стационарного потенциала (рис. 8.13).
Стационарный потенциал стали по отношению к медно-сульфат-
ному электроду компенсируется включением в измерительную цепь
встречной ЭДС источника постоянного тока.
Для защиты измерительных устройств приборов от влияния пе-
ременного тока в измерительную цепь включают дроссель индук-
тивностью не менее 100 мГн.
При одновременном воздействии на трубопроводы переменно-
го и постоянных блуждающих токов электротранспорта смещение
электродного потенциала может быть вызвано влиянием постоян-
ных блуждающих токов.
Для уточнения источника тока, вызывающего смещение элект-
родного потенциала, а также определения стационарного потен-
циала трубопровода синхронно проводят измерение переменного
потенциала трубопровода по отношению к земле и смещению элек-
тродного потенциала.
По данным синхронных измерений строят диаграмму измене-
ния потенциалов во времени: на оси ординат откладывают в мас-
штабе средние значения разности потенциалов при переменном и
постоянном токах (смещение потенциалов), а по оси абсцисс —
время в минутах. Если смещение электродного потенциала в отри-
цательную сторону на протяжении измерений неизменно совпа-
Рис. 8.13. Компенсационная схема измерений:
I — регистор с сопротивлением 100 Ом; 2 —
дроссель с индуктивностью не менее 100 мГн; 3 —
медно-сульфатный электрод сравнения; 4 — ре-
гулируемый регистр с сопротивлением 500 Ом;
5 — трубопровод
226
дает с увеличением переменного потенциала трубопровода по от-
ношению к земле, то оно связано с воздействием переменного
тока и свидетельствует о коррозионной опасности.
Измерения смещения потенциала трубопровода выполняют так-
же с целью проверки возможности использования действующих
на трубопроводе защитных устройств от почвенной коррозии (ка-
тодной или протекторной защиты), а также при включении вре-
менных защит и для выбора исходных параметров проектируемых
катодных устройств.
Методика измерений поляризационных потенциалов трубопрово-
дов в зоне действия средств электрохимической защиты. Методика
устанавливает порядок работы при проведении измерений поля-
ризационных потенциалов подземных стальных трубопроводов в
зоне действия электрохимической защиты от почвенной коррозии
и от коррозии, вызываемой блуждающими токами.
Поляризационный потенциал трубопровода измеряют на спе-
циально оборудованном контрольно-измерительном пункте с по-
мощью медно-сульфатного электрода длительного действия с дат-
чиком электрохимического потенциала.
Поляризационный потенциал измеряют с помощью прерыва-
теля тока и вольтметра, схема подключения которых к контрольно-
измерительному пункту приведена на рис. 8.14.
Прерыватель тока обеспечивает повременную коммутацию це-
пей датчик—трубопровод и датчик — электрод сравнения.
Измерение поляризационного потенциала производят следую-
щим образом:
отсоединяют контрольные проводники от трубопровода 4 и дат-
чика 2;
к соответствующим клеммам прерыва-
теля тока 1 присоединяют контрольные
проводники от трубопровода 4, датчика 2,
электрода сравнения 3 и вольтметр;
включают прерыватель тока 7;
через 10 мин после включения преры-
вателя тока снимают первое показание
вольтметра;
следующие показания снимают через
каждые 5 с.
Рис. 8.14. Схема измерения поляризационно-
го потенциала в контрольно-измерительном
пункте:
) — прерыватель тока; 2 — датчик электрохими-
ческого потенциала; 3 — электрод сравнения; 4 —
трубопровод
227
Таблица 8.9
Нормированные значения падения напряжения в рельсах
Основание рельсового пути трамвая Максимальное допустимое падение напряжения, В, при числе месяцев в году со среднемесячной температурой выше -5 ’С
3...4 5 ...6 7...8 9... 10 11...12
Бетонное с рельсами, утопленными в бетон 1,2 0,8 0,6 0,5 0,4
Песчаное с замощением 6 4 3 2,5 2
Щебеночное с замощением или песчаное со слоем битуминизированного песка по штучным покрытиям 9,6 6,4 4,8 4 2,2
Бетонное с электроизоля- цией корыта шпально- песчаным слоем 10... 12 мм 12 8 6 5 4
Рис. 8.15. Схема измерения сопро-
тивления контактов в местах при-
соединения отрицательных линий
ков, сопротивления контактов
Измерения на рельсовых путях
электрифицированного транспорта.
С целью контроля за выполнением
мероприятий по ограничению то-
ков утечки на рельсовых путях
электрифицированного транспор-
та производят измерения парамет-
ров, ограничивающих токи утечки.
На рельсовых сетях трамвая
производят измерения электриче-
ского сопротивления сборных сты-
в местах присоединения отрица-
тельных линий, разности потенциалов между рельсами и землей.
По результатам измерений строят диаграмму потенциалов рель-
совой сети. Затем полученные значения сравнивают с нормами
падения напряжения в рельсах, приведенных в табл. 8.9.
Сопротивление контактов в местах присоединения отрицательных
линий измеряют вольтметром, включенным по схеме на рис. 8.15.
Глава 9
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДА
(КУРСОВОЙ ПРОЕКТ)
9.1. Расчет сети низкого давления (район II)
Необходимо рассчитать кольцевой газопровод низкого дав-
ления для II района, показанного на Генеральном плане города
(рис. 9.1). Плотность населения в районе газоснабжения составляет
т = 375 чел./га. Норма расхода газа на одного жителя #уд = 0,062 м3/
/(ч • чел). Сосредоточенных нагрузок нет. Длины сторон колец и пло-
щади застройки жилых кварталов снимаются с чертежа с помо-
щью линейки в соответствии с масштабом изображения. Для газо-
снабжения используется природный газ. Питание сети произво-
дится в четырех точках от ГРП, также указанных на чертеже. Рас-
четный перепад давлений в сети Ддс = 1000 Па. Найдем расходы
газа во всех контурах сети.
Удельные путевые расходы для всех питающих контуров сети
II района. Расчет начинается с определения удельных путевых рас-
ходов. Для этого зону газоснабжения разбивают на зоны, которые
питаются от определенных контуров, и определяются максималь-
ные часовые расходы для каждой зоны. Численность населения,
проживающего в данной зоне, определяется произведением плот-
ности населения на ее площадь:
N^fm.
Расход газа газоснабжаемой зоны
Qi = NiQya-
Удельный путевой расход для каждого контура, м3/(ч-м),
<7,= Qi/h,
где Qi — расход газа, м3/ч; /, — суммарная длина питающего кон-
тура.
Результаты расчетов сводим в табл. 9.1.
Далее задаем начальное распределение потоков в сети. Схема га-
зопровода низкого давления для II района показана на рис. 9.2. На
начальном этапе направления движения газа назначаются от точек
229
Рис. 9.1. Генеральный план города
230
D„x S = 140 x 4,5 мм
/ = 440 м
0 = 145,6 м3/ч
Др = 336,6 Па
D„ х S = 237 х 7 мм
/=370 м
Q = 607,9 м3/ч
Др = 142,5 Па
D„ х S - 159 х 4 мм
/ = 550 м
О = 209,6 м3/ч
Др = 429,6 Па
DH х 159 х 4,5 мм
/ = 370 м
Q - /42,6 м3/ч
Ар = 146,5 Па
DK х S- 159 х 4 мм
/= 380 м
0= 131,7 м3/ч
Др = 121,2 Па
D„ х S = 159 х 4 мм
/=440 м у
Q = 200,6 м3/ч /
Ар = 343,6 Па /
DK х S = 140 х 4,5 мм
/ = 550м
Q= 136,4 м3/ч
Ар - 363,0 Па
II
С„х5= 108х 4 мм
/=440м
Q = 68,4 м3/ч
Др = 300,1 Па
DH х 5- 114 х 4 мм
/= 160 м
Q =98,3 м3/ч
Др = 177,8 Па
15
DHxS = 159 x 4мм
/=370м
Q = 159,5 м3/ч
Др = 179,1 Па
D„ х 5 = 89 х 3 мм
/=340м
Q = 40,4 м3/ч
Др = 220,7 Па
DH х S = 88,5 х 4 мм
/=360м
Q = 45,5 м3/ч
Др = 392,0 Па
DH х S = 273 х 7 мм
/=320м
Q= 649,1 м3/ч
Др = 154,9 Па
DHx S- 133 х 4 мм
/=380 м
0= 121,1 м3/ч
Др = 259,2 Па
DK х 5= 133 х 4 мм
/=380 м у
О=162,8м3/ч /
Ар = 468,2 Па /
(hi
DHxS = 219 х 6 мм
/ = 630 м
0=201,1 м3/ч
Др = 90,1 Па
/)н х S= 219 х 6 мм
/=550м
Q = 334,0 м3/ч
Др = 199,7 Па
D„ х S = 70 х 3 мм
/=380м
Q = 43,4 м3/ч
Др = 1003,2 Па
rv.
Рн х S = 219 х 6 мм
/=370м
Q = 312,6 м3/ч
vi
/>н х 5 = 70 х 3 мм
/=370м
0=39,2 м3/ч
\Лр = 814,0 Па
12
D„xS = 114 х 4 мм
/=550м
О=109,0м3/ч
Др = 750,2 Па
^№4
16
DK х S = 89 х 3 мм
/=240м
Q = 64,0 м3/ч
Др = 369,6 Па
DH х 5= 114x4 мм
/=550м
О = 104,5 м3/ч
Др = 713,9 Па
/)нх 5= 88,5x4 мм
/=320м
Q = 30,4 м3/ч
Др = 161,9 Па
№ 1
I
2
3
4
5
6
8
9
Рис. 9.2. Расчетная схема сети низкого давления
питания к периферии кратчайшими путями. Далее вычисляются
путевые расходы для всех участков сети:
Gp=0J55Qn+Qip>
где 0П — путевой расход газа на участке, м3/ч; (2тр — транзитный
расход газа на участке, м3/ч.
231
Таблица 9.3
Ориентировочные потери давления на участках сети
ГРП 2/„ м 910/Z/,, Па/м
№ 1 2/1.2.3.6 = 370 + 550 + 440 = 1360 0,669 r '
Е/|-2-5-б = 370 + 440 + 550 = 1360 0,669
Х/1-4-5-6 = 440 + 370 + 550 = 1360 0,669
№ 2 Х/9_б= 380 2,395
Х/9.8.5-6= 550 + 380 + 550 = 1480 0,615
Х/9-8-7-4-5-6 = 550 + 370 + 380 + 370 + 550 = 2220 0,410
S/9.l2 = 370 2,459
№3 Z/io.7.4-5-6 = 160 + 380 + 370 + 550 = 1460 0,623
2^/10-15-14= 630 + 360 =990 0,919
2/l0-i3-i4 = 380 + 340 = 720 1,264
№ 4 2/,6-i i-s-s-6 = 320 + 370 + 380 + 550 = 1620 0,562
^/16-15-14 ~ 240 + 360 = 600 1,517
2/16-П-12 = 550 + 320 = 870 1,046
2/i6-ii-i2 =320 + 550 = 870 1,046
Z/,6-1 i-8-7-4-9-6 = 320 + 370 + 370 + 380 + 370 + + 550 = 2360 0,386
Ориентировочные потери давления на участках сети сведем в
абл. 9.3.
Диаметр трубопровода подбираем исходя из ориентировочных
тотерь давления и расчетного расхода газа на участках, которые
гаходим по номограмме. Результаты расчетов сводим в табл. 9.4.
Потери давления на участке, Па,
( Ар'I /
ДР= у /.
Ошибка при расчете должна быть < 10 %:
>34
О=~* , ,100%.
0,5£|Др|
К
Для окончательной гидравлической увязки используем следу-
ющие формулы:
поправочный расход, м3/ч,
Д& = А Ок +а&;
поправка первого порядка, м3/ч, .
а0>—^-7-;
l,75Sf
к VZ
поправка второго порядка, м3/ч,
с.к
ао:=^
Х| f JA&.K
у ^P‘j
ttQe
окончательный расчетный расход
Оновуч =(2 + А0,
где А0 = AQK - АСс.к — поправочный расход на участке, м3/ч; Д0с к —
поправочный расход соседнего кольца (прибавляется к расходу на
участке с противоположным знаком), м3/ч.
Поправки первого порядка контуров сети:
bQ\ =---~41’9-— = 5,0 м3/ч; ДО» =----——7 = 0,6 м3/ч;
1,75-4,792 11 1,75-10,046
Д0' =------^9— = _7 0 з. q, =-------------1827----= з
1,1 1,75-5,245 ' ™ 1,75-25,249
лЛ=-гет=-4-8м1/ч;
—47 4. 7Q R
де™ =-1тте=1’4м /ч; ЛО«" “-ктат-1-0"/ч-
Поправки второго порядка контуров сети:
А0Г = -
0,6-1,495-7,0-0,905
4,792
= -1,1 м3/ч;
235
Гидравлический расчет кольцевой
Кольцо (см. рис. 9.2) Участки кольца Предварительное распределение
Узлы Смежные кольца /, м Рнх5, мм Q, м3/ч Др//, Па/м Др, Па
I 1-2 1-4 370 440 273x7 140x4,5 604,0 -149,5 0,35 0,74 129,5 -325,6
2-5 II 440 159x4 197,2 0,67 294,8
4-5 III 370 159x4 -155,4 О = -9,4 % 0,38 -140,6 Хдр = -41,9 Х|Др1 = 890,5
II 2-3 2-5 I 550 440 159x4 159x4 209,1 -197,2 0,71 0,67 390,5 -294,8
3-6 5-6 IV 440 550 108x4 140x4,5 68,2 -141,3 О = -1,6 % 0,62 0,69 272,8 -379,5 Едр=-п Е|Др|= 1337
Ill 4-5 7-4 I 370 380 159x4 159x4 155,4 140,6 0,38 0,35 140,6 133
8-5 IV 380 133x4 -158,6 0,99 -376,2
8-7 V 370 159x4 162,9 0= 15,7% 0,45 166,5 Едр = 63,9 2|Др| = 816,3
IV 5-6 II 550 140x4,5 141,3 0,69 379,5
8-5 9-6 III 380 380 133x4 70x3 158,6 -38,7 0,99 2,00 376,2 -760
9-8 VI 550 219x6 338,0 0 = 21,5% 0,34 187 Едр= 182,7 Е|Др|= 1702,7
V 8-7 10-7 III 370 160 159x4 114x4 -162,9 103,8 0,45 1,19 -166,5 190,4
10-15 VII 630 219x6 -194,3 0,12 -75,6
11-8 VI 370 219x6 -307,8 0,29 -107,3
16-11 16-15 VIII 320 240 273x7 89x3 -644,8 69,5 0= 15,4% 0,44 1,59 -140,8 381,6 Хдр=81,8 £|Др|= 1062,2
236
Таблица 9.4
сети низкого давления
расходов Окончательное распределение расходов
Др/с, (Пач)/м3 да, М3/Ч Д£), м3/ч <2р, М3/Ч Др/4 Па/м Др, Па 1,1 Др, Па
0,214 -3,9 600,1 0,35 129,5 142,5
2,178 -3,9 -153,4 0,70 -308 338,8
1,495 -3,8 193,4 0,71 312,4 343,6
0,905 Z = 4,792 -3,9 -13,0 0 = 0,14% -168,4 0,36 -133,2 Хдр = 0,7 Х|Др| = 883,3 146,5
1,868 -0,1 209,0 0,71 390 429,6
1,495 3,8 -193,4 0,71 -312,4 343,6
4,000 -0,1 68,1 0,62 272,8 300,1
2,686 L = 10,05 -0,1 -5,1 0 = 3,2% -146,4 0,6 -330 Хдр = 20,9 Х|Др|= 1305 363
0,905 13,0 168,4 0,36 133,2 146,5
0,946 9,1 149,7 0,29 110,2 121,2
2,372 4,2 -154,4 1,12 -425,6 468,2
1,022 X = 5,245 9,1 з,з О = 4,66 % 166,2 0,44 162,8 £др = 19,4 Х|Др|= 831,8 179,1
2,686 5,1 146,4 0,60 330 363
2,372 -4,2 154,4 1,12 425,6 468,2
19,638 5,0 -33,7 2,40 -912 1003,2
0,553 Z = 25,249 5,0 4,3 0 = 2,71 % 342,3 0,33 181,5 Хдр = 25,1 £|Др|=1849,1 199,7
1,022 -3,3 -166,2 0,44 -162,8 179,1
1,834 5,8 109,6 1,01 161,6 177,8
0,389 12,0 -182,3 0,13 -81,9 90,1
0,349 5,1 -302,7 0,29 -107,3 118,0
0,218 5,8 4,5 -640,3 0,44 -140,8 154,9
5,491 X = 9,303 5,8 О = 0,97 % 75,3 1,40 336,0 Хдр = 4,8 Z|Ap| = 990,4 369,6
237
Кольцо (см. рис. 9.2) Участки кольца Предварительное распределение
Узлы Смежные кольца /, м Лнх5, мм Q, м3/ч Др//, Па/м Др, Па
VI 9-8 9-12 11-8 11-12 IV V VIII 550 370 370 550 219x6 70x3 219x6 114x4 -338,0 39,9 307,8 -109,5 0= 1,7% 0,34 2,10 0,29 1,24 -187 777 107,3 -682 Хдр = 15,3 £|Др| = 1753,3
VII 10-13 10-15 13-14 15-14 V 380 630 340 360 133x4 219x6 89x3 89x3 -122,4 194,3 -41,7 44,2 0 = 8,37% 0,7 0,1 0,6 1,0 -258,4 75,6 -207,4 352,8 £др = -37,4 £|Др|= 894,2
VIII 11 — 12 16-11 16-17 17-12 VI V 550 320 550 320 114x4 273x7 114x4 89x3 109,5 644,8 -103,3 -29,2 0 = 3,7% 1,2 0,4 1,2 0,5 682 140,8 -649 -144 Едр = 29,8 Е|Др|= 1615,8
5-1,495-4,1-2,686 3,
Л On =-------—------------= -°,4 м7ч;
10,046
А„„ 5 0,905-4,1-2,372-4,8 1,022 1О 3/
Лбы =------’------- с -------------= -1,9 м7ч;
5,245
А„„ 0,6-2,686-7-2,372-0,3-0,553 _ , 3/
aQiv = —-— ----—-—-—=-0,6 м7ч;
25,249
-7-1,022 + 1,4-0,389 -0,3-0,349-1-0,218
aQv = -
9,753
= -0,7м3/ч;
AQm =-
-4,1 • 0,553 - 4,8 • 0,349 -1 • 6,228
26,604
= -0,4м3/ч;
238
Окончание табл. 9.4
расходов * Окончательное распределение расходов
Др/С, (Па • ч)/м3 да, м3/ч А 2, м3/ч а, м3/ч Др/4 Па/м Др, Па 1,1 Др, Па
0,553 19,474 0,349 6,228 L = 26,604 0,7 -4,3 0,7 -5,1 -0,6 0= 1,89% -342,3 40,6 302,7 -110,1 0,33 2,00 0,29 1,24 -181,5 740 107,3 -682,0 Хдр = 16,2 Е|Др|= 1710,8 199,7 314,0 118,0 750,2
2,111 0,389 4,974 7,982 Z = 15,456 -1,2 1,3 6,8 -1,3 -1,3 О = 0,48 % -121,1 201,1 -40,4 45,5 0,62 0,13 0,59 0,99 -235,6 81,9 -200,6 356,4 Хдр =2,1 S|Ap| = 874,5 259,2 90,1 220,7 392,0
6,228 0,218 6,283 4,932 Z = 17,761 1,3 0,6 -4,5 1,3 1,3 0 = 3,24% 110,1 640,3 -102,0 -27,9 1,24 0,44 1,18 0,46 682,0 140,8 -649,0 -147,2 Хдр = 26,6 2|Др|= 1619,0 750,2 154,9 713,9 161,9
-4,8-0,389 П1 3/
AQvn =----1С .сг = -0,1 м7ч;
1 э,4эо
лП„ -0,3-6,228-4,8-0,218 __ 3.
AGviii ---------------------= -0,2 м3/ч.
Поправочные расходы:
Д0, =5-1,1 = 3,9; де„ =0,6-0,4 = 0,2;
Д<2П1 = -7 -1,9 = -8,9; Д01У =-4,1-0,6 = -4,7;
Д(2У =-4,8-0,7 = -5,5; ДСУ1 =-0,3-0,4 =-0,7;
Д2У11 =1,4-0,1 = 1,3; ДСУ111 =-1,0-0,2 =-1,2.
Так как ошибки во всех кольцах при расчете окончательного рас-
пределения расходов не превышают 10 %, гидравлический расчет
кольцевой сети низкого давления можно считать законченным.
239
9.2. Расчет сети высокого давления
Необходимо рассчитать однокольцевой газопровод города (рис. 9.3).
На схеме показаны узловые расходы газа всех потребителей (м3/ч),
даны номера всех участков кольца и ответвлений, а также их дли-
ны и номера. Начальное давление газа после ГРС рн = 600 кПа,
минимальное давление в концах участков рк = 250 кПа. Коэффици-
ент обеспеченности газом при аварийном режиме коЪ = 0,7 для всех
потребителей.
Определим диаметр кольца газопровода по расчетному расходу
газа.
Расчетный расход газа
(2Р=0,59£Лобе,
где Q — расчетные расходы газа всеми потребителями.
После подстановки значений получим
0Р = 0,59 0,7 • 12 448 = 5141 м3/ч.
Удельное падение квадрата давления
р2н-р2К _6ОО2-25О2
1,14 1,1 14300
где 1К = 14200 м — протяженность кольца; 1,1 — коэффициент,
учитывающий потери в местных сопротивлениях.
По Qp и (р2 - pl) с помощью номограммы определяем диаметр
кольца газопровода.
Гидравлический расчет сети в аварийном режиме (при отклю-
чении головных участков 1—2 и 1 — 19) выполняют следующим
образом.
Определим давление в концевых точках при аварийном режиме:
РК =у/Рн-^(р1~Р^-
При отказе участка 1 — 2
рК = ^6002 - 256 794 = 321,3 кПа (> 250 кПа).
При отказе участка 1 — 19
рк = -^/бОО2 -168 331 = 437,8 кПа (> 250 кПа).
Результаты расчета сводим в табл. 9.5.
В результате анализа результатов расчета можно считать, что в
обоих случаях полученное давление больше минимально допусти-
мого, т. е. его достаточно, чтобы присоединить ответвление к лю-
бой узловой точке кольцевого трубопровода.
Расчет потокораспределения при нормальном гидравлическом
режиме работы сети. Задаем предварительно точку схода в узле 12.
240
С = 2816,9 м3/ч
2>нх 5= 219 xl6
/ = 480 м
D„ х s = 219 х 16
/= 1000 м
С = 314,5 м3/ч
Q = 126,1 м3/ч
О = 733,5 м3/ч
7
Q = 176,4 м3/ч
DK х S= 219 x 16
/ = 1350 м
Р„х5 = 219 х16
/ = 830 м
Д, х 5 = 219 х 16
/ = 720 м
С„х s = 219x16
2=200 м
,3 м3/ч
Q = 126,1 м3/ч
Q = 235,2 м3/ч
DK х 5= 219 х 16
/ = 300 м
17
18
Д,х S= 219 х 16
2 = 1870 м
DK х 5 = 219 х 16
/= 1540 м
Д,* 5= 219 х16
/=920м
Дх 5= 219x16
/=330 м
Д.х5=219х16
/ = 830 м
12
Д,х5=219х 16
/ = 950 м
Рис. 9.3. Расчетная схема сети высокого давления
Д,х 5 =219x16
/ = 330 м
(2=26,1 м3/ч
Q= 1136,5м3/ч
Д, х 5 = 219 х 16
/ = 180 м
Q = 3918,5 м3/ч
О = 33,3 м3/ч
Д,х 5= 219x16 Д,х 5= 219x16
/ = 540 м /=220м
О=909,9 м3/ч
Д, х 5= 219 х 16
£>= 733,5 м3/ч /= 120 м
0 = 211,7 м/ч
О = 733,5 м3/ч
Д,х5=219 х16
/= 1560 м
Q = 26,7 м3/ч
О = 10,3 м3/ч
Находим расчетные расходы на всех участках, суммируя по каж-
дой ветви кольца узловые расходы. Определяем удельные потери
давления на участках по номограмме. Находим потери квадрата дав-
ления на участках. Расчеты сводим в табл. 9.6.
9 В. А. Жила
241
Таблица 9.5
Результаты гидравлического расчета аварийных участков
Отказал участок 1—2 Отказал участок 1—19
Показатели (Рн~Рк)/1, кПа2/м Рн-Рк, кПа2 Показатели (Рн2-Л2)/4 кПа2/м Ри-Рк, кПа2
Участок D„xS, мм /, м Q, м3/ч Участок D„xS, мм /, м Q, м3/ч
2-3 219x6 200 513,5 0,14 28 19-18 219x6 1870 636,9 0,22 411
3—4 1350 601,7 0,20 270 18-17 150 1150,4 0,89 134
4-5 480 821,9 0,33 158 17—16 1560 1298,6 1,10 1716
5-6 300 2793,7 4,00 1200 16-15 920 1317,3 1,15 1058
6-7 1000 2882 4,20 4200 15-14 1540 1324,5 1,20 1848
7-8 720 2937,5 4,20 3024 14-13 830 1347,8 1,30 1079
8-9 330 3102,1 5,00 1650 13-12 950 4090,7 8,50 8075
9-10 830 3190,4 5,00 4150 12-11 180 4604,2 9,50 1710
10-11 540 3313,9 5,10 2754 11 — 10 540 5399,7 16 8640
11-12 180 4109,4 8,50 1530 10-9 830 5523,2 17 14110
12-13 950 4622,9 11 10450 9-8 330 5611,5 18 5940
13-14 830 7365,8 29 24 070 8-7 720 5776,1 19 13 680
14-15 1540 7389,1 29 44 660 7-6 1000 5831,6 20 20 000
15-16 920 7396,3 29 26 680 6-5 300 5919,9 21 6300
16-17 1560 7415,0 30 46 800 5-4 480 7891,7 36 17 280
17-18 150 7563,2 31 4650 4-3 1350 8111,9 37 49 950
18-19 1870 8076,7 36 67 320 3-2 200 8200,2 38 7620
19-1 390 8713,6 40 13 200 2-1 220 8713,6 40 8800
S = 256 794 X = 256 794
Потокораспределение при нормальном гидравлическом режиме
Таблица 9.6
Показатели Предварительное распределение расходов Окончательное расп ределение расходов
Участок £>„х5, мм /, м Q, м3/ч (Ри-Рк)Д кПа2/м pi-pi, кПа2 (pi-pi)/Q Q, м3/ч (pi-pi)/l, кПа2/м 2 2 pi-pi, кПа2 1,1(Рн-Рк), кПа2
1—2 219x6 220 6424,0 19 4180 0,67 -6846,3 25 5500 6050
2-3 200 5490,5 17 3400 0,62 -6112,8 19 3800 4180
3-4 1350 5364,4 16 31 600 4,03 -5986,7 19,5 26 325 28957,5
4-5 480 5049,9 14 6720 1,33 -5672,2 17 8160 8976
5-6 300 2233,0 3,10 930 0,42 -2855,3 4,50 1350 1485
6-7 1000 2106,9 2,80 2800 1,33 -2729,2 4,30 4300 4730
7-8 720 2027,6 2,50 1800 0,89 -2649,9 3,90 2808 3088,8
8-9 330 1792,4 1,90 627 0,35 -2414,7 3,30 1089 1197,9
9-10 830 1666,3 1,80 1794 1,08 -2288,6 3,10 2573 2830,3
10-11 540 1489,9 1,50 810 0,54 -2112,2 2,70 1458 1603,8
11-12 180 353,4 0,01 2 0,01 -975,7 0,52 93,6 102,96
12-13 950 380,1 0,01 10 0,03 -242,2 0,01 9,5 10,45
13-14 830 4298,6 9,10 7553 1,76 3676,3 6,80 5644 6208,4
14-15 1540 4331,9 9,20 14 468 3,34 3709,6 6,90 10626 11 688,6
15-16 920 4342,2 9,30 8556 1,97 3719,9 7,00 6440 7084
16-17 1560 4368,9 9,40 14 664 3,36 3746,6 7,20 11 232 12 355,2
17-18 150 4580,6 10 1500 0,33 3958,3 7,50 1125 1237,5
18-19 1870 5314,1 14 26180 4,93 4691,8 11 20 570 22627
19-1 390 6224,0 19 6270 1,01 5601,7 17 6630 7293
Z= 34538 Х|...|= 123 264 27,75 Z = 3780 L|...|= 118514
ас
я
м
оз
s:
л
д
о
я
•о
ГО
to
о
л
я
Sc
Приложения
Приложение 1
Таблица для расчета газопроводов низкого давления
(трубы стальные водогазопроводные ГОСТ 1050—88)
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
21,25 и 15,75 74; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 1 74; 42,25 и 35,75 1 '/2; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
Природный газ (р = 0,73 кг/м3; v = 15-10'8м2/с)
0,10 0,049/0,018 0,16/0,059 0,42/0,155 1,23/0,46 2,15/0,76 4,32/1,1 8,50/1,6 13,4/2,0
0,11 0,053/0,020 0,18/0,067 0,47/0,174 1,41/0,52 2,27/0,80 4,55/1,2 9,97/1,6 14,1/2,1
0,12 0,058/0,021 0,19/0,070 0,51/0,189 1,55/0,57 2,39/0,81 4,78/1,2 9,42/1,6 14,8/2,1
0,15 0,073/0,027 0,24/0,089 0,63/0,230 1,85/0,65 2,71/0,84 5,43/1,2 10,70/1,7 16,8/2,1
0,17 0,082/0,030 0,27/0,099 0,71/0,260 2,01/0,70 2,91/0,86 5,83/1,2 11,40/1,7 18,1/2,2
0,20 0,097/0,036 0,32/0,118 0,84/0,310 2,20/0,72 3,19/0,88 6,39/1,3 12,50/1,8 19,9/2,3
0,22 0,110/0,041 0,36/0,133 0,92/0,340 2,31/0,73 3,36/0,89 6,73/1,3 13,30/1,8 20,9/2,3
0,25 0,120/0,044 0,40/0,148 1,05/0,390 2,49/0,75 3,61/0,91 7,25/1,3 14,20/1,8 22,5/2,3
0,27 0,130/0,048 0,43/0,159 1,13/0,420 2,72/0,76 3,78/0,92 7,59/1,3 14,90/1,9 23,5/2,4
0,30 0,140/0,052 0,48/0,178 1,26/0,470 2,76/0,77 4,00/0,93 8,06/1,3 15,90/1,9 25,0/2,4
0,33 0,160/0,059 0,53/0,196 1,34/0,470 2,91/0,78 4,24/0,94 8,50/1,4 16,70/1,9 26,3/2,4
0,35 0,170/0,063 0,56/0,200 1,42/0,500 3,03/0,78 4,38/0,95 8,81/1,4 17,30/1,9 27,4/2,4
0,37 0,180/0,067 0,60/0,220 1,46/0,530 3,13/0,78 4,51/0,95 9,08/1,4 17,90/2,0 28,2/2,5
Приложения
Приложение 1
Таблица для расчета газопроводов низкого давления
(трубы стальные водогазопроводные ГОСТ 1050—88)
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
'/2; 21,25 и 15,75 74; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 1 74; 42,25 и 35,75 1 %; 48 и 41 2; 60 и 53 2 %; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
Природный газ (р = 0,73 кг/м3; v = 15-10-8м2/с)
0,10 0,049/0,018 0,16/0,059 0,42/0,155 1,23/0,46 2,15/0,76 4,32/1,1 8,50/1,6 13,4/2,0
0,11 0,053/0,020 0,18/0,067 0,47/0,174 1,41/0,52 2,27/0,80 4,55/1,2 9,97/1,6 14,1/2,1
0,12 0,058/0,021 0,19/0,070 0,51/0,189 1,55/0,57 2,39/0,81 4,78/1,2 9,42/1,6 14,8/2,1
0,15 0,073/0,027 0,24/0,089 0,63/0,230 1,85/0,65 2,71/0,84 5,43/1,2 10,70/1,7 16,8/2,1
0,17 0,082/0,030 0,27/0,099 0,71/0,260 2,01/0,70 2,91/0,86 5,83/1,2 11,40/1,7 18,1/2,2
0,20 0,097/0,036 0,32/0,118 0,84/0,310 2,20/0,72 3,19/0,88 6,39/1,3 12,50/1,8 19,9/2,3
0,22 0,110/0,041 0,36/0,133 0,92/0,340 2,31/0,73 3,36/0,89 6,73/1,3 13,30/1,8 20,9/2,3
0,25 0,120/0,044 0,40/0,148 1,05/0,390 2,49/0,75 3,61/0,91 7,25/1,3 14,20/1,8 22,5/2,3
0,27 0,130/0,048 0,43/0,159 1,13/0,420 2,72/0,76 3,78/0,92 7,59/1,3 14,90/1,9 23,5/2,4
0,30 0,140/0,052 0,48/0,178 1,26/0,470 2,76/0,77 4,00/0,93 8,06/1,3 15,90/1,9 25,0/2,4
0,33 0,160/0,059 0,53/0,196 1,34/0,470 2,91/0,78 4,24/0,94 8,50/1,4 16,70/1,9 26,3/2,4
0,35 0,170/0,063 0,56/0,200 1,42/0,500 3,03/0,78 4,38/0,95 8,81/1,4 17,30/1,9 27,4/2,4
0,37 0,180/0,067 0,60/0,220 1,46/0,530 3,13/0,78 4,51/0,95 9,08/1,4 17,90/2,0 28,2/2,5
Продолжение приложения 1
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
'/г; 21,25 и 15,75 3/4; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 1 42,25 и 35,75 1 ’/2; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
0,44 0,22/0,081 0,69/0,250 1,61/0,54 3,42/0,81 4,96/0,97 9,98/1,4 19,70/2,0 31,1/2,5
0,50 0,24/0,089 0,86/0,320 1,73/0,550 3,69/0,82 5,36/1,00 10,80/1,4 21,20/2,0 33,5/2,6
0,56 0,27/0,100 0,90/0,330 1,85/0,560 3,96/0,83 5,73/1,00 11,50/1,5 22,70/2,1 35,8/2,6
0,62 0,29/0,107 1,00/0,370 1,97/0,570 4,21/0,84 6,09/1,00 12,20/1,5 24,10/2,1 38,1/2,6
0,69 0,34/0,126 1,07/0,380 2,07/0,580 4,45/0,86 6,45/1,00 12,90/1,5 25,50/2,2 40,3/2,7
0,75 0,36/0,133 1,13/0,410 2,18/0,590 4,67/0,87 6,76/1,00 13,60/1,5 26,80/2,2 42,3/2,7
0,81 0,39/0,144 1,18/0,420 2,28/0,590 4,89/0,89 7,07/1,10 14,20/1,5 28,00/2,2 44,2/2,8
0,87 0,42/0,155 1,23/0,420 2,38/0,600 5,12/0,90 7,39/1,10 14,80/1,6 29,30/2,2 46,2/2,8
0,94 0,45/0,167 1,28/0,430 2,47/0,600 5,32/0,90 7,70/1,10 15,40/1,6 30,40/2,2 48,1/2,8
1,00 0,48/0,178 1,35/0,430 2,58/0,610 5,53/0,91 8,00/1,10 16,10/1,6 31,70/2,2 50,1/2,8
1,25 0,61/0,230 1,53/0,450 2,92/0,620 6,25/0,93 9,05/1,10 18,20/1,6 35,80/2,3 56,6/2,9
1,50 0,72/0,270 1,71/0,460 3,24/0,640 6,97/0,96 10,10/1,20 20,30/1,7 39,90/2,4 63,1/3,0
1,75 0,82/0,290 1,85/0,470 3,54/0,650 7,60/1,00 11,10/1,20 22,20/1,7 43,60/2,4 68,8/3,1
2,00 0,88/0,320 2,00/0,480 3,83/0,670 8,22/1,00 11,90/1,20 23,90/1,7 41,20/2,5 74,5/3,1
2,25 0,94/0,320 2,13/0,480 4,10/0,680 8,79/1,00 12,70/1,20 25,60/1,8 50,50/2,6 79,7/3,2
2,50 1,00/0,320 2,26/0,490 4,35/0,690 9,34/1,00 13,50/1,20 27,20/1,8 53,60/2,6 84,6/3,2
2,75 1,06/0,320 2,40/0,500 4,60/0,700 9,89/1,00 14,20/1,30 28,80/1,8 56,70/2,6 89,5/3,2
3,00 1,11/0,330 2,51/0,510 4,84/0,710 10,37/1,10 14,90/1,30 30,20/1,8 59,50/2,6 94,1/3,3
3,25 1,16/0,330 2,64/0,510 5,07/0,720 10,88/1,10 15,70/1,30 31,70/1,9 62,50/2,7 98,6/3,3
3,50 1,21/0,34 2,75/0,52 5,30/0,72 11,30/1,1 16,40/1,3 33,1/1,9 65,10/2,7 102,0/3,4
3,75 1,27/0,34 2,85/0,52 5,54/0,73 11,72/1,1 17,10/1,3 34,3/1,9 67,60/2,7 107,0/3,4
4,00 1,31/0,34 2,96/0,53 5,69/0,74 12,24/1,1 17,70/1,3 35,6/1,9 70,10/2,7 111,0/3,4
4,25 1,35/0,35 3,07/9,53 5,89/0,74 12,66/1,1 18,30/1,3 36,8/1,9 72,53/2,8 114,0/3,5
4,50 1,40/0,35 3,17/0,53 6,09/0,75 13,08/1,1 18,90/1,4 38,1/2,0 75,00/2,8 118,0/3,5
4,75 1,44/0,35 3,28/0,54 6,29/0,76 13,51/1,1 19,60/1,4 39,3/2,0 77,40/2,8 122,0/3,5
5,00 1,49/0,36 3,43/0,55 6,48/0,77 13,92/1,1 20,10/1,4 40,5/2,0 79,70/2,8 125,0/3,6
5,25 1,52/0,36 3,46/0,55 6,67/0,77 14,34/1,1 20,62/1,4 41,6/2,0 82,00/2,8 129,0/3,6
5,50 1,57/0,36 3,56/0,55 6,84/0,77 14,65/1,2 21,20/1,4 42,8/2,0 84,30/2,9 132,0/3,6
5,75 1,61/0,36 3,65/0,56 7,10/0,78 15,07/1,2 21,80/1,4 43,8/2,1 86,30/2,9 136,0/3,6
6,00 1,65/0,36 3,74/0,56 7,18/0,78 15,39/1,2 22,30/1,4 44,9/2,1 88,40/2,9 139,0/3,7
6,25 1,69/0,36 3,82/0,56 7,35/0,78 15,70/1,2 22,80/1,4 45,9/2,1 90,50/2,9 142,0/3,7
7,50 1,87/0,37 4,25/0,57 8,16/0,81 17,48/1,2 25,30/1,5 51,1/2,1 100,50/2,9 158,0/3,8
8,75 2,05/0,38 4,64/0,59 8,92/0,83 19,25/1,2 27,70/1,5 55,8/2,2 109,90/3,0 173,0/3,8
10,00 2,20/0,39 5,00/0,60 9,63/0,84 20,60/1,3 29,90/1,5 60,2/2,2 118,30/3,1 186,0/3,9
12,50 2,50/0,40 5,68/0,62 10,93/0,87 23,40/1,3 33,90/1,6 68,3/2,3 133,00/3,2 208,0/3,9
15,00 2,78/0,41 6,27/0,63 12,40/0,89 24,70/1,3 37,60/1,6 76,4/2,3 147,00/3,2 227,0/3,9
17,50 3,05/0,42 6,82/0,65 13,08/0,91 28,20/1,4 41,10/1,6 82,4/2,3 158,00/3,2 246,0/3,9
Продолжение приложения 1
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
'Л; 21,25 и 15,75 3/4; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 1 '/4; 42,25 и 35,75 1 ’/2; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
20,00 3,29/0,43 7,38/0,66 14,13/0,93 30,50/1,4 44,50/1,6 88,3/2,3 169,00/3,2 262,0/3,9
25,00 3,77/0,44 8,48/0,68 16,20/0,96 34,90/1,4 49,90/1,6 98,5/2,3 189,00/3,2 294,0/3,9
30,00 4,18/0,45 9,37/0,69 18,20/1,00 38,20/1,4 54,70/1,6 107,2/2,3 207,00/3,2 323,0/3,9
35,00 4,56/0,46 10,26/0,70 19,70/1,00 41,30/1,4 59,10/1,6 116,0/2,3 224,00/3,2 349,0/3,9
40,00 4,92/0,47 11,10/0,70 21,00/1,00 43,90/1,4 63,30/1,6 125,0/2,3 239,00/3,2 372,0/3,9
45,00 5,27/0,49 11,90/0,70 22,30/1,00 46,80/1,4 67,10/1,6 132,0/2,3 254,00/3,2 395,0/3,9
50,00 5,62/0,50 12,40/0,70 23,50/1,00 48,90/1,4 70,70/1,6 139,0/2,3 267,00/3,2 416,0/3,9
Пары технического пропана (р = 2 кг/м3)
0,10 0,045/0,041 0,15/0,14 0,39/0,36 0,96/0,72 1,39/0,86 2,79/1,3 5,50/1,8 8,68/2,3
0,11 0,049/0,045 0,17/0,16 0,43/0,39 1,01/0,73 1,47/0,88 2,95/1,3 5,81/1,8 9,16/2,3
0,12 0,054/0,050 0,18/0,17 0,47/0,43 1,06/0,75 1,54/0,89 3,10/1,3 6,10/1,9 9,63/2,3
0,15 0,067/0,062 0,22/0,20 0,56/0,50 1,21/0,76 1,80/0,92 3,52/1,3 6,93/1,9 11,20/2,4
0,17 0,076/0,070 0,25/0,23 0,61/0,51 1,30/0,78 1,88/0,93 3,78/1,4 7,45/1,9 11,80/2,5
0,20 0,090/0,083 0,30/0,27 0,66/0,52 1,42/0,79 2,06/0,95 4,15/1,4 8,20/2,0 12,90/2,5
0,22 0,100/0,092 0,33/0,30 0,70/0,53 1,50/0,81 2,18/0,96 4,38/1,4 8,63/2,0 13,60/2,5
0,25 0,110/0,101 0,37/0,34 0,76/0,54 1,62/0,82 2,35/0,99 4,71/1,4 9,28/2,0 14,60/2,6
0,27 0,120/0,103 0,40/0,37 0,79/0,54 1,69/0,83 2,51/1,00 4,92/1,5 9,90/2,1 15,30/2,6
Продолжение приложения 1
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
'Л; 21,25 и 15,75 3/4; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 I %; 42,25 и 35,75 1 '/2; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
20,00 3,29/0,43 7,38/0,66 14,13/0,93 30,50/1,4 44,50/1,6 88,3/2,3 169,00/3,2 262,0/3,9
25,00 3,77/0,44 8,48/0,68 16,20/0,96 34,90/1,4 49,90/1,6 98,5/2,3 189,00/3,2 294,0/3,9
30,00 4,18/0,45 9,37/0,69 18,20/1,00 38,20/1,4 54,70/1,6 107,2/2,3 207,00/3,2 323,0/3,9
35,00 4,56/0,46 10,26/0,70 19,70/1,00 41,30/1,4 59,10/1,6 116,0/2,3 224,00/3,2 349,0/3,9
40,00 4,92/0,47 11,10/0,70 21,00/1,00 43,90/1,4 63,30/1,6 125,0/2,3 239,00/3,2 372,0/3,9
45,00 5,27/0,49 11,90/0,70 22,30/1,00 46,80/1,4 67,10/1,6 132,0/2,3 254,00/3,2 395,0/3,9
50,00 5,62/0,50 12,40/0,70 23,50/1,00 48,90/1,4 70,70/1,6 139,0/2,3 267,00/3,2 416,0/3,9
Пары технического пропана (р = 2 кг/м3)
0,10 0,045/0,041 0,15/0,14 0,39/0,36 0,96/0,72 1,39/0,86 2,79/1,3 5,50/1,8 8,68/2,3
0,11 0,049/0,045 0,17/0,16 0,43/0,39 1,01/0,73 1,47/0,88 2,95/1,3 5,81/1,8 9,16/2,3
0,12 0,054/0,050 0,18/0,17 0,47/0,43 1,06/0,75 1,54/0,89 3,10/1,3 6,10/1,9 9,63/2,3
0,15 0,067/0,062 0,22/0,20 0,56/0,50 1,21/0,76 1,80/0,92 3,52/1,3 6,93/1,9 11,20/2,4
0,17 0,076/0,070 0,25/0,23 0,61/0,51 1,30/0,78 1,88/0,93 3,78/1,4 7,45/1,9 11,80/2,5
0,20 0,090/0,083 0,30/0,27 0,66/0,52 1,42/0,79 2,06/0,95 4,15/1,4 8,20/2,0 12,90/2,5
0,22 0,100/0,092 0,33/0,30 0,70/0,53 1,50/0,81 2,18/0,96 4,38/1,4 8,63/2,0 13,60/2,5
0,25 0,110/0,101 0,37/0,34 0,76/0,54 1,62/0,82 2,35/0,99 4,71/1,4 9,28/2,0 14,60/2,6
0,27 0,120/0,103 0,40/0,37 0,79/0,54 1,69/0,83 2,51/1,00 4,92/1,5 9,90/2,1 15,30/2,6
0,30 0,130/0,104 0,44/0,40 0,84/0,55 1,79/0,83 2,60/1,00 5,23/1,5 10,30/2,1 16,30/2,7
0,33 0,150/0,106 0,46/0,40 0,89/0,56 1,89/0,84 2,75/1,00 5,52/1,5 11,00/2,1 17,20/2,7
0,35 0,160/0,107 0,48/0,41 0,92/0,56 1,96/0,85 2,84/1,00 5,71/1,5 11,30/2,1 17,80/2,7
0,37 0,170/0,108 0,49/0,41 0,95/0,57 2,02/0,86 2,93/1,10 5,89/1,5 11,60/2,2 18,30/2,8
0,44 0,210/0,110 0,54/0,42 1,07/0,59 2,24/0,87 3,24/1,10 6,50/1,6 12,80/2,2 20,30/2,8
0,50 0,230/0,120 0,58/0,43 1,12/0,59 2,40/0,89 3,48/1,10 7,00/1,6 13,80/2,2 21,80/2,9
0,55 0,250/0,105 0,63/0,43 1,23/0,61 2,56/0,91 3,72/1,10 7,47/1,6 14,70/2,3 23,30/2,9
0,65 0,270/0,170 0,66/0,44 1,27/0,61 2,72/0,92 3,94/1,10 7,91/1,6 15,60/2,3 24,60/3,0
0,69 0,310/0,210 0,70/0,45 1,35/0,62 2,89/0,93 4,19/1,20 8,40/1,7 16,60/2,4 26,20/3,0
0,79 0,330/0,290 0,74/0,45 1,42/0,63 3,03/0,94 4,39/1,20 8,80/1,7 17,40/2,4 27,40/3,0
0,81 0,340/0,300 0,77/0,46 1,48/0,64 3,20/0,96 4,60/1,20 9,20/1,7 18,20/2,4 28,70/3,1
0,87 0,360/0,310 0,80/0,46 1,54/0,64 3,30/0,97 4,78/1,20 9,60/1,7 18,90/2,5 29,90/3,1
0,94 0,37/0,31 0,84/0,47 1,62/0,65 3,45/0,98 4,96/1,20 10,00/1,7 19,80/2,5 31,2/3,2
1,00 0,39/0,32 0,87/0,48 1,67/0,66 3,57/0,99 5,17/1,30 10,40/1,8 20,50/2,5 32,3/3,2
1,25 0,44/0,32 1,00/0,49 1,90/0,68 4,06/1,00 5,88/1,30 11,80/1,8 23,30/2,6 36,7/3,3
1,50 0,49/0,33 1,10/0,50 2,10/0,69 4,50/1,00 6,52/1,3 13,10/1,8 25,80/2,6 40,7/3,4
1,75 0,53/0,34 1,20/0,51 2,30/0,71 4,92/1,10 7,12/1,3 14,30/1,9 28,20/2,7 44,5/3,4
2,00 0,57/0,35 1,30/0,52 2,48/0,72 5,31/1,10 7,68/1,3 15,50/1,9 30,40/2,7 45,5/3,5
2,22 0,61/0,35 1,39/0,53 2,66/0,73 5,68/1,10 8,22/1,4 16,60/1,9 32,60/2,7 49,9/3,6
Продолжение приложения 1
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
‘Л; 21,25 и 15,75 3/4; 26,75 и 21,25 1;33,5и27 1 */4; 42,25 и 35,75 1 '/2; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
2,50 0,65/0,36 1,47/0,54 2,92/0,75 6,03/1,10 8,73/1,4 17,60/1,9 33,80/2,8 54,5/3,6
2,75 0,69/0,36 1,56/0,55 2,98/0,76 6,51/1,10 9,23/1,4 18,50/2,0 36,50/2,9 57,6/3,7
3,00 0,72/0,37 1,63/0,55 3,13/0,77 6,69/1,20 9,69/1,4 19,50/2,0 38,80/2,9 63,4/3,8
3,25 0,76/0,37 1,71/0,56 3,28/0,78 6,96/1,20 10,20/1,4 20,40/2,0 40,20/2,9 66,2/3,8
3,50 0,79/0,38 1,78/0,57 3,42/0,78 7,31/1,20 10,60/1,4 21,30/2,0 41,90/3,0 68,8/3,9
3,75 0,82/0,38 1,86/0,57 3,56/0,79 7,60/1,20 11,00/1,5 22,10/2,0 43,60/3,0 69,5/3,9
4,00 0,85/0,38 1,93/0,58 3,69/0,80 7,90/1,20 11,40/1,5 23,00/2,0 45,20/3,0 71,6/3,9
4,25 0,88/0,39 2,00/0,58 3,80/0,80 8,16/1,20 11,80/1,5 23,80/2,0 46,80/3,1 73,7/3,9
4,50 0,91/0,39 2,06/0,59 3,95/0,81 8,43/1,20 12,50/1,5 24,60/2,1 48,40/3,1 75,0/3,9
4,75 0,94/0,39 2,13/0,59 4,07/0,82 8,70/1,20 12,60/1,5 25,30/2,1 50,00/3,2 78,2/3,9
5,00 0,97/0,40 2,19/0,60 4,19/0,83 8,90/1,20 13,00/1,5 26,10/2,2 51,50/3,2 80,0/3,9
5,25 1,00/0,40 2,25/0,60 4,30/0,83 9,21/1,30 13,40/1,5 26,80/2,2 52,80/3,2 82,0/3,9
5,50 1,02/0,40 2,31/0,60 4,43/0,84 9,46/1,30 13,70/1,5 27,60/2,5 54,00/3,2 84,0/3,9
5,70 1,05/0,41 2,37/0,61 4,54/0,84 9,70/1,30 14,10/1,6 28,30/2,2 55,40/3,2 86,0/3,9
6,00 1,08/0,41 2,43/0,61 4,66/0,85 9,94/1,30 14,40/1,6 28,90/2,3 56,50/3,2 88,0/3,9
6,25 1,11/0,41 2,50/0,62 4,76/0,85 10,20/1,30 14,70/1,6 33,60/2,3 57,60/3,2 89,5/3,9
7,50 1,22/0,42 2,76/0,63 5,28/0,87 11,30/1,30 16,40/1,6 36,80/2,3 63,00/3,2 98,0/3,9
8,75 1,34/0,43 3,01/0,65 5,78/0,90 12,40/1,40 17,90/1,7 39,70/2,3 68,10/3,2 106,0/3,9
10,00 1,44/0,44 3,25/0,66 6,23/0,92 15,10/1,40 19,10/1,7 42,50/2,3 72,70/3,2 112,0/3,9
12,50 1,63/0,45 3,99/0,69 7,12/0,97 16,90/1,40 21,40/1,7 47,60/2,3 81,40/3,2 127,0/3,9
15,00 1,81/0,46 4,10/0,70 7,80/0,97 18,46/1,40 23,40/1,7 52,10/2,3 89,00/3,2 139,0/3,9
17,50 1,98/0,47 4,50/0,71 8,45/0,97 19,95/1,40 25,30/1,7 56,20/2,3 96,00/3,2 150,0/3,9
20,00 2,14/0,48 4,68/0,71 9,46/0,97 21,38/1,40 27,10/1,7 60,00/2,3 103,00/3,2 160,0/3,9
25,00 2,42/0,48 5,37/0,71 10,10/0,97 23,90/1,40 30,20/1,7 67,20/2,3 115,00/3,2 179,0/3,9
30,00 2,65/0,48 5,88/0,71 11,09/0,97 26,18/1,40 33,10/1,7 73,60/2,3 126,00/3,2 196,0/3,9
35,00 2,85/0,48 6,35/0,71 11,95/0,97 28,20/1,40 35,80/1,7 79,50/2,3 136,00/3,2 212,0/3,9
40,00 3,06/0,48 6,80/0,71 12,70/0,97 30,20/1,40 38,20/1,7 85,00/2,3 146,00/3,2 226,0/3,9
45,00 3,26/0,48 7,20/0,71 13,50/0,97 32,00/1,40 49,00/1,7 90,10/2,3 150,00/3,2 241,0/3,9
50,00 3,43/0,48 7,60/0,71 14,30/0,97 33,80/1,40 42,80/1,7 95,00/2,3 163,00/3,2 254,0/3,9
Пропановоздушная смесь ( р = 1,6 кг/м3; v = 9-Ю"6 м2/с)
0,10 0,033/0,018 0,11/0,061 0,28/0,15 0,88/0,48 1,46/0,77 2,92/1,1 5,75/1,6 9,01/2,0
0,11 0,036/0,020 0,12/0,066 0,31/0,17 0,97/0,53 1,54/0,78 3,09Д,1 6,08/1,6 9,61/2,1
0,12 0,039/0,021 0,13/0,072 0,34/0,19 1,05/0,58 1,62/0,79 3,25/1,2 6,31/1,6 10,10/2,1
0,15 0,049/0,027 0,16/0,088 0,43/0,24 1,27/0,67 1,84/0,82 3,86/1,2 7,25/1,7 11,5/2,2
0,17 0,056/0,031 0,19/0,100 0,48/0,26 1,33/0,68 1,97/0,84 3,96/1,2 7,79/1,7 12,3/2,2
0,20 0,066/0,036 0,22/0,120 0,57/0,31 1,46/0,69 2,17/0,85 4,34/1,2 8,55/1,8 13,50/2,2
Продолжение приложения 1
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
7г; 21,25 и 15,75 3/4; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 1 %; 42,25 и 35,75 1 '/2; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
0,22 0,073/0,040 0,24/0,130 0,63/0,35 1,58/0,70 2,29/0,87 4,59/1,2 9,03/1,8 14,30/2,3
0,25 0,083/0,046 0,27/0,150 0,72/0,40 1,68/0,72 2,46/0,88 4,93/1,2 9,71/1,8 15,40/2,3
0,27 0,089/0,049 0,29/0,160 0,77/0,42 1,77/0,73 2,57/0,89 5,16/1,3 10,20/1,8 16,00/2,3
0,30 0,099/0,054 0,33/0,180 0,86/0,47 1,88/0,74 2,73/0,90 5,48/1,3 10,80/1,9 17,10/2,4
0,33 0,100/0,055 0,36/0,200 0,93/0,50 1,99/0,75 2,88/0,92 5,78/1,3 11,40/1,9 18,00/2,4
0,37 0,120/0,066 0,41/0,220 0,99/0,52 2,12/0,76 3,08/0,93 6,17/1,3 12,20/1,9 19,20/2,5
0,44 0,140/0,077 0,48/0,260 1,09/0,53 2,40/0,78 3,40/0,95 6,81/1,3 13,20/2,0 21,20/2,5
0,50 0,160/0,088 0,55/0,300 1,18/0,54 2,52/0,79 3,66/0,96 7,33/1,4 14,40/2,0 22,90/2,5
0,56 0,180/0,990 0,62/0,340 1,26/0,55 2,69/0,80 3,90/0,99 7,82/1,4 15,40/2,1 24,30/2,6
0,62 0,200/0,110 0,68/0,370 1,33/0,56 2,85/0,81 4,13/1,00 8,29/1,4 16,30/2,1 25,80/2,6
0,69 0,230/0,130 0,74/0,400 1,42/0,56 3,03/0,83 4,40/1,00 8,80/1,5 17,30/2,1 27,40/2,7
0,75 0,250/0,140 0,77/0,400 1,49/0,57 3,18/0,84 4,58/1,00 9,24/1,5 18,60/2,1 28,70/2,7
0,81 0,270/0,150 0,81/0,410 1,54/0,58 3,32/0,85 4,82/1,10 9,77/1,5 19,00/2,2 30,00/2,7
0,87 0,290/0,160 0,84/0,410 1,62/0,58 3,46/0,86 5,02/1,10 10,10/1,5 19,80/2,2 31,30/2,8
0,94 0,310/0,170 0,88/0,420 1,69/0,59 3,61/0,87 5,24/1,10 10,50/1,5 20,70/2,2 32,80/2,8
1,00 0,330/0,180 0,91/0,430 1,75/0,60 3,75/0,87 5,69/1,10 10,90/1,6 21,40/2,2 33,90/2,8
1,25 0,410/0,230 1,04/0,440 1,99/0,61 4,25/0,90 6,17/1,10 12,40/1,6 24,30/2,3 38,50/2,9
1,50 0,490/0,270 1,15/0,450 2,21/0,63 4,72/0,93 6,85/1,10 13,60/1,6 27,00/2,3 42,70/3,0
1,75 0,560/0,300 1,26/0,460 2,41/0,64 5,15/0,94 7,38/1,20 15,00/1,7 29,50/2,4 46,60/3,0
2,00 0,600/0,310 1,36/0,470 2,60/0,65 5,56/0,97 8,07/1,20 16,20/1,7 31,80/2,4 49,70/3,1
2,25 0,640/0,310 1,43/0,470 2,78/0,66 5,95/0,99 8,63/1,20 17,30/1,7 34,10/2,5 53,80/3,1
2,50 0,670/0,320 1,54/0,480 2,96/0,67 6,31/1,00 9,17/1,20 18,50/1,8 36,20/2,5 56,40/3,2
2,75 0,720/0,320 1,63/0,490 3,12/0,68 6,59/1,00 9,68/1,20 19,40/1,8 39,10/2,6 60,40/3,3
3,00 0,760/0,330 1,71/0,500 3,28/0,69 7,01/1,00 10,20/1,20 20,40/1,8 40,10/2,6 63,40/3,3
3,25 0,800/0,330 1,79/0,510 3,43/0,70 7,34/1,00 10,60/1,30 21,80/1,8 41,90/2,6 66,40/3,3
3,50 0,830/0,340 1,87/0,510 3,58/0,71 7,66/1,00 11,30/1,30 22,30/1,9 43,80/2,7 69,30/3,4
3,75 0,860/0,340 1,99/0,520 3,76/0,72 7,96/1,00 11,60/1,30 23,20/1,9 45,60/2,7 72,10/3,4
4,00 0,890/0,340 2,02/0,520 3,87/0,73 8,26/1,00 12,00/1,30 24,00/1,9 47,30/2,7 74,80/3,4
4,25 0,93/0,350 2,09/0,52 4,00/0,73 8,55/1,10 12,40/1,3 24,90/1,9 48,90/2,7 77,60/3,5
4,50 0,96/0,350 2,16/0,53 4,14/0,74 8,84/1,10 12,80/1,3 25,70/1,9 50,60/2,8 79,90/3,5
4,75 0,99/0,350 2,23/0,53 4,27/0,74 9,12/1,10 13,20/1,3 26,50/1,9 52,20/2,8 82,50/3,5
5,00 1,01/0,350 2,29/0,54 4,40/0,75 9,39/1,10 13,60/1,4 27,30/2,0 53,70/2,8 84,90/3,6
5,25 1,05/0,360 2,36/0,54 4,52/0,75 9,65/1,10 14,00/1,4 28,10/2,0 55,20/2,8 87,30/3,6
5,50 1,07/0,360 2,42/0,54 4,64/0,76 9,91/1,10 14,40/1,4 28,80/2,0 56,80/2,8 89,7/3,6
5,75 1,10/0,360 2,48/0,54 4,76/0,76 10,20/1,10 14,70/1,4 29,60/2,0 58,20/2,9 92,0/3,6
6,00 1,13/0,360 2,54/0,55 4,88/0,77 10,40/1,10 15,10/1,4 30,30/2,0 59,60/2,9 94,2/3,7
Окончание приложения 1
Удельные потери давления, Па/м Условный проход, дюймы; наружный и внутренний диаметры, мм
'А; 21,25 и 15,75 3/4; 26,75 и 21,25 1; 33,5 и 27 1 '/4; 42,25 и 35,75 1 'А; 48 и 41 2; 60 и 53 2 '/2; 75 и 68 3; 88,5 и 80,5
6,25 1,16/0,380 2,60/0,55 4,99/0,77 10,60/1,20 15,50/1,4 31,00/2,0 61,00/2,9 96,5/3,7
7,50 1,28/0,380 2,82/0,56 5,54/0,78 11,80/1,20 17,10/1,4 34,40/2,1 67,70/3,0 107,0/3,8
8,75 1,41/0,380 3,08/0,57 6,01/0,78 13,00/1,20 18,70/1,5 35,70/2,1 73,90/3,0 117,0/3,9
10,00 1,51/0,390 3,41/0,58 6,52/0,82 13,90/1,20 20,20/1,5 40,60/2,2 79,80/3,1 125,0/3,9
12,50 1,71/0,390 3,87/0,60 7,41/0,85 15,80/1,30 23,00/1,5 46,10/2,2 90,00/3,2 140,0/3,9
15,00 1,90/0,400 4,29/0,62 8,22/0,87 17,60/1,30 25,50/1,6 48,10/2,3 98,50/3,2 154,0/3,9
17,50 2,08/0,410 4,69/0,64 8,98/0,89 19,20/1,30 27,80/1,6 55,40/2,3 107,0/3,2 166,0/3,9
20,00 2,24/0,420 5,06/0,65 9,69/0,91 20,70/1,40 30,00/1,6 59,30/2,3 114,0/3,2 178,0/3,9
25,00 2,55/0,430 5,74/0,67 11,01/0,92 23,40/1,40 33,50/1,6 66,20/2,3 127,0/3,2 199,0/3,9
30,00 2,83/0,440 6,34/0,69 12,25/0,97 25,70/1,40 36,70/1,6 72,50/2,3 140,0/3,2 218,0/3,9
35,00 3,09/0,460 7,05/0,71 13,05/0,97 27,70/1,40 39,60/1,6 78,40/2,3 151,0/3,2 235,0/3,9
40,00 3,34/0,480 7,54/0,71 14,20/0,97 29,60/1,40 42,40/1,6 83,70/2,3 162,0/3,2 252,0/3,9
45,00 3,57/0,490 7,98/0,71 15,00/0,97 31,40/1,40 45,00/1,6 89,00/2,3 171,0/3,2 267,0/3,9
50,00 3,84/0,490 8,42/0,71 15,80/0,97 33,20/1,40 47,30/1,6 93,90/2,3 180,0/3,2 281,0/3,9
Примечание. Здесь до косой черты указано количество газа, проходящего через трубу, м’/ч; после косой черты — эквивален-
тная длина прямолинейной трубы /экв, м, при £ =1.
Приложение 2
Таблица для расчета газопроводов низкого давления (трубы стальные бесшовные ГОСТ 8732—85)
Удельные потери давления, Па/м Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм
100; 108x5 и 98 125; 133x5,5 и 122 150; 159x5,5 и 148 200; 219x7 и 205 250; 273 х 9 и 255 300; 325 х 10 и 305 350; 377 х 10 и 357 400; 426 х 11 и 404
Природный газ (р = 0,73 кг/м3; v = 15-10~6 м2/с)
0,10 22,9/2,7 41,4/3,7 70,0/4,9 169/8,0 307/10,9 498/14,1 767/17,8 1071/19,6
0,11 24,2/2,8 43,6/3,8 73,8/5,0 179/8,1 323/11,0 525/14,3 808/18,0 1127/21,3
0,12 25,3/2,8 45,8/3,8 77,4/5,1 187/8,2 340/11,2 555/14,5 849/18,2 1185/21,6
0,15 28,8/2,9 52,0/3,9 88,0/5,2 213/8,5 386/11,5 626/14,9 963/18,8 1345/22,3
0,17 30,9/3,0 55,9/4,0 94,0/5,3 229/8,6 414/11,7 672/15,2 1034/19,1 1444/22,7
0,20 33,9/3,0 61,3/4,1 104,0/5,5 251/8,8 454/12,0 737/15,6 1136/19,6 1583/23,2
0,22 25,7/3,1 64,5/4,2 109,0/5,5 265/8,9 498/12,2 776/15,8 1193/19,8 1666/23,6
0,25 28,4/3,1 69,5/4,2 117,0/5,6 285/9,1 515/12,4 836/16,0 1286/20,2 1796/24,0
0,27 40,2/3,2 72,7/4,3 122,0/5,7 298/9,2 539/12,5 875/16,2 1346/20,4 1879/24,3
0,30 42,7/3,2 77,2/4,3 131,0/5,8 317/9,3 572/12,7 929/16,4 1430/20,7 1995/24,6
0,33 45,0/3,3 81,5/4,4 138,0/6,0 334/9,4 604/12,9 980/16,7 1507/21,0 2104/25,0
0,35 46,7/3,3 84,5/4,5 143,0/6,0 346/9,5 626/13,0 1016/16,8 1564/21,2 2182/25,2
0,37 48,4/3,4 87,0/4,5 146,0/6,1 358/9,6 646/13,1 1047/17,0 1612/21,3 2250/25,4
0,44 53,0/3,4 95,6/4,6 162,0/6,2 392/9,8 710/13,4 1150/17,4 1771/21,5 2472/26,0
Продолжение приложения 2
Удельные потери давления, Па/м Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм
100; 108x5 и 98 125; 133x5,5 и 122 150; 159x5,5 и 148 200; 219 х 7 и 205 250; 273x9 и 255 300; 325 х 10 и 305 350; 377 х 10 и 357 400; 426 х 11 и 404
0,50 57,1/3,5 103,0/4,7 175,0/6,3 424/10,0 766/13,7 1243/17,7 1912/22,3 2669/26,5
0,56 61,0/3,5 110,0/4,8 186,0/6,4 452/10,2 817/13,9 1327/18,0 2042/22,6 2851/26,9
0,62 64,9/3,6 118,0/4,8 199,0/6,5 481/10,3 870/14,1 1412/18,3 2172/23,1 3032/27,3
0,69 68,8/3,6 124,0/4,9 210,0/6,6 511/10,4 921/14,4 1497/18,5 2302/23,3 3233/27,7
0,75 72,1/3,7 130,0/5,0 221,0/6,7 535/10,5 966/14,6 1569/18,7 2413/23,7 3369/28,1
0,81 75,4/3,7 137,0/5,0 230,0/6,8 560/10,7 1011/14,7 1641/19,0 2525/24,0 3524/28,4
0,87 78,7/3,7 143,0/5,2 241,0/6,9 585/10,8 1056/14,8 1734/19,2 2637/24,1 3680/28,6
0,94 82,0/3,7 148,0/5,2 251,0/6,9 609/10,8 1100/14,9 1785/19,3 2748/24,3 3836/28,8
1,00 85,4/3,8 153,0/5,3 261,0/7,0 634/11,0 1144/15,2 1858/19,5 2859/24,7 3991/29,2
1,25 96,5/3,9 174,0/5,4 295,0/7,2 717/11,3 1293/15,6 2099/20,6 3231/25,4 4509/30,1
1,50 108,0/4,1 194,0/5,6 320,0/7,4 799/11,7 1443/16,1 2340/20,7 3601/26,1 5027/31,6
1,75 117,0/4,2 212,0/5,7 359,0/7,6 874/11,9 1575/16,4 2564/21,0 3883/26,6 5362/31,6
2,00 127,0/4,2 229,0/5,8 388,0/7,7 943/12,1 1701/16,7 2763/21,5 4147/26,8 5660/31,6
2,25 136,0/4,3 246,0/5,9 415,0/7,8 1009/12,4 1821/17,0 2957/21,8 4347/26,8 6004/31,6
2,50 144,0/4,3 261,0/6,0 441,0/7,9 1071/12,5 1932/17,2 3189/22,0 4661/26,8 6331/31,6
2,75 153,0/4,4 275,0/6,1 466,0/8,0 1132/12,7 2043/17,4 3192/22,0 4807/26,8 6618/31,6
3,00 160,0/4,4 290,0/6,1 489,0/8,1 1190/12,8 2107/17,4 3330/22,0 5027/26,8 6940/31,6
3,25 167,0/4,5 303,0/6,3 514,0/8,2 1247/13,0 2179/17,4 3472/22,0 5228/26,8 7221/31,6
3,50 175,0/4,6 317,0/6,3 536,0/8,3 1293/13,0 2258/17,4 3606/22,0 5430/26,8 7492/31,6
3,77 182,0/4,6 329,0/6,3 556,0/8,4 1343/13,0 2337/17,4 3730/22,0 5613/26,8 7752/31,6
4,00 188,0/4,7 341,0/6,4 577/8,5 1365/13,0 2414/17,4 3852/22,0 5798/26,8 8012/31,6
4,25 196,0/4,7 353,0/6,5 597/8,5 1408/13,0 2488/17,4 3972/22,0 5981/26,8 8251/31,6
4,50 202,0/4,7 364,0/6,5 617/8,6 1449/13,0 2560/17,4 4087/22,0 6155/26,8 8501/31,6
4,75 208,0/4,8 377,0/6,6 637/8,6 1488/13,0 2677/17,4 4192/22,0 6320/26,8 8725/31,6
5,00 215,0/4,8 388,0/6,6 652/8,6 1526/13,0 2698/17,4 4307/22,0 6484/26,8 8948/31,6
5,25 221,0/4,8 399,0/6,7 671/8,7 1564/13,0 2762/17,4 4410/22,0 6640/26,8 9167/31,6
5,50 227/4,9 410/6,7 683/8,7 1602/13,0 2832/17,4 4520/22,0 6860/26,8 9396/31,6
5,75 232/4,9 420/6,7 698/8,7 1637/13,0 2893/17,4 4620/22,0 6952/26,8 9593/31,6
6,00 237/4,9 430/6,7 714/8,7 1674/13,0 2957/17,4 4721/22,0 7110/26,8 9812/31,6
6,25 243/4,9 440/6,7 728/8,7 1706/13,0 3018/17,4 4819/22,0 7255/26,8 10004/31,6
7,50 270/5,0 481/6,7 797/8,7 1871/13,0 3305/17,4 5275/22,0 7944/26,8 10967/31,6
8,75 291/5,0 519/6,7 862/8,7 2020/13,0 3569/17,4 5675/22,0 8574/26,8 11830/31,6
10,00 312/5,0 556/6,7 921/8,7 2160/13,0 3817/17,4 6092/22,0 9177/26,8 12663/31,6
12,50 348/5,0 621/6,7 1029/8,7 2414/13,0 4257/17,4 6810/22,0 10255/26,8 14151/31,6
15,00 382/5,0 680/6,7 1128/8,7 2646/13,0 4675/17,4 7462/22,0 11237/26,8 15503/31,6
17,00 413/5,0 735/6,7 1218/8,7 2857/13,0 5049/17,4 8060/22,0 12132/26,8 16752/31,6
Продолжение приложения 2
Удельные потери давления, Па/м Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм
100; 108x5 и 98 125; 133x5,5 и 122 150; 159x5,5 и 148 200; 219x7 и 205 250; 273x9 и 255 300; 325x 10 и 305 350; 377 X 10 и 357 400; 426 х 11 и 404
20,00 440/5,0 783/6,7 1298/8,7 3046/13,0 5396/17,4 8613/22,0 12965/26,8 17897/31,6
25,00 490/5,0 878/6,7 1456/8,7 3414/13,0 6034/17,4 9631/22,0 14505/26,8 20019/31,6
30,00 540/5,0 962/6,7 1594/8,7 3741/13,0 6609/17,4 10551/22,0 15888/26,8 21923/31,6
35,00 584/5,0 1039/6,7 1722/8,7 4052/13,0 7140/17,4 11393/22,0 17168/26,8 23692/31,6
40,00 624/5,0 1111/6,7 1842/8,7 4320/13,0 7633/17,4 12184/22,0 18344/26,8 25326/31,6
45,00 662/5,0 1179/6,7 1953/8,7 4581/13,0 8095/17,4 12923/22,0 19457/26,8 26855/31,6
50,00 698/5,0 1242/6,7 2059/8,7 4830/13,0 8534/17,4 13620/22,0 20508/26,8 28312/31,6
Пары технического пропана (р = 2 кг/м3)
0,10 14,8/3,0 26,8/4,1 45,5/5,5 110/8,7 198/11,8 322/15,3 493/20,4 689/22,8
0,11 15,6/3,1 28,3/4,2 48,0/5,5 116/8,8 209/11,9 340/15,5 521/20,7 728/23,1
0,12 16,5/3,1 29,6/4,3 50,5/5,6 122/8,9 220/12,1 357/15,7 547/21,0 765/23,4
0,15 18,7/3,2 33,7/4,4 57,3/5,8 138/9,2 250/12,5 405/16,2 622/21,7 869/24,1
0,17 19,8/3,2 36,2/4,4 61,6/5,9 149/9,4 268/12,7 436/16,4 668/22,0 932/24,6
0,20 22,0/3,3 39,8/4,5 67,5/6,0 163/9,6 294/13,1 478/16,8 733/22,5 1024/25,2
0,22 23,3/3,4 42,0/4,6 71,3/6,1 172/9,7 311/13,2 505/17,1 773/23,1 1081/25,7
0,25 25,0/3,4 45,2/4,7 76,7/6,2 185/9,9 334/13,4 543/17,3 832/23,2 1163/26,0
0,27 26,1/3,5 47,2/4,7 80,2/6,3 193/10,0 349/13,6 567/17,6 869/23,6 1215/26,3
0,30 50,1/4,8 85,2/6,4 205/10,1 370/13,8 602/17,8 923/23,9 1290/26,7
0,33 29,3/3,6 52,9/4,9 89,9/6,5 214/10,2 392/14,0 636/18,0 975/24,2 1359/27,0
0,35 30,3/3,6 54,7/4,9 93,0/6,5 224/10,4 405/14,2 658/18,2 1005/24,4 1409/27,2
0,37 31,3/3,6 56,5/5,0 96,0/6,6 231/10,4 422/14,3 679/18,4 1041/24,6 1455/27,5
0,44 34,5/3,7 62,4/5,1 106,0/6,7 255/11,0 462/14,6 740/18,8 1150/25,5 1605/28,2
0,50 37,1/3,8 67,1/5,2 115,0/6,8 275/11,0 496/14,8 806/19,2 1236/25,7 1728/28,8
0,56 39,6/3,9 71,6/5,3 122,0/7,0 293/11,1 530/15,1 860/19,5 1319/26,1 1842/29,2
0,62 42,0/3,9 80,6/5,4 129,0/7,1 311/11,2 548/15,3 912/19,8 1401/26,5 1952/29,7
0,69 44,6/4,0 84,6/5,5 137,0/7,2 330/11,4 597/15,6 969/20,1 1490/26,9 2076/30,0
0,77 46,8/4,0 88,4/5,6 144,0/7,3 346/11,5 626/15,8 1009/20,2 1565/27,2 2108/30,0
0,81 48,9/4,1 92,0/5,6 150,0/7,4 362/11,7 654/15,9 1062/20,6 1628/27,3 2190/30,0
0,87 51,0/4,1 96,2/5,7 157,0/7,5 382/11,8 681/16,1 1106/20,8 1650/27,3 2250/30,0
0,94 53,3/4,2 100,0/5,7 163,0/7,6 394/12,0 699/16,2 1156/21,0 1710/27,3 2350/30,0
1,00 55,2/4,2 114,0/5,9 170,0/7,6 408/12,1 738/16,4 1170/21,0 1780/27,3 2430/30,0
1,25 62,7/4,3 120,0/6,0 193,0/7,8 464/12,4 820/16,4 1310/21,0 1970/21,3 2720/30,0
1,50 69,6/4,4 137,0/6,2 216,0/8,0 508/12,4 895/16,4 1435/21,0 2160/27,3 2970/30,0
1,75 76,0/4,5 118,0/6,3 234,0/8,3 550/12,4 967/16,4 1500/21,0 2330/27,3 3220/30,0
2,00 82,0/4,6 159,0/6,4 248,0/8,4 586/12,4 1035/16,4 1655/21,0 2500/27,3 3445/30,0
Продолжение приложения 2
Удельные потери давления, Па/м Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм
100; 108x5 и 98 125; 133x5,5 и 122 150; 159x5,5 и 148 200; 219x7 и 205 250; 273 x9 и 255 300; 325 х 10 и 305 350; 377 х 10 и 357 400; 426 х 11 и 404
2,22 88,0/4,7 168,0/6,5 265,0/8,5 622/12,4 1100/16,4 1708/21,0 2640/27,3 3640/30,0
2,55 93,1/4,8 169,0/6,5 280,0/8,5 649/12,4 1160/16,4 1850/21,0 2785/27,3 3850/30,0
2,75 98,3/4,9 180/6,5 294/8,5 689/12,4 1220/16,4 1940/21,0 2925/27,3 4030/30,0
3,00 103/4,9 186/6,5 307/8,5 718/12,4 1270/16,4 2030/21,0 3050/27,3 4215/30,0
3,25 109/5,0 192/6,5 319/8,5 749/12,4 1321/16,4 2110/21,0 3200/27,3 4390/30,0
3,50 113/5,0 197/6,5 332/8,5 776/12,4 1369/16,4 2195/21,0 3300/27,3 4550/30,0
3,75 117/5,0 206/6,5 343/8,5 803/12,4 1420/16,4 2270/21,0 3420/27,3 4700/30,0
4,00 120/5,0 213/6,5 355/8,5 830/12,4 1465/16,4 2340/21,0 3530/27,3 4860/30,0
4,25 124/5,0 220/6,5 366/8,5 855/12,4 1510/16,4 2410/21,0 3640/27,3 5010/30,0
4,50 127/5,0 226/6,5 376/8,5 879/12,4 1550/16,4 2480/21,0 3745/27,3 5140/30,0
4,75 131/5,0 233/6,5 386/8,5 904/12,4 1600/16,4 2557/21,0 3840/27,3 5300/30,0
5,00 134/5,0 240/6,5 396/8,5 926/12,4 1640/16,4 2620/21,0 3940/27,3 5435/30,0
5,25 138/5,0 244/6,5 407/8,5 950/12,4 1680/16,4 2683/21,0 4040/27,3 5570/30,0
5,50 141/5,0 250/6,5 416/8,5 974/12,4 1720/16,4 2750/21,0 4130/27,3 5700/30,0
5,75 144/5,0 256/6,5 425/8,5 996/12,4 1755/16,4 2810/21,0 4230/27,3 5840/30,0
6,00 147/5,0 261/6,5 433/8,5 1019/12,4 1799/16,4 2870/21,0 4320/27,3 5950/30,0
6,25 150/5,0 267/6,5 443/8,5 1040/12,4 1830/16,4 2920/21,0 4410/27,3 6090/30,0
7,50 165/5,0 292/6,5 485/8,5 1135/12,4 2010/16,4 3200/21,0 4830/27,3 6660/30,0
8,75 178/5,0 315/6,5 524/8,5 1228/12,4 2170/16,4 3480/21,0 5410/27,3 7190/30,0
10,00 190/5,0 337/6,5 560/8,5 1312/12,4 2318/16,4 3700/21,0 5570/27,3 7700/30,0
12,50 213/5,0 377/6,5 626/8,5 1470/12,4 2598/16,4 4130/21,0 6230/27,3 8600/30,0
15,00 234/5,0 413/6,5 686/8,5 1610/12,4 2840/16,4 4540/21,0 6820/27,3 8889/30,0
17,50 252/5,0 441/6,5 741/8,5 1740/12,4 3070/16,4 4890/21,0 7390/27,3 10190/30,0
20,70 269/5,0 477/6,5 790/8,5 1860/12,4 3270/16,4 5240/21,0 7890/27,3 11880/30,0
25,00 301/5,0 533/6,5 885/8,5 2079/12,4 3660/16,4 5850/21,0 8800/27,3 12900/30,0
30,00 330/5,0 584/6,5 970/8,5 2270/12,4 4010/16,4 6410/21,0 9240/27,3 13320/30,0
35,00 356/5,0 630/6,5 1049/8,5 2460/12,4 4340/16,4 6920/21,0 9650/27,3 14400/30,0
40,00 380/5,0 674/6,5 1121/8,5 2630/12,4 4625/16,4 7400/21,0 11130/27,3 15390/30,0
45,00 404/5,0 715/6,5 1189/8,5 2780/12,4 4900/16,4 7840/21,0 11820/27,3 16320/30,0
50,00 425/5,0 755/6,5 1250/8,5 2940/12,4 5175/16,4 8270/21,0 12480/27,3 17200/30,0
Пропановоздушная смесь (р = 1,6 кг/м3; v = 9 10‘6 м2/с)
0,10 15,5/2,7 28,0/3,7 47,6/4,8 115/7,7 207/10,5 337/13,6 517/17,0 712/20,2
0,11 16,4/2,7 29,5/3,7 50,3/4,9 121/7,8 219/10,7 356/13,8 546/17,3 763/20,6
0,12 17,2/2,8 31,1/3,8 52,1/5,0 127/7,9 230/10,8 374/14,0 574/17,5 801/20,8
0,15 19,6/2,9 35,3/3,9 60,0/5,1 145/8,2 262/11,1 436/14,5 652/18,1 911/21,5
Продолжение приложения 2
Удельные потери давления, Па/м Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм
100; 108x5 и 98 125; 133x5,5 и 122 150; 159x5,5 и 148 200; 219x7 и 205 250; 273 х 9 и 255 300; 325 х 10 и 305 350; 377 х 10 и 357 400; 426 х 11 и 404
0,17 21,0/2,9 38,0/4,0 64,5/5,2 155/8,3 281/11,4 468/14,8 700/18,4 978/22,0
0,20 23,1/3,0 41,7/4,1 70,8/5,3 171/8,5 308/11,6 514/15,1 768/18,8 1070/22,4
0,22 24,3/3,0 44,0/4,1 74,7/5,4 180/8,6 321/11,8 542/15,3 811/19,1 1133/22,8
0,25 26,2/3,1 47,3/4,2 80,4/5,5 194/8,8 350/12,0 569/15,5 827/19,2 1219/23,2
0,27 27,4/3,1 49,5/4,2 84,0/5,6 202/8,9 366/12,2 594/15,7 911/19,6 1273/23,5
0,30 29,1/3,1 52,5/4,3 89,2/5,7 215/9,0 389/12,4 631/16,0 968/19,9 1352/23,8
0,33 30,7/3,2 55,5/4,3 94,2/5,7 227/9,1 410/12,5 667/16,1 1023/20,2 1428/24,1
0,35 31,8/3,2 57,4/4,4 97,4/5,8 235/9,2 425/12,6 685/16,3 1057/20,4 1477/24,3
0,37 32,8/3,3 59,2/4,4 101/5,9 242/9,3 438/12,7 712/16,4 1091/20,6 1524/24,5
0,44 36,2/3,3 65,4/4,5 111/6,0 265/9,5 484/13,0 1205/21,0 1683/25,1
0,50 38,9/3,4 70,3/4,6 119/6,1 288/9,7 520/13,2 845/17,1 1295/21,4 1810/25,6
0,56 41,5/3,4 75,0/4,7 127/6,2 307/9,9 555/13,5 902/17,4 1382/21,7 1931/26,0
0,62 44,0/3,5 79,5/4,7 135/6,3 325/10,0 588/13,7 955/17,6 1465/22,1 2047/26,4
0,69 46,7/3,5 84,5/4,8 144/6,4 346/10,2 625/13,9 1016/18,0 1557/22,5 2176/26,7
0,75 49,1/3,6 87,5/4,8 150/6,5 363/10,3 656/14,1 1065/18,1 1633/22,8 2282/27,1
0,81 51,3/3,6 92,3/4,9 157/6,5 379/10,4 685/14,2 1113/18,3 1707/23,0 2384/27,4
0,87 53,4/3,7 96,5/5,0 164/6,6 395/10,5 714/14,4 1160/18,5 1778/23,2 2542/27,8
0,94 55,8/3,7 101/5,0 171/6,7 413/10,7 746/14,5 1212/18,8 1858/23,5 2596/28,0
1,00 57,8/3,7 104/5,1 177/6,7 427/10,8 773/14,7 1255/19,0 1925/23,7 2690/28,2
1,25 65,7/3,8 119/5,2 202/7,0 485/11,1 878/15,1 1426/19,5 2185/24,4 3055/29,4
1,50 72,9/3,9 132/5,4 224/7,2 539/11,4 976/15,5 1582/20,0 2426/25,0 3391/30,0
1,75 79,6/4,0 144/5,5 244/7,3 588/11,6 1064/15,9 1728/21,0 2649/26,0 3570/30,0
2,00 85,9/4,1 155/5,6 264/7,4 635/11,9 1148/16,2 1875/21,0 2760/26,0 3820/30,0
2,25 91,9/4,2 166/5,7 282/7,6 679/12,1 1228/16,5 1940/21,0 2930/26,0 4050/30,0
2,50 97,6/4,3 176/5,8 299/7,7 721/12,3 1304/16,7 2050/21,0 3090/26,0 4260/30,0
2,75 103/4,3 186/5,9 316/7,8 762/12,5 1348/16,7 2150/21,0 3240/26,0 4460/30,0
3,00 108/4,4 196/6,0 332/7,9 800/12,7 1401/16,7 2244/21,0 3390/26,0 4660/30,0
3,25 113/4,4 205/6,0 348/8,0 838/12,8 1467/16,7 2335/21,0 3530/26,0 4860/30,0
3,50 118/4,5 214/6,1 363/8,1 861/12,8 1520/16,7 2420/21,0 3660/26,0 5050/30,0
3,75 123/4,5 222/6,2 377/8,2 889/12,8 1574/16,7 2510/21,0 3780/26,0 5220/30,0
4,00 128/4,6 231/6,2 392/8,3 920/12,8 1624/16,7 2594/21,0 3910/26,0 5390/30,0
4,25 132/4,6 239/6,3 405/8,3 949/12,8 1679/16,7 2670/21,0 4035/26,0 5560/30,0
4,50 136/4,6 247/6,3 419/8,4 976/12,8 1725/16,7 2750/21,0 4150/26,0 5725/30,0
4,75 141/4,7 254/6,4 427/8,4 1020/12,8 1770/16,7 2830/21,0 4260/26,0 5885/30,0
5,00 145/4,7 262/6,4 439/8,4 1031/12,8 1820/16,7 2900/21,0 4390/26,0 6030/30,0
5,25 149/4,7 269/6,5 450/8,4 1057/12,8 1861/16,7 2970/21,0 4480/26,0 6160/30,0
Окончание приложения 2
Удельные потери давления, Па/м Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм
100; 108x5 и 98 125; 133x5,5 и 122 150; 159x5,5 и 148 200; 219x7 и 205 250; 273 х 9 и 255 300; 325 х 10 и 305 350; 377 х 10 и 357 400; 426 х 11 и 404
5,50 153/4,8 277/6,5 460/8,4 1080/12,8 1905/16,7 3040/21,0 4580/26,0 6320/30,0
5,75 157/4,8 284/6,6 471/8,4 1100/12,8 1950/16,7 3107/21,0 4685/26,0 6460/30,0
6,00 161/4,9 290/6,7 480/8,4 1130/12,8 1990/16,7 3175/21,0 4790/26,0 6600/30,0
6,25 165/4,9 296/6,7 491/8,4 1151/12,8 2030/16,7 3240/21,0 4895/26,0 6740/30,0
7,50 182/5,0 324/6,7 536/8,4 1261/12,8 2220/16,7 3545/21,0 5350/26,0 7390/30,0
8,75 197/5,0 350/6,7 580/8,4 1362/12,8 2400/16,7 3930/21,0 5780/26,0 7960/30,0
10,00 210/5,0 374/6,7 621/8,4 1460/12,8 2570/16,7 4100/21,0 6160/26,0 8510/30,0
12,50 235/5,0 419/6,7 693/8,4 1630/12,8 2875/16,7 4580/21,0 6900/26,0 9530/30,0
15,00 258/5,0 458/6,7 758/8,4 1758/12,8 3150/16,7 5010/21,0 7550/26,0 10450/30,0
17,50 278/5,0 495/6,7 820/8,4 1925/12,8 3400/16,7 5420/21,0 8170/26,0 11300/30,0
20,00 298/5,0 530/6,7 878/8,4 2040/12,8 3640/16,7 5795/21,0 8740/26,0 12090/30,0
25,00 333/5,0 592/6,7 980/8,4 2305/12,8 4070/16,7 6485/21,0 9800/26,0 13500/30,0
30,00 364/5,0 649/6,7 1074/8,4 2520/12,8 4450/16,7 7100/21,0 10710/26,0 14790/30,0
35,00 395/5,0 700/6,7 1160/8,4 2725/12,8 4800/16,7 7650/21,0 11590/26,0 15950/30,0
40,00 421/5,0 743/6,7 1240/8,4 2915/12,8 5135/16,7 8200/21,0 12380/26,0 17080/30,0
45,00 447/5,0 795/6,7 1319/8,4 3110/12,8 5450/16,7 8670/21,0 13100/26,0 18100/30,0
50,00 470/5,0 840/6,7 1389/8,4 3260/12,8 5750/16,7 9150/21,0 13820/26,0 19090/30,0
Окончание приложения 2
Условный проход; наружный и внутренний диаметры, мм 400; 426 х 11 и 404 6320/30,0 6460/30,0 6600/30,0 6740/30,0 7390/30,0 7960/30,0 8510/30,0 9530/30,0 10450/30,0 11300/30,0 12090/30,0 13500/30,0 14790/30,0 15950/30,0 17080/30,0 18100/30,0 19090/30,0
350; 377 х 10 и 357 4580/26,0 4685/26,0 4790/26,0 4895/26,0 5350/26,0 5780/26,0 6160/26,0 6900/26,0 7550/26,0 8170/26,0 8740/26,0 9800/26,0 10710/26,0 11590/26,0 12380/26,0 13100/26,0 13820/26,0
300; 325 х 10 и 305 3040/21,0 3107/21,0 3175/21,0 3240/21,0 3545/21,0 3930/21,0 4100/21,0 4580/21,0 5010/21,0 5420/21,0 5795/21,0 6485/21,0 7100/21,0 7650/21,0 8200/21,0 8670/21,0 9150/21,0
250; 273 х 9 и 255 1905/16,7 1950/16,7 1990/16,7 2030/16,7 2220/16,7 2400/16,7 2570/16,7 2875/16,7 3150/16,7 3400/16,7 3640/16,7 4070/16,7 4450/16,7 4800/16,7 5135/16,7 5450/16,7 5750/16,7
200; 219x7 и 205 1080/12,8 1100/12,8 1130/12,8 1151/12,8 1261/12,8 1362/12,8 1460/12,8 1630/12,8 1758/12,8 1925/12,8 2040/12,8 2305/12,8 2520/12,8 2725/12,8 2915/12,8 3110/12,8 3260/12,8
150; 159x5,5 и 148 460/8,4 471/8,4 480/8,4 491/8,4 j 536/8,4 оо о оо 621/8,4 693/8,4 оо оо 820/8,4 878/8,4 980/8,4 1074/8,4 1160/8,4 1240/8,4 1319/8,4 1389/8,4
125; 133x5,5 и 122 277/6,5 284/6,6 290/6,7 296/6,7 324/6,7 350/6,7 374/6,7 419/6,7 458/6,7 495/6,7 о 592/6,7 649/6,7 О' о 743/6,7 795/6,7 | 840/6,7
100; 108 х 5 и 98 153/4,8 157/4,8 161/4,9 165/4,9 182/5,0 197/5,0 210/5,0 235/5,0 258/5,0 О оо* еч 298/5,0 333/5,0 364/5,0 395/5,0 421/5,0 447/5,0 470/5,0
Удельные потери давления, Па/м 5,50 5,75 6,00 6,25 7,50 8,75 10,00 12,50 О «—< 17,50 20,00 О сч 30,00 О о 40,00 О о 50,00
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Баясанов Д. Б., Ионин А. А. Распределительные системы газоснабже-
ния. — М.: Стройиздат, 1997.
2. Берхман Е. И. Экономика систем газоснабжения. — М.: Недра, 1975.
3. Борисов С. И., Даточный В. В. Гидравлический расчет газопроводов. —
М.: Недра, 1972.
4. Борщов Д. Я. Эксплуатация отопительной котельной на газообразном
топливе. — М.: Стройиздат, 1988.
5. Газовое оборудование, приборы и арматура / Под ред. Н. И. Рябцева. —
М.; Недра, 1985.
6. Газорегуляторные пункты и установки / Под ред. В. А. Жилы, И. В. Ме-
щанинова, О. В. Платонова. — М.: ЗАО «Полимергаз», 2000.
7. ГордюхинА.И. Газовые сети и установки. — М.: Стройиздат, 1978.
8. ГОСТ 11.032—90. Аппараты водонагревательные емкостные газовые
бытовые. Технические условия.
9. ГОСТ 9.544—93. Арматура трубопроводная запорная. Нормы герме-
тичности затворов.
10. ГОСТ 21.204—97. Горелки газовые и промышленные. Общие техни-
ческие условия.
11. ГОСТ 10.194—91. Задвижки клиновые с выдвижным шпицелем сталь-
ные на Ру = 1,6 до 4,0 МПа. Технические условия.
12. ГОСТ 9.701 —90. Клапаны регулирующие диафрагмовые и шланго-
вые. Основные параметры.
13. ГОСТ 10.798—95. Плиты газовые бытовые. Общие технические ус-
ловия.
14. ГОСТ 21.805—90. Регуляторы давления для сжиженных углеводо-
родных газов на Ру до 1,6 МПа. Технические условия.
15. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. —
М.: Госэнергоиздат, 1960.
16. Ионин А. А. Газоснабжение. — М.: Стройиздат, 1989.
17. Ионин А. А. Основы расчета эжекционных газовых горелок. — М.:
Гостоптехиздат, 1963.
18. Иссерлин А. С. Основы сжигания газового топлива. — Л.: Недра, 1980.
19. Кряшев Б. Г., Дудин И В., Мерлин А. Е. Справочник для работников газо-
вых служб в сельском хозяйстве. — М.: Недра, 1986.
20. Кязимов К. Г. Справочник газовика. — М.: Высш, шк.: Изд. центр
«Академия», 2000.
21. Левин А. М. Принципы рационального сжигания. — Л.: Недра, 1977.
22. Михеев В. П., Медников Ю. П. Сжигание природного газа. — Л.: Не-
дра, 1975.
23. Пешехонов Н. И. Проектирование газоснабжения. — Киев: Будивель-
ник, 1970.
265
24. Порядок выбора и расчет регуляторов давления газа, предохрани-
тельных устройств, фильтров для ГРП, ГРУ, РД-3-8-90. — Саратов: Гип-
роНИИГАЗ, 1990.
25. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю-
щих под давлением. — М.: Госгортехнадзор, 1989.
26. Преображенский Н. И. Сжиженные углеводородные газы. — Л.: Не-
дра, 1975.
27. Равич М. Б. Газ и его применение в народном хозяйстве. — М.: На-
ука, 1974.
28. РД 50-213-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стан-
дартными сужающими устройствами. — М.: Изд-во стандартов, 1982.
29. Рогозин А. С. Справочное руководство по бытовой газовой аппара-
туре. — Л.: Недра, 1995.
30. Рябцев Н.И., Кряжев Б. Г. Сжиженные углеводородные газы. — М.:
Недра, 1977.
31. Сборник руководящих материалов по защите городских подземных
трубопроводов от коррозии. — Л.: Недра, 1987.
32. Скафтымов Н.А. Основы газоснабжения. — Л.: Недра, 1975.
33. Спейшер В. А., Горбаченко А.Д. Повышение эффективности исполь-
зования газа и мазута в энергетических установках. — М.: Энергия, 1974.
34. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных / Под
ред. Е. Б. Столпера. — Л.: Недра, 1988.
35. Старов В.Ю. Методические указания к курсовому и дипломному
проектированию для студентов специальности 2907 «Теплогазоснабже-
ние и вентиляция». Расчет на ЭВМ годовых и часовых расходов газа в
городе. — М., 1990.
36. Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д. Я. Справочник по сжиженным угле-
водородным газам. — Л.: Недра, 1986.
37. Стаскевич Н.Л., Вигдорчик Д.Я., Северинец Г. Н. Справочник по газо-
снабжению и использованию газа. — Л.: Недра, 1990.
38. Чепелъ В.М., Щур И. А. Сжигание газов в топках котлов и печей и
обслуживание газового хозяйства предприятий. — 7-е изд., перераб. и доп. —
Л.: Недра, 1980.
39. Щукин А. А. Промышленные печи и газовое хозяйство заводов. —
М.: Энергия, 1975.
40. Щур И. А. Газорегуляторные пункты и установки. — Л.: Недра, 1985.
41. Щур И. А. Средства повышения безопасности работы газифициро-
ванных котельных. — Л.: Недра, 1978.
42. Эстеркин Р.И. Промышленные парогенерирующие установки. —
Л.: Энергия, 1980.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение......................................................3
Глава 1. Газовое топливо......................................5
1.1. Требования к качеству газа для бытового
и коммунально-бытового потребления........................5
1.2. Состав природных газов...............................6
1.3. Искусственные газы..................................18
Глава 2. Газовые сети городов и населенных пунктов. Нормы
проектирования...............................................25
2.1. Классификация газопроводов..........................25
2.2. Устройство подземных, надземных и наземных газопроводов.
Условия прокладки труб в грунте..........................28
2.3. Переходы газопроводов через препятствия.............30
2.4. Трубы для газопроводов..............................34
2.5. Запорные устройства.................................39
2.6. Классификация потребителей газа.....................47
2.7. Гидравлический расчет газопроводов..................57
2.8. Неравномерность потребления газа....................65
Глава 3. Газорегуляторные пункты. Газорегуляторные установки.
Устройство и расчет технологического оборудования............68
3.1. Газорегуляторные пункты блочные.....................68
3.2. Технологические схемы оборудования ГРП и ГРУ........69
3.3 Регуляторы давления газа.............................72
3.4. Определение пропускной способности регуляторов......81
3.5. Предохранительно-запорные клапаны...................83
3.6. Предохранительные сбросные устройства.
Определение пропускной способности.......................87
3.7. Газовые фильтры.....................................92
3.8. Оборудование для учета расхода газа.................96
Глава 4. Внутреннее газовое оборудование. Нормы проектирования.99
4.1. Газовые приборы и аппаратура........................99
4.2. Дымоходы...........................................112
4.3. Кухонное оборудование..............................115
4.4. Требования, предъявляемые к внутренним
газопроводам............................................118
4.5. Расчет внутридомового газопровода..................120
Глава 5. Горелки для сжигания газа..........................133
5.1. Классификация газовых горелок......................133
5.2. Основные характеристики газовых горелок............137
5.3. Инжекционные горелки для газа низкого давления.....138
5.4. Диффузионные горелки...............................140
267
5.5. Инжекционные горелки для газа среднего давления.....142
5.6. Горелки с принудительной подачей воздуха
и предварительной подготовкой газовоздушной смеси.......143
5.7. Стабилизация процесса горения......................148
Глава 6. Газовое оборудование промышленных, коммунальных
и коммунально-бытовых предприятий...........................152
6.1. Особенности использования газового топлива
в котельных..............................................152
6.2. Газовое оборудование котельных с паровыми
и водогрейными котлами...................................155
6.3. Определение расхода газа котельной на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение жилых
и общественных зданий...................................158
6.4. Выбор котлов и газовых горелок.....................159
6.5. Схемы обвязочных газопроводов......................165
6.6. Взрывные клапаны для топок котлов и боровов........168
6.7. Расчет дымовой трубы котельной
с естественной тягой.....................................170
6.8. Организация воздухообмена в котельной..............172
6.9. Использование газа в коммунально-бытовом секторе....174
6.10. Подбор дымососа для котельной
с принудительной тягой.................................176
Глава 7- Газонаполнительные станции. Баллонные и резервуарные
установки сжиженных газов...................................181
7.1. Общие сведения о сжиженных газах...................181
7.2. Газонаполнительные станции.........................182
7.3. Установки для перемещения сжиженных газов..........188
7.4. Транспортирование сжиженных газов..................193
7.5. Резервуарная установка.............................197
7.6. Газобаллонные установки, газонаполнительные
пункты..................................................200
7.7. Естественное и искусственное испарение газа........206
Глава 8. Защита газопроводов от коррозии....................208
8.1. Виды коррозии......................................208
8.2. Защита газопроводов от почвенной коррозии
и блуждающих токов......................................210
8.3. Мероприятия по защите подземных газопроводов
от коррозии........................................... 217
Глава 9. Газоснабжение города (курсовой проект).............229
9.1. Расчет сети низкого давления (район II).......... 229
9.2. Расчет сети высокого давления......................240
Приложения..................................................245
Список литературы...........................................265
Учебное издание
Жила Виктор Андреевич
Ушаков Максим Александрович
Брюханов Олег Николаевич
Газовые сети и установки
Учебное пособие
Редакторы Э. М. Федорова, В. Н. Махова
Технический редактор О. С. Александрова
Компьютерная верстка: Н. В. Соколова
Корректоры Е. Ю. Куринских, К. М. Корепанова
Диапозитивы предоставлены издательством
Изд. № A-526-I/1. Подписано в печать 16.05.2003. Формат 60 x90/16.
Бумага тип. № 2. Гарнитура «Таймс». Печать офсетная. Усл. печ. л. 17,0.
Тираж 20000 экз. (1-й завод 1—8000 экз.). Заказ № 2984.
Лицензия ИД №02025 от 13.06.2000. Издательский центр «Академия».
Санитарно-эпидемиологическое заключение № 77.99.02.953.Д.002682.05.01 от 18.05.2001.
117342, Москва, ул. Бутлерова, 17-Б, к. 223. Тел./факс (095) 330-1092, 334-8337.
Отпечатано на Саратовском полиграфическом комбниате.
410004, г. Саратов, ул. Чернышевского, 59.