/
Автор: Мариненко Е.Е. Ефремова Т.В.
Теги: рудничный (шахтный) транспорт доставка по лаве, откатки по штрекам, подъем по стволам транспорт по поверхности санитарно-техническое оборудование зданий и его монтаж отдельные виды строительства инженерия справочник газоснабжение учебное пособие газовое оборудование
ISBN: 978-5-98276-207-8
Год: 2008
Текст
Федеральное агентство по образованию
Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет
Е.Е. Мариненко, Т.В. Ефремова
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ
Утверждено редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия для студентов специальности
«Теплогазоснабжение и вентиляция» заочной формы обучения
Волгоград 2008
УДК 622.691.4 (1-21)+696.2](075.8)
ББК 38.763я73
М263
Рецензенты:
доктор технических наук, профессор кафедры энергоснабжения и теплотехни-
ки ВолгГАСУ В.М. Фокин-,
главный инженер ОАО «Волгоградгоргаз» И.В. Крапивин
Мариненко Е.Е.
М 263 Газоснабжение : учебное пособие / Е.Е. Мариненко,
Т.В. Ефремова ; Волгогр. гос. архит.-строит, ун-т. Волгоград :
ВолгГАСУ, 2008. 222 с.
ISBN 978-5-98276-207-8
Рассматриваются вопросы газоснабжения городов, комму-
нально-бытовых и производственных предприятий. Дана характе-
ристика природных, искусственных и сжиженных углеводородных
газов, рассмотрены их транспортировка, хранение, распределение
и сжигание в многообразных тепловых установках. Даны сведения
об основных категориях потребителей и режимах потребления га-
за. Приведены методики определения расчетных расходов газа
и гидравлического расчета газовых сетей. Рассматриваются назна-
чение и принципы работы газорегуляторных пунктов, установок
и оборудования, входящего в них.
Для студентов специальности 290700 (270109) «Теплогазо-
снабжение и вентиляция» заочной формы обучения, а также для
студентов всех специальностей технического профиля, изучающих
курсы «Теплогазоснабжение и вентиляция», «Инженерные сети
и оборудование». Пособие может быть полезным для инженерно-
технических работников, занятых проектированием и эксплуатаци-
ей систем газоснабжения.
УДК 622.691.4 (1-21)4-696.2] (075.8)
ББК 38.763я73
ISBN 978-5-98276-207-8
© Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Волгоградский государственный архитектурно-
строительный университет», 2008
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие..................................................... 6
Введение........................................................ 7
1. Газоснабжение и его место в топливо- и энергоснабжении РФ... 9
1.1. История развития газоснабжения и газовой промышленности в
России. Современное состояние и структура отрасли. Перспективы.. 9
1.2. Основные действующие и перспективные месторождения...... 11
1.3. Структура потребления природного газа.................. 13
1.4. Технические, экономические и экологические преимущества
использования природного газа.................................. 14
Контрольные вопросы......................................... 15
2. Горючие газы. Добыча и транспорт природного газа........... 16
2.1. Состав газообразного топлива........................... 16
2.2. Классификация горючих газов............................ 17
2.3. Газовые скважины, их устройство и бурение.............. 20
2.4. Подготовка газа к транспортировке и использованию....... 22
2.5. Транспортировка газа на большие расстояния............. 30
2.6. Подземные хранилища газа................................ 31
Контрольные вопросы......................................... 32
3. Городские системы газораспределения
и их основные характеристики................................... 33
3.1. Виды систем газораспределения.......................... 33
3.2. Классификация газопроводов. Условия присоединения по-
требителей к газовым сетям..................................... 37
3.3. Трубы, арматура и оборудование газопроводов............ 39
3.3.1. Трубы, применяемые в газоснабжении................ 39
3.3.2. Отключающие устройства на газопроводах. Требования
к установке 44
3.3.2.1. Виды отключающих устройств................... 44
3.3.2.2. Требования к установке....................... 48
3.3.3. Компенсаторы...................................... 52
3.3.4. Конденсатосборники................................ 53
3.4. Устройство и конструкции наружных газопроводов......... 54
3.4.1. Вводы газопроводов в здания....................... 54
3.4.2. Подземные газопроводы. Требования к прокладке...... 55
3.4.3. Надземные и наземные газопроводы.................. 57
3.4.4. Переходы газопроводов через железные и автомобиль-
ные дороги и трамвайные пути................................... 60
3.4.5. Пересечения газопроводами водных преград и оврагов. 65
3
3.5. Защита газопроводов от коррозии................... 71
3.5.1. Виды коррозии................................ 71
3.5.2. Способы определения коррозионной активности грунта.... 73
3.5.3. Способы защиты газопроводов от коррозии...... 74
Контрольные вопросы.................................... 79
4. Потребление газа...................................... 80
4.1. Основные категории потребителей газа. Методы расчета га-
зопотребления............................................. 80
4.2. Неравномерность потребления газа и ее регулирование. 86
Контрольные вопросы.................................... 90
5. Гидравлический расчет газовых сетей................... 91
Контрольные вопросы.....................................108
6. Газораспределительные станции, газорегуляторные пункты и
установки..................................................109
6.1. Газораспределительные станции...................... 109
6.2. Газорегуляторные пункты и установки................112
6.2.1. Назначение, классификация и основные элементы.....112
6.2.2. Технологические схемы ГРП и ГРУ...................113
6.2.3. Размещение ГРП и ГРУ........................ 116
6.2.4. Технологическое оборудование ГРП и ГРУ............119
6.2.5. Выбор оборудования ГРП и ГРУ..................133
6.2.6. Учет расхода газа........................... 137
Контрольные вопросы....................................141
7. Эксплуатация систем газоснабжения.................... 142
7.1. Организация эксплуатации систем газоснабжения......142
7.2. Основные службы газового хозяйства............... 143
7.3. Автоматизированные системы диспетчерского управления
газовым хозяйством........................................151
7.4. Учет и баланс газа............................... 154
7.5. Контроль за строительством газопроводов и сооружений
на них. Приемка в эксплуатацию........................... 155
7.6. Присоединение новых газопроводов к действующим сетям... 158
7.7. Эксплуатация ГРП и ГРУ........................... 165
7.8. Охрана труда и обеспечение безопасности работ
при эксплуатации систем газоснабжения.....................167
Контрольные вопросы....................................172
8. Теоретические основы сжигания газа................... 173
8.1. Кинетика химических реакций горения. Зависимость скорости
химической реакции от температуры. Уравнение Аррениуса......... 173
8.2. Пламя. Определение температур в зоне пламени..... 176
8.3. Горение в неподвижной среде. Нормальная скорость
распространения пламени. Критический диаметр............. 179
4
8.4. Расчеты горения.................................. 182
8.5. Методы сжигания газа. Устойчивость горения....... 184
Контрольные вопросы....................................188
9. Газовые горелки.......................................189
9.1. Основные требования и технические характеристики горелок.... 189
9.2. Классификация газовых горелок.....................190
9.3. Взаимозаменяемость газов. Число Воббе. Пересчет горелок. 197
Контрольные вопросы....................................199
10. Использование газа на коммунально-бытовые
и производственные нужды..................................200
10.1. Газоснабжение жилых домов........................200
10.1.1. Требования к прокладке газопроводов.........200
10.1.2. Бытовые газовые приборы.....................204
10.2. Газоснабжение котельных..........................209
10.3. Промышленные системы газоснабжения...............211
Контрольные вопросы....................................216
Заключение................................................217
Библиографический список..................................220
ПРЕДИСЛОВИЕ
В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» [39]
в качестве приоритета по добыче топлива рассматривается природный газ,
способный удовлетворить более 50 % потребности в первичных топливно-
энергетических ресурсах. Газовая промышленность будет развиваться преж-
де всего за счет крупных месторождений Тюменской и Томской, а также
Оренбургской и Астраханской областей. Кроме того, большие надежды воз-
лагаются на создание новых крупных центров по добыче природного газа в
Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. При таких подходах к развитию
добычи природного газа требуется выполнить конкретную реконструкцию
всей системы газоснабжения: ускорить газификацию сельской местности,
увеличить долю использования газа в качестве моторного топлива, реконст-
руировать существующие и строить новые электростанции в городах и селах
страны.
Учебное пособие написано в соответствии с рабочей программой специ-
ального курса «Газоснабжение», предусмотренного учебным планом для спе-
циальности 290700. Эта дисциплина является профилирующей, обеспечивающей
углубленную профессиональную подготовку специалиста для производствен-
ной и проектно-конструкторской деятельности в области проектирования,
монтажа и эксплуатации систем газоснабжения.
В учебном пособии последовательно отражены основные вопросы газо-
снабжения: его место в энергоснабжении населенных пунктов и промышлен-
ных предприятий, свойства горючих газов и их использование, устройство и
эксплуатация систем газоснабжения и отечественного газового оборудова-
ния, газовое хозяйство и его организационная структура. Учебное пособие
составлено с учетом особенностей дистанционного обучения. Текст пособия
наглядно иллюстрируется схемами, номограммами, рисунками.
Авторы выражают благодарность студентам специальности ТГВ
ВолгГАСУ за помощь в подготовке издания.
Замечания и предложения, касающиеся содержания учебного пособия,
будут приняты авторами с благодарностью.
6
ВВЕДЕНИЕ
Россия — единственная крупная страна в мире, которая полностью
обеспечивает себя топливом и энергией за счет стабильных природных
ресурсов и одновременно экспортирует газовое топливо. Доля природно-
го газа в топливном балансе России составляет 60 %. Природный газ —
основной источник газопотребления, применяемый во многих областях
народного хозяйства страны.
В России ежегодно потребляется (с учетом расхода газа на техноло-
гические нужды системы газоснабжения) 410 млрд м3 газа, или более
70 % всего объема газа, добываемого в стране. Масштабы внутреннего
рынка, начиная с 1998 г., стабильны и имеют тенденцию к некоторому
росту (в среднем 3,3 % в год).
Использование газового топлива позволяет внедрять эффектив-
ные методы передачи теплоты, создавать экономичные и высокопро-
изводительные агрегаты, а также повышать качество промышленной
продукции.
Система газоснабжения России — основополагающий элемент на-
циональной экономики, от надежного и эффективного функционирова-
ния которого зависит ее нормальная работа и жизнеобеспечение всех
граждан России.
Газовая отрасль России — одна из основных бюджетообразую-
щих отраслей экономики. Газовая отрасль занимает 8 % в структуре
ВВП, обеспечивает до 25 % доходов бюджета, а также более 19 % ва-
лютной выручки государства за счет экспортных поставок газа.
Согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 года»
[39] увеличение добычи газа составит с 595 млрд м3 в 2002 г. до
635...665 млрд м3 в 2010 г. и до 680...730 млрд м3 в 2020 г.
Приоритетными направлениями использования природного газа
являются коммунально-бытовое потребление (отопление, горячее во-
доснабжение, приготовление пищи) с соответствующим развитием га-
зификации, государственные нужды (оборона, резервы и др.), обеспе-
чение нетопливных нужд (производство минеральных удобрений, сы-
рья для газохимии и пр.) и поставки газа по долгосрочным контрактам
7
на экспорт. В «Энергетической стратегии...» отмечается, что в бли-
жайшие годы продолжится газификация регионов России, в том числе
крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной
Сибири, Дальнего Востока.
В газовой промышленности с целью повышения эффективности
ее функционирования предусматривается внедрение достижений на-
учно-технического прогресса, связанных с использованием прогрес-
сивных технологий бурения, добычи, переработки и потребления газа,
совершенствованием газотранспортной системы, повышением энер-
гоэффективности транспорта, сжижения газа и систем аккумулирова-
ния его запасов.
1. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ И ЕГО МЕСТО В ТОПЛИВО-
И ЭНЕРГОСНАБЖЕНИИ РФ
1.1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ И ГАЗОВОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ В РОССИИ. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
И СТРУКТУРА ОТРАСЛИ. ПЕРСПЕКТИВЫ
Возникновение и развитие газовой промышленности в России отно-
сится к сороковым годам XIX в. В дореволюционной России природный
газ не добывался. Весь газ вырабатывался из каменного угля и предна-
значался для освещения, отчего получил название светильного газа.
Первый газовый завод был построен в Санкт-Петербурге в 1835 г.
Позднее были построены заводы в Москве, Риге, Вильно, Одессе, Харь-
кове, крупнейшим из которых был Московский завод, вступивший в
строй в 1865 г. Давление газа создавалось на заводе и не превышало
1000 Па. Для транспорта газа применялись чугунные трубы с раструб-
ными соединениями на свинце.
В начале XX в. началось применение газа в быту и в промышленно-
сти, а газовое освещение стало вытесняться электрическим. По-прежнему
преобладающими в газоснабжении были искусственные газы, вырабаты-
ваемые уже не только из угля, но и из нефти. В районах нефтяных про-
мыслов в 1920-е гг. в небольшом количестве началось использование
попутного природного газа, а использование природного газа чисто га-
зовых месторождений получило развитие в советское время.
Первый магистральный газопровод длиной 69 км и диаметром
300 мм был построен в 1940—1941 гг. от газового месторождения Да-
шава (Украина) до Львова. В 1943 г. был построен газопровод Бугурус-
лан — Куйбышев длиной 160 км и диаметром 350 мм, и начато строи-
тельство газопровода Саратов — Москва, введенного в эксплуатацию в
1947 г., протяженностью 843 км и диаметром 300 мм. Строительство
этого газопровода обеспечило условия для широкой газификации Моск-
вы на базе природного газа.
В последующие годы были построены газопровод Кохтла-Ярве —
Ленинград для подачи искусственного сланцевого газа из Эстонии, га-
зопроводы природного газа Дашава — Киев — Брянск — Москва, Став-
9
рополь — Москва и др. Затем началось интенсивное освоение газовых
месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях и строитель-
ство магистральных газопроводов в центральных районах страны. На-
чалась широкая газификация городов и сельских населенных пунктов.
В 1960—1980 гг. были разведаны и освоены крупные месторожде-
ния природного газа в Узбекистане, Туркмении, на Урале и в Западной
Сибири. К 1986 г. была создана единая система газоснабжения (ЕСГ).
Крупномасштабное развитие газовой отрасли в СССР началось от-
носительно поздно — в 1970-е гг. В результате сегодня в ней, по срав-
нению с другими добывающими отраслями российской промышленно-
сти, технологии более современны, оборудование менее изношенно,
выработанность разрабатываемых запасов значительно ниже, а неиз-
бежное ухудшение природно-геологических условий пока проявляется
более слабо и связано, в основном, с продвижением на Север.
Газовая отрасль менее, чем другие отрасли российской промышлен-
ности была затронута экономическим кризисом. Добыча газа в 90-х гг.
XX в. падала незначительно, максимально на 8,4 % (1991 г. — 643 млрд м3,
1997 г. — 543 млрд м3), причем, как считают специалисты, произошло
это лишь в силу падения платежеспособного спроса, а при его восста-
новлении падение прекратилось, и на протяжении последних лет добы-
ча увеличивается.
К середине 90-х гг. прошлого века было газифицировано 970 горо-
дов, 1865 рабочих поселков и более 80 тыс. сельских населенных пунк-
тов. Охват газоснабжением городов и поселков городского типа к нача-
лу нового столетия составил более 60 %. В целях дальнейшего расши-
рения газификации прогнозируется развитие сети распределительных
газопроводов до 75...80тыс. км за пятилетие, из них более 75 % — в
сельской местности. Планируемые объемы реконструкции газовых се-
тей позволят к 2021 г. газифицировать природным газом до 10,5 млн
квартир, из них 7,5 млн — в сельской местности. Важное место в струк-
туре топливоснабжения села останется за сжиженным газом, потребле-
ние которого прогнозируется повысить в 1,2... 1,3 раза.
На сегодняшний день протяженность магистральных газопроводов
и отводов, входящих в газотранспортную систему, составляет 154,8 тыс. км
(газопроводы диаметром 1020, 1220 и 1420 мм составляют более 62 %).
В систему входят около 350 компрессорных станций с газоперекачи-
вающими агрегатами установленной мощностью 42,6 млн кВт, более
270 промысловых установок комплексной подготовки газа, десятки под-
земных хранилищ газа и 3645 газораспределительных станций.
В соответствии с «Энергетической стратегией России на период до
2020 года» экспорт энергоресурсов останется важнейшим направлением
международной деятельности России в сфере энергетики.
10
Сформировавшаяся в газовой отрасли в течение последних десяти-
летий производственная структура обеспечивает непрерывность про-
цесса газоснабжения от бурения скважин, добычи, транспортировки га-
за до поставки его непосредственно потребителям.
Эксплуатацию распределительных газопроводов населенных пунк-
тов осуществляют самостоятельные юридические лица — газораспреде-
лительные организации, оказывающие на обслуживаемой ими террито-
рии услуги по транспортировке газа, а также его поставку конечным по-
требителям наряду с другими газосбытовыми организациями.
Структура газовой отрасли России включает производителей газа,
газосбытовые компании, газораспределительны, газотранспортные ор-
ганизации и потребителей газа. Газовая отрасль России характеризуется
не только наличием у производителей значительных ресурсов газа, но и
высокой концентрацией его добычи, магистральных транспортных сетей
и централизацией управления в рамках одной компании. Собственником
ЕСГ является ОАО «Газпром», осуществляющий до 90% всей добычи
газа в России, транспортировку его по магистральным газопроводам и
реализацию на внутреннем и внешних рынках. Кроме того, добычу газа
на территории Российской Федерации осуществляют независимые от
ОАО «Газпром» производители газа — газодобывающие и нефтяные
компании, региональные газовые компании (АО «Норильскгазпром»,
АО «Камчатгазпром», АО «Якутскгазпром», АО «Сахалинморнефте-
газ»), обеспечивающие газоснабжение территорий, не связанных с ЕСГ.
1.2. ОСНОВНЫЕ ДЕЙСТВУЮЩИЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Сырьевая база природного газа в России — как ее разведанная, так и
прогнозная часть — достаточна и надежна для текущего и перспектив-
ного обеспечения потребностей внутреннего рынка и нужд экспорта.
Разведанные запасы природного газа составляют около 47 трлн м3, в том
числе в Западной Сибири — около 35 трлн м3 (74 %). Ближайшие для
освоения ресурсы газа оцениваются в 100 трлн м3, в том числе в север-
ных районах Западной Сибири — около 51 трлн м3. Такого объема запа-
сов достаточно для обеспечения ежегодной добычи газа в объеме
700 млрд м3 в течение 60... 80 лет.
Газовые месторождения находятся, как правило, вблизи нефтяных.
Наряду с природным добывается попутный газ (вместе с нефтью на
нефтяных месторождениях). Раньше при выходе на поверхность он
сжигался, теперь научились его отводить и использовать для получения
горючего и разных химических продуктов. Добыча попутного газа со-
ставляет 11... 12 % общей добычи газа.
В настоящее время основная добыча газа осуществляется в Западной
Сибири, и в перспективе здесь же намечается концентрация добычи при-
11
родного газа за счет Надым-Тазовского, Уренгойского, Ямбургского и
Ямал-Гыданского месторождений. Велики запасы природного газа на Ура-
ле. В Оренбургской области в промышленную разработку введено Орен-
бургское газоконденсатное месторождение с переработкой 45 млрд м3.
Благоприятное географическое положение месторождения вблизи круп-
ных промышленных центров Урала и Поволжья способствовало созда-
нию на его базе промышленного комплекса. Осваивается крупное газо-
конденсатное месторождение в Астраханской области. В Поволжском
районе также эксплуатируются Арчединское, Степновское, Саратовское
месторождения.
Важное значение придается освоению месторождений газа полу-
острова Ямал (Ямало-Ненецкий автономный округ). Запасы природного
газа здесь оцениваются в 9 трлн м3. Среди двадцати пяти разведанных
месторождений этой территории своими запасами выделяются Бованен-
ковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция занимает обширную
территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татар-
стана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратов-
скую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области
и южную часть Оренбургской. Запасы Оренбургского газового кон-
денсата оцениваются в 1,8 трлн м3. Астраханское месторождение с за-
пасами, превышающими 2 трлн м3, отличается от Оренбургского по-
вышенным содержанием серы.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция занимает обширную
территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа, Архан-
гельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой
провинции размещена в относительно неглубоких (800.. .3300 м) и хорошо
изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных,
газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся
в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения
газа — Вуктыльское, Василковское, Вой-Вожское, Джебольское.
Ведутся усиленные геолого-разведочные работы в акватории Ба-
ренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам,
располагающими запасами топливных ресурсов, которые приурочены к
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне мо-
рей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат со-
держат 94 % метана и другие ценные компоненты. В настоящее время
уделяется внимание освоению Штокмановского месторождения шель-
фовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн м3,
и Ардалинского месторождения Архангельской области.
На территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции вы-
явлен целый ряд нефтяных месторождений — Усинское, Возейское и др.
12
Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в
2...3 раза больше, чем в месторождениях Волго-Уральского бассейна и
Западной Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных место-
рождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции требуют
комплексного использования нефти и газа.
Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают территорию
Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской Рес-
публик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии. На Северном Кавказе
выделяются две нефтегазоносные области — Дагестанская и Грознен-
ская. Грозненская расположена в бассейне реки Терек. Основные ме-
сторождения нефти и газа — Малгобекское, Горагорское, Гудермесское.
Дагестанская область тянется широкой полосой от побережья Каспий-
ского моря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной
части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охваты-
вают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ингушской Республик,
Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана —
Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в
республике — Дагестанские Огни.
В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставрополь-
ская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае
крупными месторождениями газа являются Северо-Ставропольское
и Пелагиадинское, в Краснодарском крае — Ленинградское, Майкоп-
ское и Березанское.
Нефтегазоносные области Восточной Сибири в административном
отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской об-
ласти. В Красноярском крае — Таймырское, Мессояхское месторожде-
ния и в Иркутской области — Братское месторождение. К перспектив-
ным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволук-
ское. Кроме того, с 1999 г. на севере Иркутской области начали
эксплуатировать Ковыткинское месторождение.
На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Рес-
публики Саха (Якутия) открыты 10 газоконденсатных месторождений;
из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средневилюйское, Мастах-
ское, на Сахалине — Оха и Тунгорское месторождения.
1.3. СТРУКТУРА ПОТРЕБЛЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
Структура потребления газа в России выглядит следующим обра-
зом. Основным потребителем является электроэнергетика, ежегодно
использующая около 140 млрд м3 газа (около 40 % объема внутреннего
газопотребления). Основными потребителями газа являются крупные
энергетические компании (например, только ОАО «Мосэнерго» по-
13
требляет более 30 % всего объема газа независимых производителей).
Спрос на газ со стороны электроэнергетических компаний постоянно
растет, в первую очередь в результате действия экономических факто-
ров (низкие цены и ряд преимуществ по сравнению с альтернативными
видами топлива), а также из-за неэффективной системы расхода газа
на топливные цели.
Широко используется газ для коммунально-бытовых целей и, преж-
де всего, для приготовления пищи и обеспечения горячей водой жилых
зданий, а также для отопления. Суммарный объем потребления газа в
коммунально-бытовом секторе составляет в среднем 14 %.
В промышленности наиболее крупными потребителями газа явля-
ются предприятия металлургической промышленности (около 8 %
внутреннего газопотребления), агрохимической промышленности (око-
ло 5 %), нефтехимической промышленности (около 2 %). С применени-
ем природного газа в России производится 85 % чугуна, 90 % мартенов-
ской стали, 65 % цемента, 85 % удобрений, 40 % проката и т.д.
Несколько снизилось потребление газа в сельском хозяйстве, где газ
используется для отопления теплиц и животноводческих помещений,
для сушки сельскохозяйственной продукции и хранения скоропортя-
щихся продуктов в контролируемой атмосфере. Потребление газа на
предприятиях агропромышленного комплекса составляет около 3 %
внутреннего газопотребления.
1.4. ТЕХНИЧЕСКИЕ, ЭКОНОМИЧЕСКИЕ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ
ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА
По сравнению с другими видами топлива природный газ имеет сле-
дующие преимущества:
низкую себестоимость;
высокую теплоту сгорания, обеспечивающую целесообразность
транспортирования его по магистральным газопроводам на значитель-
ные расстояния;
полное сгорание, облегчающее условия труда персонала, обслужи-
вающего газовое оборудование и сети;
отсутствие в его составе оксида углерода, что особенно важно при
утечках газа, возникающих при газоснабжении коммунальных и быто-
вых потребителей;
высокую жаропроизводительность (более 2000 °C);
возможность автоматизации процессов горения и достижения вы-
соких КПД.
Кроме того, природный газ является ценным сырьем для химиче-
ской промышленности.
14
Использование газового топлива позволяет внедрять эффективные
методы передачи теплоты, создавать экономичные и высокопроизводи-
тельные тепловые агрегаты с меньшими габаритами, стоимостью и вы-
соким КПД, а также повышать качество продукции.
В экологическом отношении природный газ является самым чистым
видом минерального топлива. При сжигании различных видов топлива
могут образовываться вещества, загрязняющие воздушный бассейн: зо-
ла, сажа, оксиды серы, углерода, азота, ароматические и канцерогенные
вещества. Одним из эффективных средств борьбы с загрязнением воз-
душного бассейна городов является замена твердого и жидкого топлива
природным газом. При сжигании газа не образуются твердые частицы.
Если природный газ содержит сероводород, то его обязательно очища-
ют, исключая возможность образования оксидов серы при сжигании. В
настоящее время разработаны и внедрены газогорелочные устройства,
обеспечивающие полноту сгорания газа с минимальным содержанием
оксида углерода в уходящих топочных газах. Основными загрязнителя-
ми воздушного бассейна, которые сохраняются и при сжигании газа,
являются оксиды азота. Однако при соответствующей организации про-
цесса сжигания газообразного топлива их количество можно сущест-
венно снизить.
Мероприятия по охране окружающей среды при строительстве га-
зопроводов заключаются в локализации неблагоприятного воздействия
строительного производства на земельные, водные и воздушные ресур-
сы. Задача уменьшения неблагоприятных последствий такого воздейст-
вия и восстановления нарушенного строительными работами экологи-
ческого равновесия решается следующими путями:
выделения минимально необходимой полосы отвода земель для
проектируемого объекта и работы строительного подразделения;
рекультивации нарушенных земель, т.е. приведения их в состояние,
пригодное для использования по назначению;
выбором способов производства работ, обеспечивающих мини-
мальные нарушения состояния окружающей среды.
Контрольные вопросы
1. Назовите наиболее крупные месторождения природного газа в России.
2. Каковы перспективы развития газовой отрасли в России в ближайшие годы?
3. Назовите стратегические цели развития газовой промышленности в Российской
Федерации.
4. Назовите приоритетные направления научно-технического прогресса в га-
зовой отрасли.
5. Какова структура потребления газа в России?
6. Назовите преимущества природного газа по сравнению с другими видами
топлива.
15
2. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ. ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО ГАЗА
2.1. СОСТАВ ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА
В состав газообразного топлива входят горючие и негорючие ком-
поненты. Физико-химические и теплотехнические характеристики газо-
вого топлива обусловлены различием в составе горючих компонентов и
наличием в газе негорючих газообразных компонентов и вредных при-
месей. Горючая часть топлива состоит из углеводородов, водорода и
оксида углерода. В негорючую часть входят диоксид углерода, азот и
кислород. К примесям относят сероводород, аммиак, цианистые соеди-
нения, водяные пары, нафталин, смолы, пыль и др. Негорючие газы и
примеси являются балластом газового топлива, ухудшающим его теп-
лофизические и эксплуатационные качества.
Горючие компоненты. Углеводороды предельного ряда составляют
основную горючую часть природных газов и имеют общую химическую
формулу С„Н2и)2. Первый в ряду — метан (СН4), последующие — этан
(С2Н6), пропан (СзН8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и т.д. Метан являет-
ся основным горючим компонентом всех природных газов.
Предельные углеводороды характеризуются высокой теплотой сго-
рания, не имеют цвета и запаха, не токсичны, но оказывают слабое нар-
котическое действие при большой концентрации (высокомолекулярные
углеводороды). При скоплениях в помещениях более 10% по объему
они способны вызывать удушье из-за недостатка кислорода воздуха. С
увеличением молекулярной массы углеводородов повышаются их теп-
лота сгорания, плотность и способность к конденсации.
Непредельные углеводороды входят в значительных количествах
в искусственные газы. Их общая химическая формула С„Н2„. Первые
три члена — этилен (С2Н4), пропилен (СзН6) и бутилен (С4Н8). По своим
свойствам они сходны с предельными углеводородами.
Водород (Н2) имеется во всех искусственных газах. Это горючий газ
без цвета, запаха и вкуса, не токсичен. В реакциях горения водород
весьма активен.
16
Оксид углерода (СО) — горючий газ без цвета, запаха и вкуса, тяже-
лее воздуха, очень токсичен. Содержится в больших количествах в ис-
кусственных газах, а также образуется при неполном сгорании топлива.
Негорючие компоненты. Диоксид углерода (СО2) не имеет цвета и
запаха, обладает слабым кисловатым вкусом, не токсичен, но при скоп-
лении в помещении способен вызвать удушье из-за недостатка кислоро-
да воздуха. Химически инертен.
Азот (N2) — газ без цвета, запаха и вкуса, не горит и не поддержи-
вает горение, не токсичен. При высоких температурах, например в топ-
ках промышленных агрегатов, возможно образование оксидов азота,
являющихся высокотоксичными компонентами продуктов сгорания.
Кислород (О2) — газ без цвета, запаха и вкуса, не горит, но поддер-
живает горение. Содержится в небольших количествах в некоторых ис-
кусственных газах. В присутствии влаги активно способствует коррозии
металла газопроводов и арматуры.
Примеси. Сероводород (H2S) — бесцветный горючий газ с характер-
ным запахом тухлых яиц. Может содержаться в искусственных и плохо
очищенных природных газах. Как сам сероводород, так и продукты его
сгорания — оксиды серы (SO2 и SO3 ) — весьма токсичны и разрушают
металлы, образуя с железом пирофорные соединения, способные само-
воспламеняться в воздухе.
Аммиак (NH3) — бесцветный газ с острым запахом нашатырного
спирта, вредная токсичная примесь некоторых искусственных газов.
Цианистые соединения, в первую очередь синильная кислота
(HCN), могут образоваться в коксовых газах в результате взаимодейст-
вия углерода топлива с аммиаком. При нормальных условиях синильная
кислота — бесцветная легкая жидкость с весьма высокими токсичными
и коррозионными свойствами.
Пары воды могут содержаться в недостаточно осушенных газах.
При высоких давлениях они образуют с тяжелыми углеводородами кри-
сталлогидратные соединения, внешне напоминающие частички снега
или льда, которые закупоривают газопроводы.
Нафталин, смолы и пыль, откладываясь на внутренних стенках га-
зопроводов, уменьшают их сечения, а при плохой очистке газа — заку-
поривают отдельные участки газопроводов, преждевременно засоряют
фильтры, арматуру и другие устройства.
2.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГОРЮЧИХ ГАЗОВ
В практике газоснабжения применяются различные газы, отличаю-
щиеся происхождением, химическим составом и физическими свойст-
вами. По происхождению горючие газы разделяются на естественные,
17
или природные, и искусственные, вырабатываемые из твердого и жид-
кого топлива. Природные газы добываются из скважин чисто газовых
месторождений, а также нефтяных месторождений попутно с нефтью и
газоконденсатных месторождений.
Газы чисто газовых месторождений преимущественно состоят из
метана с небольшим содержанием тяжелых углеводородов. Они харак-
теризуются относительным постоянством состава и теплотой сгорания
(табл. 2.1).
Газы газоконденсатных месторождений представляют собой смеси
различных предельных углеводородов, в основном метана (80...94%),
и более тяжелых гомологов вплоть до пентана, гексана, газового бензи-
на и керосиновых фракций, причем по массе их количество может дос-
тигать 25 %. Газоконденсатные месторождения залегают на большой
глубине. Они образовались в результате процесса обратного испарения
конденсата, протекающего при высоких давлениях и температурах.
Особенности разработки газоконденсатных месторождений заключают-
ся в том, что обработка и переработка газа (выделение тяжелых фрак-
ций) производится на промысле; применяются дорогостоящие аппара-
тура и трубопроводы из-за высокого давления, необходимого для вы-
теснения газа и его транспортировки.
В газах газонефтяных месторождений наряду с метаном содержится
значительное количество тяжелых углеводородов (пропан и бутан).
Природный газ не имеет запаха, в связи с этим до подачи в сеть его
одорируют, т.е. добавляют небольшое количество органических ве-
ществ (одорантов), обладающих резким запахом, что позволяет обнару-
живать утечки.
Искусственные газы вырабатывают на специальных газобензино-
вых заводах, а также на заводах по переработке нефти или получают как
побочный продукт при сжигании угля на металлургических заводах.
Для газоснабжения населенных пунктов из искусственных газов ис-
пользуют главным образом сжиженные углеводородные газы, которые
представляют собой смесь, состоящую преимущественно из пропана,
нормального бутана и изобутана. В отдельных случаях в состав смеси
также входит пропилен, бутилен и некоторые другие углеводороды. Ха-
рактерным свойством углеводородных газов и их смесей является их
относительно легкий переход в жидкое состояние при нормальной тем-
пературе и небольшом избыточном давлении. При снижении давления
эти газы переходят обратно в газообразное состояние. Таким образом,
углеводородные фракции, находясь в жидком состоянии, приобретают
преимущества, свойственные жидкостям при хранении и транспорте.
Находясь в газообразном состоянии, они приобретают преимущества,
свойственные газам при их распределении по сетям и сжигании.
18
Таблица 2.1
Характеристики газов основных газовых и газоконденсатных месторождений
Месторождение Нефтегазоносный Состав газа, % об.
бассейн, район СНд С2Н6 | СзН8 С4Н,о | С5Н,2 М,+ред СО2 | H2S
Газовые месторождения
Арктическое Западно-Сибирский 96,62 0,07 — — — 2,19 1,12 —
Вынгапуровское 97,80 0,08 0,01 0,01 — 1,1 1,0 —
Губкинское 96,95 0,47 0,07 — — 1,98 0,53 —
Комсомольское 96,37 0,22 0,03 0,01 — 2,88 0,49 —
Медвежье 98,56 0,17 0,01 0,01 0,02 1,01 0,22 —
Северо-Уренгойское 97,88 0,82 — — — 1,09 0,21 —
Южно-Русское 99,16 0,02 — — — 0,60 0,22 —
Северо-Ставропольское Се веро-Кавказский 97,80 0,08 0,01 0,01 — 1,0 1,1 —
Газоконденсатные месторождения
Ачакское Ачакский 92,4 3,94 1,16 0,34 0,5 1,4 0,26 —
Вуктыльское Тимано-Печорский 84,7 7,2 2,0 0,6 о,з 5,1 0,1 —
Пеляткинское Западно-Сибирский 95,64 3,0 0,13 0,13 — 0,6 0,5 —
Заполярное Западно-Сибирский 87,89 5,29 2,13 0,98 0,29 2,44 0,98 —
Коробковское Волго-У ральский 94,84 1,23 0,48 0,24 0,31 2,40 0,5 —
Соленинское Западно-Сибирский 93,8 2,8 0,04 0,03 о,з 2,93 0,1 —
Оренбургское Волго-У ральский 90,1 5,9 0,7 0,9 0,3 0,2 0,4 1,5
Уренгойское Западно-Сибирский 85,47 5,81 5,31 2,05 0,02 0,90 0,44 —
Соленинское Западно-Сибирский 96,6 2,98 0,04 0,03 — 0,15 0,2 —
Шатлыкское Маргабский 95,08 1,63 0,2 0,07 0,07 1,75 1,2 —
Ямбургское Западно-Сибирский 89,62 5,92 2,36 0,86 0,22 0,12 0,90 —
Основным источником получения сжиженных газов являются по-
путные нефтяные газы, которые подвергаются переработке с целью по-
лучения из них бензина и сжиженных газов. Другим источником полу-
чения сжиженных газов являются заводы по переработке нефти. Боль-
шинство искусственных каменноугольных газов содержит значительное
количество высокотоксичного оксида углерода. Наличие в газе оксида
углерода и других ядовитых веществ весьма нежелательно, так как они
усложняют эксплуатационные работы и могут создавать опасность от-
равления даже при небольших утечках газа в помещениях.
2.3. ГАЗОВЫЕ СКВАЖИНЫ, ИХ УСТРОЙСТВО И БУРЕНИЕ
Природные углеводородные газы скапливаются в горных породах,
имеющих сообщающиеся между собой пустоты (пески, известняки и
др.). В других породах (глинах, углях) газ скапливается в меньшей сте-
пени из-за их высокой плотности и отсутствия пустот.
Породы, способные вмещать и отдавать газ, называются газовыми
коллекторами. Они образуют в толщах горных пород огромные подземные
природные резервуары, сверху и снизу ограниченные непроницаемыми
породами. На рис. 2.1 показана наиболее простая форма газовой залежи,
образованная антиклинальными складками пород. Так как газ в подземных
резервуарах находится под значительным давлением, то при его вскры-
тии скважиной он способен притекать (фонтанировать) к поверхности
с огромной скоростью.
Поверхность земли
Рис. 2.1. Газовая залежь
Одним из основных методов выявления и добычи газовых и нефтяных
залежей в земной коре является бурение скважин. Этот процесс заключа-
ется в разрушении пород земной коры и выносе измельченной породы на
поверхность земли. При добыче нефти и газа чаще всего применяют вра-
щательное роторное и вращательное турбинное, а также электробурение.
При роторном бурении (рис. 2.2) оборудование и инструмент для
работы в забое собирают и спускают в скважину в следующем порядке:
бур-долото, служащее для разрушения породы; ример, служащий для
20
выравнивания и округления стенок скважин, а также для центровки до-
лота; удлинитель, представляющий собой массивную квадратную тру-
бу, служащую для направления долота; бурильные трубы диаметром
100... 150 мм. Во время бурения вся эта система инструментов получает
вращение от ротора, долото разрушает породу на забое, а глинистый
раствор, нагнетаемый мощными грязевыми насосами через пустотелые
бурильные трубы, омывает забой и выносит выбуренную породу через
затрубное пространство на поверхность.
Рис. 2.2. Принципиальная схема роторного бурения скважин:
1 — раствор в скважину; 2 — глинистый раствор; 3 — грязевой
насос; 4 — ротор; 5 — гибкий шланг для глинистого раствора; 6 —
буровая вышка; 7 — кран-блок; 8—талевый блок; 9 — вертлюг;
10 — квадратная труба; 11 — лебедка; 12—двигатель; 13 — нсв-
рашаюшаяся труба; 14 — бурильные трубы; 15 — бур-долото
21
Для разрушения породы чаще всего применяются шарошечные до-
лота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалы-
вают породу. Чтобы удлинить срок службы шарошечных долот и уско-
рить бурение, их облицовывают твердыми сплавами.
При роторном бурении получаются большие потери мощности на
длинном пути от двигателя к долоту, а, кроме того, глубокие скважины
искривляются.
Турбобур состоит из турбины, передаточного аппарата, предназна-
ченного для преобразования большого числа оборотов на валу турбины
в меньшее число оборотов в пустотелом шпинделе, к которому присое-
динено долото. Нагнетаемый через бурильные трубы глинистый раствор
проходит под значительным давлением через турбину и заставляет ее
вращаться. Вращение турбины через передаточный аппарат и шпиндель
передается долоту. Глинистый раствор, пройдя через пустотелый шпин-
дель и долото, как и при роторном бурении, выносится на поверхность.
Глинистый раствор при бурении применяется для укрепления малоус-
тойчивых стенок скважин от обвалов, для ускорения выноса выбурен-
ных частиц породы на поверхность и для поддержания частиц породы
во взвешенном состоянии в случае прекращения циркуляции.
В последнее время для бурения скважин в основном применяют
электробуры. Как и в обычном вращательном роторном бурении, разру-
шение породы на забое производится долотом, приводимым во вращение
электродвигателем, опущенным на забой в колонне бурильных труб. Ох-
лаждение долота и вынос на поверхность земли разбуренной породы
осуществляется при помощи жидкости, прокачиваемой грязевыми насо-
сами внутри колонны бурильных труб через гибкий резиновый шланг и
вертлюг. Питание электродвигателя осуществляется через шланговый
резиновый кабель токопровода с тремя медными жилами, располагаемый
внутри колонны бурильных труб. Колонны бурильных труб свинчивают-
ся из отдельных труб, внутри которых смонтированы секции кабеля то-
копровода, соединяемые друг с другом разъемными кабельными соеди-
нительными муфтами. Как и в других методах бурения, при бурении с
помощью электробура осевая нагрузка на долото осуществляется массой
бурового инструмента. При этом подача долота по мере разбуривания
забоя ведется при помощи автоматического электродифференциального
регулятора подачи долота, расположенного около буровой лебедки.
2.4. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ
Природные и искусственные газы, прежде чем направить их на ис-
пользование, подвергают соответствующей обработке с целью удаления
из них вредных или ценных составных частей. Степень и объем обра-
ботки горючих газов зависят от их природы и способа получения.
22
Природные газы, содержащие в своем составе в основном метан,
требуют наименьшей обработки. Эти газы, как правило, подвергаются
лишь обеспыливанию, а в случае содержания в них сероводорода —
его удалению.
Попутные нефтяные газы, содержащие целый ряд тяжелых парафино-
вых углеводородов, влагу и другие составные части, подвергают специаль-
ной обработке, в результате которой получают «сухой» углеводородный
газ, содержащий в основном метан и некоторое количество его гомологов.
Искусственные горючие газы, получаемые при переработке жидко-
го и твердого топлива, выходят из аппаратов, в которых исходное сырье
разлагается при высоких температурах до парогазовой смеси.
Искусственные нефтяные газы получаются в виде парогазовой сме-
си, в состав которой кроме собственно газа входят пары воды и пары
бензиновых, керосиновых и других фракций.
Искусственные газы, полученные из твердого топлива, выходят из
коксовых, полукоксовых печей и газогенераторов, имеющих высокую
температуру, в виде парогазовой смеси, состоящей из газа, паров воды
и паров смолы.
В зависимости от природы перерабатываемого сырья искусствен-
ные газы могут содержать ряд газообразных компонентов, которые или
являются вредными при использовании газа, или сами по себе пред-
ставляют большую ценность. Искусственные газы, полученные из твер-
дого топлива, уносят с собой значительное количество пыли.
Перед использованием для коммунально-бытовых и других целей го-
рючие газы должны пройти соответствующую обработку, в которую вхо-
дят следующие основные операции: охлаждение и осушка газа с цель от-
деления его от легкоконденсирующихся масляных, смоляных и водяных
паров; очистка газа от пыли и смолы; улавливание из газа аммиака, бензо-
ла, нафталина и других ценных продуктов; очистка газа от серы, циани-
стых и других соединений; одоризация газа для определения его утечек.
Неудаленные из газа смола и пыль являются вредной примесью, так
как они загрязняют газопроводы, теплообменные аппараты, газовые го-
релки и т.д. Водяные пары, содержащиеся в газе, увеличивают его объ-
ем и затраты на транспортирование, вызывают коррозию газопроводов,
а в зимнее время осложняют эксплуатацию систем газоснабжения, так
как замерзание водяных паров приводит к закупорке газопроводов.
Цианистые соединения и сероводород являются токсическими
и корродирующими компонентами газа, поэтому их удаление обяза-
тельно. Кроме того, эти соединения представляют практический инте-
рес, так как служат сырьем для получения красителей и других химиче-
ских продуктов (берлинской лазури, серы, серной кислоты и т.п.). В ре-
зультате сжигания газа, содержащего аммиак, цианистые соединения
23
и сероводород, образуются оксиды азота и оксиды серы, вредно воздей-
ствующие на людей, растения и животных. Содержащийся в горючем
газе нафталин при понижении температуры отлагается в газопроводах
и приводит к их закупорке.
Очистка газа от пыли. Содержание пыли в газах колеблется в ши-
роких пределах. Аппараты, служащие для обеспыливания газов, назы-
ваются пылеуловителями и бывают двух видов — сухие и мокрые. Наи-
более часто применяют сухие пылеуловители, так называемые осади-
тельные камеры, циклоны и электрофильтры.
При незначительном содержании пыли в газе иногда применяют
обычные фильтры, заполненные кольцами Рашига, активированным уг-
лем и другими материалами. В практике обеспыливания нашли широкое
применение циклонные сепараторы, работа которых основана на ис-
пользовании центробежных сил частиц пыли, благодаря которым по-
следние отлетают к стенкам сепаратора и под действием силы тяжести
оседают на его дне. КПД циклонов колеблется в зависимости от разме-
ров частиц пыли в пределах 50.. .90 %.
Наиболее эффективная очистка газа от пыли достигается в электро-
фильтрах (от 90 до 98 %). Электростатическая очистка газа основана на
применении электромагнитного поля высокого потенциала, вызываю-
щего ионизацию газового потока, который проходит через пространство
между электродами.
Работа электрофильтра сводится к следующему: если в электриче-
ском поле между электродами поместить газ со взвешенными в нем час-
тицами пыли или смолы, то вследствие выделения электродами электро-
нов происходит ионизация газа, т.е. распад его частиц на положительно
и отрицательно заряженные ионы. Получив тот или иной заряд, частицы
пыли двигаются с предельной скоростью к противоположно заряженному
электроду и, отдав свой заряд, оседают на нем, а далее под действием си-
лы тяжести стекают или падают в нижнюю часть электрофильтра.
Улавливание аммиака из газа. Наибольшее распространение получил
способ улавливания аммиака серной кислотой, обусловленный тем, что ам-
миак реагирует с кислотой с образованием сульфата аммония — ценного
минерального удобрения. Для улавливания аммиака применяется, как пра-
вило, 78%-я кислота; получаемый сульфат аммония содержит около 2%
влаги, от которой освобождается в результате сушки на месте его хранения.
Очистка газа от сероводорода. Удаление серы из газа диктуется
стремлением не только избавиться от вредных примесей, но и получить
значительное количество товарной серы. Существующие многочислен-
ные способы очистки газов от сероводорода можно разделить на сухие
и мокрые. Очистка от сероводорода сухими способами основана на про-
пускании газа через твердые вещества (гашеную известь, гидрат оксида
24
железа, активированный уголь), которые химически взаимодействуют с
сернистыми соединениями или абсорбируют их на своей поверхности.
Мокрые способы очистки основаны на промывке газа, содержащего
сероводород, растворами различных веществ, взаимодействующих с ним.
В результате этого взаимодействия образуются комплексные соедине-
ния, содержащие серу, которая удаляется, как правило, в стадии регене-
рации поглотительного раствора. Наиболее распространены мышьяко-
во-щелочной и этаноламиновый способы.
В качестве поглотителей сероводорода при этаноламиновом способе
очистки газа используют растворы аминов, аминокислот и их смесей.
Аминосоединения, являющиеся слабым основанием, при взаимодействии
с кислыми газами образуют нестойкие соединения, легко разлагающие-
ся под действием сравнительно невысокой температуры (60 °C и выше).
Поглощение сероводорода производится при температуре 15...25 °C,
а регенерация поглотительного раствора — при температуре 100... 120 °C.
Технологическая схема очистки газа от сероводорода этаноламино-
вым способом весьма проста (рис. 2.3). В нижнюю часть абсорбера 1
подается подлежащий очистке газ. Навстречу ему подается раствор эта-
ноламина. Очищенный газ отводится из верхней части абсорбера, а на-
сыщенный сероводородом раствор из нижней его части направляется
через теплообменник 4 в регенератор 7.
Рис. 2.3. Принципиальная схема очистки газа раствором этанола-
мина: 1 — абсорбер; 2,5 —холодильник; 3 — насос; 4—теплообменник;
6 — возврат конденсата; 7—регенератор; 8 — паровой кипятильник
В регенераторе насыщенный раствор нагревается посредством
трубчатого парового кипятильника 8 до температуры 100... 120°C, при
которой он кипит, и из него выделяется смесь сероводорода и паров во-
25
ды. Сероводород и водяные пары охлаждаются до температуры
20...30 °C в водяном холодильнике 5, из которого конденсат 6 возвра-
щается в колонну, а сероводород выводится из ее верхней части.
Регенерированный поглотительный раствор по выходе из регенера-
тора 7 поступает в теплообменник 4, из которого насосом 3 через холо-
дильник 2 вновь возвращается на поглощение сероводорода в абсорбер.
Степень очистки газа от сероводорода описанным способом дости-
гает 99 % и более.
Очистка газа от углекислоты. Во многих случаях возникает необ-
ходимость очистки газа от диоксида углерода (углекислого газа), со-
держание которого бывает значительным. Подлежащий очистке от уг-
лекислоты газ под давлением 1,2...2,5 МПа нагнетается в скруббер 7,
орошаемый водой (рис 2.4). Освобожденный от углекислоты газ выво-
дится сверху скруббера, а вода — снизу. Насыщенная углекислотой
вода из скруббера 1 поступает в агрегат 2, представляющий собой со-
четание гидравлической турбины, центробежного насоса и электро-
двигателя и служащий для обеспечения рециркуляции воды в системе.
Из гидравлической турбины вода подается в промежуточную ем-
кость 3, в которой вследствие падения давления отделяется углекисло-
та, далее вода поступает в градирню 4 на охлаждение.
Рис. 2.4. Принципиальная схема очистки газа от диоксида углерода под давле-
нием: 1 — скруббер; 2 — агрегат; 3 — промежуточная емкость; 4 — градирня
Осушка горючих газов. При передаче газа на дальние расстояния
и при использовании его в быту необходимым условием, обеспечиваю-
щим нормальную эксплуатацию газопроводов и сооружений на них, яв-
ляется отсутствие в транспортируемом газе водяных паров.
Из многочисленных способов осушки газа наибольшее распро-
странение получили абсорбционные способы. В качестве абсорбентов
26
чаще всего применяют триэтиленгликоль и раствор хлористого каль-
ция. Растворы этих веществ поглощают водяные пары, входящие в со-
став газа, а затем в выпарной колонне специальной установки отдают
влагу в виде пара.
Технологическая схема установки по осушке с использованием
в качестве абсорбента ди- и триэтиленгликоля представлена на
рис. 2.5.
Рис. 2.5. Принципиальная схема осушки газа абсорбционным способом:
1 — трубопровод для удаления раствора; 2 — газопровод влажного газа; 3—абсор-
бер; 4 — газопровод осушенного газа; 5—обратный трубопровод; 6—холодильник;
7—трубопровод насыщенного раствора; 8 —уравнительная емкость; 9—трубопро-
вод; 10 — подогреватель; 11 —теплообменник; 12 — выпарная колонна; 13—тру-
бопровод воды орошения; 14 — кипятильник; 15 — паропровод; 16—насос
Подлежащий осушке газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер
(контактор) 5, в нижней, скрубберной части которого освобождается от
взвешенных капелек жидкости. Окончательная осушка газа происходит в
средней, колпачковой части контактора 3, сверху которой навстречу газу
подается раствор этиленгликоля. Этот раствор и поглощенные водяные
пары выводятся из нижней колпачковой части контактора, а осушенный
газ, пройдя верхнюю скрубберную часть, выходит из абсорбера по газо-
проводу 4. Насыщенный раствор этиленгликоля по трубопроводу 7 по-
ступает в теплообменник 11 и подогреватель 10, а затем в выпарную ко-
лонну (десорбер) 12 для регенерации, в которую по трубопроводу 13 по-
дается вода орошения. При необходимости раствор из абсорбера 3 может
выводиться по трубопроводу 1 из цикла. Регенерация раствора осуществ-
ляется путем его нагревания в кипятильнике 14. Водяные пары, пройдя
колонну, выводятся из нее через паропровод 15. Освобожденный от воды
поглотительный раствор проходит теплообменник 11 и по трубопроводу 9
27
насосом 16 подается через холодильник 6 и трубопровод 5 вновь в абсор-
бер. Для пополнения потерь поглотительного раствора в системе имеется
уравнительная емкость 8 с запасным раствором этиленгликоля.
Расход диэтиленгликоля составляет 0,14...0,16 кг на 1000 м3 газа;
осушка может производиться как при атмосферном, так и при повы-
шенном давлении (до 15 МПа).
Одоризация газов. Почти все природные газы и некоторые искус-
ственные (водяной газ, газ газификации твердого топлива под давлени-
ем и др.) совсем не имеют запаха или имеют весьма слабый запах, по
которому их трудно распознать. Для того чтобы можно было своевре-
менно обнаружить утечку газа, ему искусственно придают запах, т.е.
подвергают одоризации. Вещества, применяемые для искусственной
одоризации газа, называются одорантами, а аппараты, в которых проис-
ходит одоризация, — одоризаторами.
Применяемые для одоризации газа вещества должны отвечать ряду
требований: запах одоранта должен быть резким и специфическим, т.е.
отличаться от запахов жилых и других помещений; одоранты и продук-
ты их сгорания должны быть физиологически безвредными и не долж-
ны действовать на газопроводы, аппараты, приборы и обстановку по-
мещений; одорант должен быть дешевым и недефицитным. Кроме того,
к одорантам предъявляется еще ряд требований, вытекающих из усло-
вий их применения.
В качестве одорантов наибольшее распространение получили орга-
нические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды и дисульфи-
ды), применяемые как в виде индивидуальных химических веществ (на-
пример, этилмеркаптан), так и в виде технических промышленных про-
дуктов, содержащих указанные сернистые органические соединения
(например, колодорант, пенталарм, каптан).
Норма удельного расхода одоранта зависит от его природы, состава
и свойств одорируемого газа и климатических условий. Содержание
одоранта в газе должно быть таким, чтобы резкий предупредительный
запах ощущался при концентрации газа в воздухе помещения не больше
1/5 нижнего предела взрываемости этого газа. В настоящее время уста-
новлены следующие среднегодовые нормы расхода одоранта, г, на
1000 м3 природного газа: этилмеркаптана — 16; пенталарма — 18; кап-
тана — 16; колодоранта — 215; сульфана — 25... 30.
Применяемые одоризационные установки можно разделить на ка-
пельные, испарительные и барботажные. На рис. 2.6 дана схема простей
шей капельной одиризационной установки.
28
В качестве расходной емкости
служит стальная труба 7, перио-
дически заполняемая одорантом
через штуцер 2. Для определения
уровня одоранта в емкости и для
грубого регулирования его расхо-
да служит водомерное стекло 5.
Более точную регулировку
расхода одоранта осуществляют
вентилем 7, наблюдая через стек-
ло 5 и считая число капель. При
необходимости полного спуска
одоранта из трубы 1 пользуются
краном 6. Установка соединяется
с подземным газопроводом кра-
ном 7. Вследствие этого она легко
может быть перенесена в другое
место. Ручная регулировка спуска
одоранта препятствует широкому
применению капельных одориза-
ционных установок такого типа.
Рис. 2.6. Схема капельной
одоризационной установ-
ки: 1 — стальная труба;
2 — штуцер; 3 — водомер-
ное стекло; 4 — вентиль;
5 — стекло; 6,7 — кран
Испарительная одоризационная установка (рис. 2.7) состоит из ре-
зервуара 7, наполненного до определенной высоты одорантом. Для уве-
личения скорости газового потока в газовом пространстве резервуара
установлены ребра 2; количество газа, пропускаемого из газопровода,
можно регулировать вентилями 3 и 4, а более точное регулирование
производится регулировочным вентилем 5. Необходимый перепад дав-
ления в основном газопроводе обеспечивается диафрагмой 6.
Рис. 2.7. Схема испарительной одоризационной установки:
1 — резервуар; 2 — ребра; 3,4,5 — вентили; 6 — диафрагма
29
Фитильные одоризаторы снабжены фланелевыми полосами, час-
тично погруженными в одорант, что значительно увеличивает поверх-
ность испарения жидкости в резервуаре.
Работа барботажных одоризаторов основана на том, что отводимый
от основного газопровода газовый поток проходит не над поверхностью
одоранта в резервуаре (как это происходит в испарительных одоризаторах),
а барботирует через одорант, насыщаясь им, и вновь возвращается в ос-
новной газопровод. Такая барботажная установка снабжена рядом венти-
лей и диафрагмой, обеспечивающими регулирование степени одоризации.
2.5. ТРАНСПОРТИРОВКА ГАЗА НА БОЛЬШИЕ РАССТОЯНИЯ
Природный газ подается в населенные пункты по схеме, показанной
на рис. 2.8. Газ добывают из недр земли с помощью пробуриваемых
скважин. В районе промыслов газ подают к сепараторам для очистки от
взвешенных примесей, конденсата и воды. Очищенный газ поступает по
промысловым газопроводам в промысловые газораспределительные
станции (ПГРС). Здесь газ вновь очищают, осушают и снижают его дав-
ление до 5,4...5,7МПа. Головную компрессорную станцию строят по-
сле снижения давления в пласте. Далее газ поступает в магистральные
газопроводы для транспортировки к потребителям.
Рис. 2.8. Принципиальная схема газотранспортной системы: Ск—скважины;
Сеп — сепараторы; ПГ — промысловые газопроводы; ПГРС — промысловая газорас-
пределительная станция; МГ — магистральный газопровод; ПКС — промежуточная
компрессорная станция; ЛЗА—линейная запорная арматура; ГРС — газораспредели-
тельная станция; ПХ — подземное хранилище газа; ПП — промежуточный потребитель
30
Длина магистральных газопроводов измеряется тысячами километ-
ров, поэтому без специальных установок по сжатию и повышению дав-
ления газа по газопроводам можно подавать относительно небольшое
количество газа. Чтобы повысить производительность газопроводов,
через каждые 90... 130 км на них строят компрессорные станции, кото-
рые повышают давление до 5,5... 10 МПа. Давление 5,5 МПа применя-
ется в ранее построенных газопроводах, 10 МПа — во всех газопрово-
дах, проложенных в последние 30 лет. Для повышения давления на
станциях устанавливают компрессоры с электроприводом или газотур-
бинные, в которых в качестве энергоносителя используется газ. Для воз-
можности проведения ремонтов предусматривают установку линейной
запорной арматуры на расстоянии не менее 25 км друг от друга.
Магистральные газопроводы перед населенными пунктами закан-
чиваются газораспределительными станциями (ГРС), после которых на-
чинаются газовые сети городов.
2.6. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА
Система магистрального транспортирования газа от промыслов
до потребителей является достаточно жесткой, так как ее аккумули-
рующая способность невелика и не может полностью покрыть неравно-
мерность потребления газа. Для покрытия сезонной неравномерности
потребления газа используют подземные хранилища, в качестве которых
используют истощенные газовые и нефтяные месторождения. Если вблизи
центров потребления газа такие месторождения отсутствуют, то хранили-
ща сооружают в подземных водоносных пластах пористых пород. Хоро-
шим коллектором является пласт, имеющий пористость не менее 15 %.
Во избежание потерь газа выбранный коллектор должен быть гер-
метичным. Наибольшее значение имеют плотность и прочность кровли
пласта. Кровля, состоящая из плотных пластичных глин или крепких
известняков и доломитов без трещин толщиной 5... 15 м обеспечивает
должную герметичность, предотвращая утечку газа.
Для облегчения закачки газа и его извлечения коллектор хранилища
должен иметь достаточную проницаемость.
Рабочая вместимость газохранилища определяется верхним и ниж-
ним пределами допустимых давлений. Максимально допустимое дав-
ление в подземном газохранилище зависит от глубины залегания пла-
ста, плотности и прочности кровли и пород над хранилищем, геологи-
ческих характеристик пласта и характеристик оборудования
газохранилища. После извлечения газа из хранилища в нем остается
определенный объем газа, который называется буферным, или поду-
шечным. Он создает минимально необходимое давление, обеспечи-
вающее экономичную работу хранилища.
31
Для создания подземных газохранилищ в пластах водонапорных
систем используют купола или антиклинали, т.е. складки, которые
имеют понижение слоев во всех направлениях от свода. Пласты должны
быть герметичными. Газ закачивают в центральную часть купола, он
вытесняет воду в специально пробуренные разгрузочные скважины, ко-
торые располагают в виде кольцевой батареи.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные компоненты газообразного топлива.
2. Как классифицируют газообразное топливо?
3. Назовите особенности добычи природного газа и основные способы буре-
ния скважин.
4. Назовите основные этапы обработки горючих газов перед использованием.
5. Какими способами очищают газ от пыли?
6. Назовите способы очистки газа от сероводорода.
7. В чем заключается этаноламиновый способ очистки газа от сероводорода?
8. Опишите принципиальную схему очистки газа от диоксида углерода.
9. Как осуществляется осушка горючих газов?
10. Для чего осуществляется одоризация газов?
11. Назовите требования, предъявляемые к одорантам.
12. Какие установки применяют для одоризации газов и как они работают?
13. Опишите схему транспортировки газа от места добычи до потребителей.
14. Каково назначение и устройство подземных хранилищ газа?
3. ГОРОДСКИЕ СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
И ИХ ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
3.1. ВИДЫ СИСТЕМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
Газораспределительная система — имущественный производст-
венный комплекс, состоящий из технологически, организационно
и экономически взаимосвязанных объектов, предназначенных для
транспортировки и подачи газа непосредственно его потребителям.
Газораспределительная сеть — система наружных газопроводов от
источника до ввода газа потребителям, а также сооружения и техниче-
ские устройства на них.
Газораспределительная система должна обеспечивать подачу газа
потребителям в необходимом объеме и требуемых параметров. В газо-
распределительную систему входят городские распределительные газо-
проводы всех давлений и назначений, газораспределительные станции
(ГРС), газорегуляторные пункты (ГРП), устройства связи и телемехани-
зации и вспомогательные сооружения, служащие для нормальной экс-
плуатации системы. Основными требованиями, которым должны удов-
летворять все системы газораспределения, являются надежность и бес-
перебойность газоснабжения, безопасность, простота и удобство
эксплуатации, возможность поэтапного строительства и ввода в экс-
плуатацию, максимальная однотипность сооружений и монтажных уз-
лов, минимальные капитальные вложения и эксплуатационные расходы.
Проектирование и строительство новых, реконструкцию и развитие
действующих газораспределительных систем осуществляют в соответ-
ствии со схемами газоснабжения, разработанными в составе федераль-
ной, межрегиональных и региональных программ газификации субъек-
тов Российской Федерации в целях обеспечения предусматриваемого
этими программами уровня газификации жилищно-коммунального хо-
зяйства, промышленных и иных организаций.
Требования к безопасности и эксплуатационным характеристикам
новых и реконструируемых газораспределительных систем, предназна-
ченных для обеспечения природным и сжиженным углеводородным га-
33
зом потребителей, использующих его в качестве топлива, а также
к внутренним газопроводам, регламентируются СНиП 42-01—2002 «Га-
зораспределительные системы» [31].
Газораспределительные системы подразделяются по виду газа (при-
родный газ, сжиженные углеводородные газы), числу ступеней регули-
рования давления газа (одно- и многоступенчатые), принципу построе-
ния (кольцевые, тупиковые, смешанные).
Для малых городов или отдельных жилых микрорайонов, а также
для сельских поселений наиболее рациональна система распределения
среднего давления со шкафными регуляторными пунктами (ШРП,
ГРПШ) у потребителя или группы потребителей.
Для крупных и средних поселений, как правило, предусматривают
многоступенчатые газораспределительные системы.
Одноступенчатые газораспределительные системы низкого давле-
ния из-за значительных материаловложений являются целесообразными
лишь в малых поселениях с компактной застройкой, расположенных
вблизи источника газоснабжения.
Одноступенчатая система газораспределения (рис. 3.1) — система,
при которой распределение и подача газа потребителям осуществляются
по наружным газопроводам только одной категории давления (см. п. 3.2).
Рис. 3.1. Схема одноступенчатой системы газораспределения: 1 — ма-
гистральный газопровод; 2 — источник газораспределения; 3,4 — наружные
газопроводы (3—распределительные газопроводы сети, 4 — газопроводы-
вводы (ответвления к потребителям); 5 — потребители газа
Источник газораспределения — элемент системы газоснабжения (на-
пример, газораспределительная станция (ГРС) или головной газорегуля-
торный пункт (ГРП), служащий для подачи газа в газораспределительную
сеть. На ГРС давление снижается до давления, принятого в сети (низкого
или среднего). В одноступенчатых системах низкого давления потребите-
34
ли присоединяются к газораспределительным сетям непосредственно, в
системах среднего давления — через шкафные газорегуляторные пункты.
Наиболее распространенной является двухступенчатая газораспре-
делительная система, обеспечивающая распределение и подачу газа по-
требителям по газопроводам двух категорий — высокого и низкого, вы-
сокого и среднего, среднего и низкого давлений. На рис. 3.2 представлена
схема двухступенчатой системы газораспределения. Условными обозна-
чениями здесь показаны возможные потребители газа, а также устройства
и сооружения на газопроводах. Газ из ответвления магистрального газо-
провода подается на ГРС, где давление его снижается до высокого давле-
ния второй категории (ГЗ) или среднего давления (Г2).
Рис. 3.2. Схема двухступенчатой системы газораспределе-
ния: 1 — магистральный газопровод; 2 — газораспределитель-
ная станция; 3 — распределительные газопроводы {За — высоко-
го или среднего давления (ГЗ или Г2), 36 — низкого давления
(Г1)); 4 — газорегуляторные пункты (ГРП); 5 — промышленные
предприятия; 6 — теплоэлектроцентраль; 7 — газопроводы-
вводы; 8 — мелкие коммунально-бытовые потребители; 9 —
предприятия бытового обслуживания населения производствен-
ного характера; 10—отключающие устройства; И — конденса-
тосборники; 12 — контрольно-измерительные пункты; ВПК —
банно-прачечный комбинат
К распределительной сети высокого или среднего давления присое-
диняются крупные промышленные, сельскохозяйственные и комму-
нальные предприятия, источники системы теплоснабжения. Из распре-
делительной сети высокого или среднего давления газ поступает в газо-
регуляторные пункты, где происходит дальнейшее снижение давления
35
газа, и по распределительным газопроводам низкого давления он пода-
ется потребителям газа низкого давления — в жилые дома, обществен-
ные здания, предприятия бытового обслуживания населения непроиз-
водственного характера.
В трехступенчатой системе газораспределения (рис. 3.3) подача
газа потребителям осуществляется по газопроводам трех категорий дав-
ления, а в четырехступенчатой (в мегаполисах) — всех четырех кате-
горий давления.
Между газопроводами различных категорий давления, входящих в
систему газораспределения, предусматриваются газорегуляторные пункты.
Рис. 3.3. Схема трехступенчатой системы газораспределе-
ния: ГРС — газораспределительная станция; ГГРП — головной
газорегуляторный пункт; ГРП — газорегуляторный пункт;
ТЭЦ — теплоэлектроцентраль; Г2 — газопровод среднего дав-
ления; ГЗ — газопровод высокого давления II категории
Каждая из рассмотренных систем газораспределения в зависимости
от характера и плотности застройки может быть кольцевой, тупиковой
или смешанной.
Кольцевые и смешанные системы обеспечивают наиболее равно-
мерный режим давления во всех точках отбора газа из распределитель-
ных газопроводов, а также повышают надежность снабжения потреби-
телей газом. Тупиковые разветвленные схемы применяют в поселках
и районах с малоэтажной, рассредоточенной застройкой при отсутствии
крупных потребителей газа или при возможности перевода их на другое
резервное топливо.
36
На выбор системы газораспределения влияют следующие факторы:
объем, структура и плотность газопотребления поселений;
размещение жилых и производственных зон;
рельеф местности и характер застройки;
местоположение и мощность источников газоснабжения (существую-
щих и проектируемых магистральных газопроводов, ГРС, газонаполни-
тельных станций (ГНС) сжиженных углеводородных газов (СУГ) и т.д.)
Обычно разрабатывается несколько вариантов и к строительству
принимается самый выгодный по технико-экономическому сравнению.
Совместное применение нескольких ступеней давления газа объяс-
няется следующими причинами:
наличием потребителей, которым требуется газ различного давления;
значительной протяженностью газопроводов, несущих большие на-
грузки, поэтому для уменьшения материалоемкости сети целесообразно
увеличивать давление;
небольшой шириной улиц и проездов в старой застройке, где про-
кладка газопроводов высокого давления может оказаться невозможной
по условиям безопасности;
поэтапным проектированием и строительством новых районов и,
соответственно, поэтапной газификацией. Именно поэтому в централь-
ной части городов построены и эксплуатируются газопроводы с давле-
нием меньшим, чем разрешается в настоящее время.
3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ.
УСЛОВИЯ ПРИСОЕДИНЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ К ГАЗОВЫМ СЕТЯМ
По рабочему давлению транспортируемого газа газопроводы
подразделяются на газопроводы высокого давления I и II категорий,
среднего и низкого давления (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Классификация газопроводов по давлению газа (по [31])
Газопроводы давления Обозначение по [5] Вид транс- портируемо- го газа Рабочее давление в газопроводе, МПа
Высокого I категории Г4 Природный Св. 0,6 до 1,2 включительно
СУГ Св. 0,6 до 1,6 включительно
II категории ГЗ Природный и СУГ Св. 0,3 до 0,6 включительно
Среднего Г2 То же Св. 0,005 до 0,3 включительно
Низкого Г1 То же До 0,005 включи- тельно
37
По расположению относительно газифицируемых объектов раз-
личают наружные и внутренние газопроводы.
Наружный газопровод — подземный, наземный и (или) надземный
газопровод, проложенный вне зданий до наружной конструкции здания.
Внутренний газопровод — газопровод, проложенный от наружной
конструкции здания до места подключения расположенного внутри
здания газоиспользующего оборудования.
По расположению относительно земли различают подземные, на-
земные и надземные газопроводы. В соответствии с нормами наиболее
предпочтительной считается подземная и наземная прокладка газопро-
водов. В обоснованных случаях допускается надземная прокладка газо-
проводов по стенам зданий внутри жилых дворов и кварталов, а также
на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через
искусственные и естественные препятствия.
По материалу труб различают металлические (стальные) и неме-
таллические (полиэтиленовые) газопроводы. Для импульсных линий
в ГРП допускается применение медных труб.
По назначению в системе газораспределения различают следую-
щие газопроводы:
распределительные, обеспечивающие подачу газа от источника га-
зоснабжения до газопроводов-вводов;
газопроводы-вводы от места присоединения к распределительной
сети до отключающего устройства на вводе в здание;
вводные — участки от установленного снаружи отключающего
устройства на вводе в здание при его установке снаружи, до внутрен-
него газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через
стену здания;
межпоселковые — газопроводы распределительной сети, прокла-
дываемые вне территории населенных пунктов;
внеплощадочные — распределительные газопроводы, обеспечиваю-
щие подачу газа от источника газоснабжения к промышленному потре-
бителю, находящиеся вне производственной территории предприятия;
внутриплогцадочные — участки распределительного газопровода
(ввод), обеспечивающие подачу газа промышленному потребителю,
находящиеся внутри производственной территории предприятия;
продувочные и сбросные',
импульсные.
Условия присоединения потребителей к газовым сетям зависят от
допустимого давления во внутренних газопроводах и перед газоисполь-
зующими установками. Последнее должно соответствовать давлению,
необходимому для устойчивой работы этих установок, указанному в
38
технических паспортах заводов-изготовителеи, но не должно превы-
шать значений, приведенных в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Максимальное давление во внутренних газопроводах
и перед газоисполъзующими установками (по [31])
Потребители газа Давление газа, МПа
Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производства 1,2
Производственные здания прочие 0,6
Бытовые здания промышленных предприятий отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания 0,3
Административные здания 0,005
Котельные:
отдельно стоящие на территории производственных пред-
приятий;
то же, на территории поселений;
пристроенные, встроенные и крышные производственных
зданий;
пристроенные, встроенные и крышные общественных, ад-
министративных и бытовых зданий;
пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий
Общественные здания (кроме зданий, в которых установка
газового оборудования требованиями не допускается) и
складские___________________________________________
Жилые здания
1,2
0,6
0,6
0,3
0,005
0,005
0,003
Потребители могут присоединяться непосредственно к сетям, если
давление в них не превышает давления, указанного в табл. 3.2. При не-
возможности подключения к нужной категории сетей или отсутствии
требований ступени давления, системы газоснабжения потребителя
присоединяются к сети большего, чем требуется, давления через домо-
вые или объектные регуляторные пункты.
3.3. ТРУБЫ, АРМАТУРА И ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
3.3.1. Трубы, применяемые в газоснабжении
Наибольшее распространение в системах газораспределения полу-
чили стальные трубы. При проектировании распределительных подзем-
ных газопроводов среднего давления (до 0,3 МПа) в населенных пунк-
тах и межпоселковых газопроводов высокого давления II категории (до
39
0,6 МПа) рекомендуется предусматривать полиэтиленовые трубы. Для
наружных наземных и надземных газопроводов применяются только
стальные трубы, для внутренних газопроводов — стальные и медные
трубы. Для газопроводов жидкой фазы СУГ применяют, как правило,
стальные бесшовные трубы.
Стальные прямошовные и спиральношовные трубы, а также бес-
шовные трубы изготавливаются из хорошо сваривающейся стали, со-
держащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
На практике для строительства наружных и внутренних газопроводов
обычно применяются стальные трубы [7, 8], изготовленные из углероди-
стой стали обыкновенного качества [13]. Стальные водогазопроводные
трубы [12] допускается применять для строительства внутренних газо-
проводов низкого давления. Для внутренних газопроводов допускается
применять тянутые или холоднокатаные медные трубы круглого сече-
ния, нормальной или повышенной точности изготовления с толщиной
стенки не менее 1 мм.
Выбор труб зависит от расчетных значений наружных темпера-
тур, свойств транспортируемого газа, способа прокладки и назначе-
ния газопровода (табл. 3.3). Трубы, предусматриваемые для систем
газораспределения, должны быть испытаны гидравлическим давлени-
ем на заводе-изготовителе. Толщина стенки труб должна быть не ме-
нее 2 мм на наземных, надземных и внутренних газопроводах и не
менее 3 мм на подземных газопроводах. Соединение стальных труб
производится, как правило, сваркой. Сварное соединение должно
быть равнопрочным основному материалу труб или иметь гарантиро-
ванный заводом-изготовителем коэффициент прочности. В местах
присоединения арматуры допускается использование фланцевых и
резьбовых соединений. Для уплотнения фланцевых соединений при-
меняют прокладки из паронита, маслобензостойкой резины, алюми-
ния и меди. Соединительные части и детали (угольники, тройники,
отводы, переходы и т.п.) изготавливаются из спокойной стали или
ковкого чугуна.
Стальные трубы обеспечивают достаточную механическую проч-
ность, однако подвержены коррозии, поэтому должны быть надежно
защищены противокоррозионными покрытиями.
В местах присоединения газового оборудования допускается ис-
пользование гибких рукавов с маркировкой «газ» внутренним диамет-
ром не менее 10 мм. Гибкие рукава должны быть стойкими к воздейст-
вию транспортируемого газа при заданных температуре и давлении.
40
Марки стали труб для строительства газопроводов
природного и сжиженного углеводородного газа (по [36])
Таблица 3.3
№п/п Местоположение газопровода Температура воздуха расчетная для отопления, °C Условный диаметр DN, мм Допустимое давление PN, МПа Степень раскисления, марка стали, ГОСТ
1 Наружные, внутренние Не ниже -40 Без ограничения Природный газ — 1,2; СУ Г — 1,6 СП Ст2, СтЗ по [9]; 08,10,15,20* по [13]; 08Юпо[14]
2 Внутренние, подземные Не ниже -40 То же Природный газ — 1,2; СУ Г — 1,6 СП Ст2, СтЗ по [9]; 08,10, 15, 20* по [13]; 08Ю по [14]
3 Надземные То же DN 100 по [9, 13]; DN — без ограничений по [14, 15] Природный газ — 1,2; СУ Г — 1,6 СП СтЗ по [9]; 08, 10, 15,20* по [13]; 08Ю по [14]; 17Г1С, 09Г2С по [15]
Область применения труб из полуспокойной, кипящей углеродистой стали
4 Наружные, внутренние Не ниже -40 300 Природный газ — 1,2; СУ Г—1,6 ПС Ст2, СтЗ по [9]; 08, 10, 15, 20* по [13]
5 Подземные, внутренние Не ниже -30 800 Природный газ — 1,2; СУГ—1,6 ПС Ст2, СтЗ по [9]; 08, 10, 15, 20 по [13]
6 Надземные Не ниже -20 800 Природный газ — 1,2; СУГ—1,6 То же
7 Внутренние, подземные Не ниже -30 500 Природный газ — 1,2; СУГ—1,6 КП Ст2, СтЗ по [9]; 08, 10, 15, 20 по [13]
Окончание табл. 3,3
№ п/п Местоположение газопровода Температура воздуха расчетная для отопления, °C Условный диаметр DN, мм Допустимое давление PN, МПа Степень раскисления, марка стали, ГОСТ
8 Наружные, внутренние Не ниже -40 Без ограничения Природный газ, паровая фаза СУГ — 0,005 ПС, КПСт2, СтЗ по [9]; 08, 10, 15, 20* по [13]
9 Надземные Не ниже -10 500 Природный газ —1,2; СУГ—1,6 КП Ст2, СтЗ по [9]; 08,10,15,20 по [13]
10 Наружные Не ниже -40 100 Природный газ — 1,2; СУГ—1,6 КП Ст2, СтЗ по [9]; 08, 10, 15,20* по [13]
Примечание', знак * обозначает, что для тепловых электростанций трубы из стали 20 [13] допускается применять только при
условии, что температура стенки трубы не менее 30 °C.
(3.1)
Полиэтиленовые газопроводы [10] в последнее время находят все
большее применение. Для проектирования и строительства газопрово-
дов применяются полиэтиленовые, в том числе и профилированные,
трубы или синтетические газовые шланги. В отличие от металлических
они не подвержены коррозии, однако обладают меньшей механической
прочностью и относительно быстро стареют на воздухе, поэтому при-
меняются только при подземной прокладке. Минимальная глубина за-
ложения газопроводов из полиэтиленовых труб — 0,8 м до верха трубы.
Минимальный допустимый диаметр распределительных подземных га-
зопроводов 50 мм. Надземная и наземная прокладка полиэтиленовых
газопроводов запрещена.
Толщину стенки полиэтиленовой (в том числе профилированной)
трубы SDR следует определять в зависимости от давления в газопрово-
де, марки полиэтилена и коэффициента запаса прочности по формуле
SDR = +1,
МОР-С
где MRS — показатель минимальной длительной прочности полиэтиле-
на, использованного для изготовления труб и соединительных деталей,
МПа (для ПЭ 80 и ПЭ 100 этот показатель равен 8,0 и 10,0 МПа соот-
ветственно); МОР — рабочее давление газа, МПа, соответствующее
максимальному значению давления для данной категории газопровода,
МПа; С — коэффициент запаса прочности, выбираемый в зависимости
от условий работы газопровода по [31].
Трубы и соединительные детали (в том числе полиэтиленовые краны)
выбираются в соответствии с нормативной документацией, утвержден-
ной в установленном порядке. При проектировании и строительстве га-
зопроводов, как правило, должны использоваться трубы и соединитель-
ные детали, имеющие одинаковое значение показателей SDR и MRS.
Не рекомендуется применять в качестве соединительных деталей при
строительстве газопроводов сварные отводы, тройники и крестовины.
Соединение полиэтиленовых труб должно осуществляться сваркой,
а разъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными трубами,
компенсаторами и запорной арматурой — на втулках под фланец. Со-
единения полиэтиленовых труб со стальными осуществляют, как пра-
вило, с помощью неразъемных соединений «полиэтилен — сталь», ко-
торые изготовляют в заводских условиях и обеспечивают паспортом
или сертификатом, свидетельствующем об их качестве.
43
3.3.2. Отключающие устройства на газопроводах.
Требования к установке
3.3.2. L Виды отключающих устройств
В качестве отключающих устройств на газопроводах наибольшее
распространение получили задвижки и краны. Вентили характеризуют-
ся большими потерями давления, поэтому не применяются на газопро-
водах низкого давления, а на газопроводах высокого давления их при-
менение ограничено вследствие недостаточной герметичности.
Принципиальная схема работы отключающих устройств приведена
на рис. 3.4. Любое отключающее устройство имеет неподвижную часть —
корпус, и подвижную часть — затвор. Затвор крана (рис. 3.4, а) пред-
ставляет собой пробку, вращающуюся в корпусе вокруг своей оси. В
шаровых кранах пробка имеет шарообразную форму, в других — форму
усеченного конуса. В пробке имеется отверстие круглой формы в шаро-
вых кранах и щелевидной формы — в других. Для полного открытия
крана ось отверстия в пробке должна совпадать с осью отверстия в кор-
пусе, это достигается поворотом пробки на 90°.
Рис. 3.4. Принципиальные схемы работы отключающих устройств:
а — крана; б — задвижки; в — вентиля: 1 — корпус; 2 — затвор
Затвор задвижки (рис. 3.4, б) имеет форму плоского диска или кли-
на и передвигается в плоскости, перпендикулярной направлению дви-
жения газа. Для полного открытия задвижки затвор достаточно выдви-
нуть на расстояние, равное условному диаметру отключающего устрой-
ства. Перемещение затвора достигается вращением шпинделя задвижки.
Вентильный затвор (рис. 3.4, в) перемещается вдоль оси седла, для
полного его раскрытия его достаточно поднять на расстояние, равное
четверти условного диаметра вентиля.
Приводы к затворам отключающих устройств могут быть ручными,
механическими, пневматическими, гидравлическими, электрическими и
электромагнитными.
44
Краны, применяемые в газоснабжении, классифицируются по фор-
ме уплотнительных поверхностей затвора (конические и шаровые), по
способу создания удельного давления на уплотнительных поверхностях,
по форме окна прохода пробки, по числу проходов, по наличию или от-
сутствию сужения прохода, по типу управления и привода, по материа-
лу уплотнительных поверхностей и т.д.
Уплотнительные поверхности конических кранов имеют форму ко-
нуса. В зависимости от способа создания определенного удельного дав-
ления между корпусом и пробкой для обеспечения требуемой герме-
тичности в затворе краны с конусным затвором можно подразделить на
натяжные, сальниковые со смазкой и с прижимом пробки.
Натяжные краны, простейшие по конструкции, различаются толь-
ко по способу создания удельного давления между корпусом и пробкой.
Наиболее распространены муфтовые краны с резьбовой затяжкой. Вза-
имное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса дос-
тигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки.
Герметичная работа натяжных кранов обеспечивается плотно приле-
гающей к торцевой поверхности корпуса шайбой. Основные преимуще-
ства натяжных кранов — простота конструкции, удобство и простота
регулировки усилия затяжки. Такие краны применяют для массового
выпуска в обычных условиях эксплуатации (например, в жилых домах).
Сальниковые краны характеризуются тем, что необходимые для
герметичности удельные давления на конических уплотнительных по-
верхностях корпуса и пробки создаются при затяжке сальника. Усилие
затяжки передается на пробку, прижимая ее к седлу. Сальниковые кра-
ны более герметичны, чем натяжные, но со временем сальниковое уп-
лотнение высыхает, что приводит к утечкам газа, поэтому такие краны
требуют более тщательного обслуживания. Сальниковые краны со
смазкой применяют, когда необходимо уменьшить усилие при средних
и больших диаметрах условного прохода, удельные давления на уплот-
нительных поверхностях, а также защитить уплотнительные поверхно-
сти от коррозии.
У кранов с прижимом пробки, в отличие от обычных кранов, перед
поворотом пробка отрывается от корпуса, а после поворота прижимает-
ся к нему. Такое конструктивное исполнение позволяет решить не-
сколько задач: уменьшить крутящий момент, необходимый для поворо-
та пробки, производить поворот при отсутствии контакта пробки с кор-
пусом, регулировать в широких пределах усилие прижатия пробки к
корпусу и удельные давления на уплотнительных поверхностях незави-
симо от затяжки крана.
В последнее время стали широко применяться шаровые краны, ко-
торые, обладая всеми преимуществами конических кранов, отличаются
45
тем, что пробка и корпус, благодаря сферической форме, имеют мень-
шие габаритные размеры и массу, повышенную прочность и жесткость,
характеризуются меньшей трудоемкостью в изготовлении.
Задвижки — наиболее распространенный вид отключающих уст-
ройств на подземных газопроводах. Минимальные диаметр условного
прохода задвижек 50 мм. В сравнении с другими видами запорной ар-
матуры задвижки обладают следующими преимуществами: незначи-
тельным гидравлическим сопротивлением при полностью открытом
проходе, отсутствием поворотов потока рабочей среды, возможностью
применения для перекрытия потоков среды большой вязкости, просто-
той обслуживания, относительно небольшой строительной длиной, воз-
можностью подачи среды в любом направлении. К недостаткам задви-
жек можно отнести невысокую скорость срабатывания затвора, воз-
можность получения гидравлического удара в конце хода, большую
высоту, трудность ремонта изношенных уплотнительных поверхностей
при эксплуатации.
По устройству затвора различают задвижки параллельные и клино-
вые, по устройству подъема затвора — задвижки с выдвижным и невы-
движным шпинделем, по приводу — задвижки с ручным, электриче-
ским, пневматическим и гидравлическим управлением. В параллельных
задвижках уплотнительные поверхности параллельны друг другу и рас-
положены перпендикулярно направлению потока газа, затворы в них
называют дисками, или шибером. Между дисками находится распорный
клин. При закрытии задвижки клин раздвигает диски, которые своими
уплотнительными поверхностями создают необходимую плотность.
Преимуществами параллельных задвижек является простота изготовле-
ния затвора, легкость сборки и монтажа и отсутствие заедания затвора в
полностью открытом положении. К недостаткам относятся большой
расход энергии на закрывание и открывание, вызванный тем, что на
всем пути движения привод преодолевает трение между уплотнитель-
ными поверхностями седел и затвора, а также значительный износ уп-
лотнительных поверхностей.
В клиновых задвижках затвор имеет вид плоского клина, боковые
поверхности затвора расположены не параллельно, а наклонно. Они
могут быть со сплошным затвором или с затвором, состоящим из двух
дисков. Существенными преимуществами клиновых задвижек являют-
ся повышенная герметичность прохода в закрытом положении, а также
незначительность усилия, необходимого для обеспечения уплотнения.
К недостаткам можно отнести необходимость применения направляю-
щих для перемещения затвора, повышенный износ уплотняющих кро-
мок затвора, а также технологические трудности получения герметич-
ности в затворе.
46
Существенное значение для работы газовых задвижек имеет длина
нарезки резьбы на шпинделе. По этому признаку они подразделяются
на задвижки с невыждвижным и выдвижным шпинделем. Задвижки с
невыдвижным шпинделем имеют небольшую высоту, что облегчает их
использование на подземных газопроводах в колодцах. Невыдвижной
шпиндель при вращении маховика перемещается вокруг своей оси вме-
сте с маховиком. В зависимости от того, в какую сторону вращается
маховик, ходовая гайка (нарезная втулка) затвора будет перемещаться
по резьбе вниз или вверх и соответственно опускать или поднимать за-
твор задвижки. Резьба выполнена в нижней части шпинделя. Задвижки,
имеющие выдвижной шпиндель, обеспечивают перемещение шпинделя
и связанного с ним затвора путем вращения ходовой гайки (резьбовой
втулки), закрепленной в центре маховика.
Большинство задвижек (за исключением задвижек с пневматиче-
ским и электрическим приводом) можно устанавливать на горизонталь-
ных и вертикальных газопроводах в любом положении, кроме положе-
ния шпинделем вниз.
Для отключения участков подземных газопроводов низкого давле-
ния можно применять гидравлические затворы, в которые заливается
вода, перекрывающая проход газа. Высота запирающего столба воды
должна быть на 200 мм больше рабочего давления в сети, выраженного
в миллиметрах водного столба. В современных системах газораспреде-
ления гидрозатворы применяются редко.
Область применения запорной арматуры зависит от категории газо-
проводов, их расположения и вида транспортируемого газа (табл. 3.4).
Таблица 3.4
Область применения запорной арматуры на газопроводах (по [35])
Тип арматуры Область применения
Краны конусные натяжные Наружные надземные и внутренние га- зопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа
Краны конусные сальниковые Наружные и внутренние газопроводы природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлени- ем до 1,6 МПа
Краны шаровые, задвижки, клапаны (вентили) То же
Выбор рабочего давления запорной арматуры следует производить
в соответствии с давлением газа в газопроводе и в зависимости от вели-
чины нормативного условного давления арматуры.
47
3.3.2.2. Требования к установке
Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются:
1) подземно — в грунте (бесколодезная установка) или в колодцах;
2) надземно — на специально обустроенных площадках (для под-
земных газопроводов), на стенах зданий, а также на надземных газопро-
водах, прокладываемых на опорах.
Отключающие устройства на газопроводах следует предусматри-
вать в следующих случаях:
перед отдельно стоящими или блокированными зданиями;
для отключения стояков жилых зданий выше пяти этажей;
перед наружным газоиспользующим оборудованием;
перед газорегуляторными пунктами, за исключением ГРП предпри-
ятий, на ответвлении газопровода к которым имеется отключающее
устройство на расстоянии менее 100 м от ГРП;
на выходе из газорегуляторных пунктов, закольцованных газо-
проводами;
на ответвлениях от газопроводов к поселениям, отдельным микро-
районам, кварталам, группам жилых домов, а при числе квартир более
400 и к отдельному дому, а также на ответвлениях к производственным
потребителям и котельным;
при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также
одной ниткой при ширине водной преграды при меженном горизонте
75 м и более;
при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных до-
рог I—II категорий, если отключающее устройство, обеспечивающее
прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на расстоя-
нии от дорог более 1000 м.
Установку отключающих устройств предусматривают с учетом
обеспечения возможности их монтажа и демонтажа. С этой целью при
размещении отключающих устройств в колодце на газопроводах с диа-
метром условного прохода менее 100 мм предусматривают преимуще-
ственно гнутые компенсаторы, при больших диаметрах — линзовые или
сильфонные компенсаторы (рис. 3.5). При установке в колодце стальной
фланцевой арматуры на газопроводах допускается предусматривать
вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку. При
надземной установке арматуры и арматуры, изготовленной для неразъ-
емного присоединения к газопроводу, компенсирующее устройство и
косую вставку можно не предусматривать.
Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах
выполняются из несгораемых материалов (бетона, железобетона, кир-
пича, бутового камня и т.д.). Для защиты конструкций колодцев от воз-
48
можного проникновения поверхностных или грунтовых вод необходимо
устройство гидроизоляции. С целью обеспечения возможности спуска
обслуживающего персонала в колодце предусматриваются металличе-
ские стремянки или скобы.
Рис. 3.5. Установка отключающих устройств в колодцах: а — установка за-
движки или крана диаметром до 100 мм в мелком колодце; б — установка за-
движки диаметром 100 мм и более в глубоком колодце: 1 — стенка колодца;
2 — люк; 3 — отключающее устройство (задвижка или кран); 4 — гнутый
компенсатор из бесшовных труб; 5 — двухлинзовый компенсатор
В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует пре-
дусматривать футляры, выходящие не менее чем на 2 см за стенки.
Диаметр футляра принимается исходя из условий обеспечения выпол-
нения строительно-монтажных работ, его герметизации и возможных
смещений газопровода.
На полиэтиленовых газопроводах преимущественно устанавлива-
ются полиэтиленовые краны с выводом штока управления под ковер
(рис. 3.6). Рабочее давление в полиэтиленовом кране не должно превы-
шать допустимого давления, предусмотренного производителем для
данной конструкции крана.
Отключающие устройства на ответвлениях от распределительных
газопроводов следует предусматривать, как правило, вне территории
потребителя на расстояниях не более 100 м от распределительного газо-
провода и не ближе чем на 2 м от линии застройки или ограждения тер-
ритории потребителя.
Размещение отключающих устройств предусматривают в доступ-
ном для обслуживания месте.
49
Отключающие устройства, устанавливаемые на параллельных газо-
проводах, рекомендуется смещать относительно друг друга на расстоя-
ние, обеспечивающее удобство монтажа, обслуживания и демонтажа.
Для отключающих устройств (их управляющих органов), устанав-
ливаемых на высоте более 2,2 м, в проекте предусматриваются решения,
обеспечивающие удобство их обслуживания (лестницы, площадки из
негорючих материалов и т.д.).
При надземной установке запорной арматуры с электроприводом
рекомендуется предусматривать навес для защиты ее от атмосферных
осадков.
Рис. 3.6. Весколодезная установка крана на газопроводе: 1 — подушка; 2 — же-
лезобетонная плита; 3 — диск; 4 — кран полиэтиленовый; 5 — труба телескопическая;
6 — муфта электросварная полиэтиленовая; 7 — ковер; 8 — бетон тяжелый; 9 — песок
природный для строительных работ
При прокладке газопроводов по большим (длиной свыше 100 м или
с пролетами свыше 60 м) и средним (длиной от 25 до 100 м) автомобиль-
ным, городским и пешеходным мостам отключающие устройства, как пра-
вило, устанавливаются на газопроводах давлением до 0,6 МПа с обеих
сторон от моста. Длину моста определяют между концами береговых
опор (закладных щитов), при этом длину переходных плит в длину мос-
та не включают. Размещение отключающих устройств предусматрива-
ется, как правило, на расстоянии в свету не менее 15 м от устоев моста.
50
На вводах и выходах газопроводов из здания ГРП установку отклю-
чающих устройств рекомендуется предусматривать на расстоянии не ме-
нее 5 и не более 100 м от ГРП. Отключающие устройства перед встро-
енными, пристроенными и шкафными ГРП допускается устанавливать
на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП
в удобном для обслуживания месте. При пересечении газопроводами
воздушных линий электропередачи (ЛЭП) отключающие устройства
размещаются вне охранной зоны ЛЭП, которой является участок земли
и пространства, заключенный между вертикальными плоскостями, про-
ходящими через параллельные прямые, отстоящие от крайних проводов
на расстоянии, зависящем от величины напряжения ЛЭП (табл. 3.5).
Таблица 3.5
Расстояния от отключающих устройств до ЛЭП (по [35])
Линии напряжения, кВ Расстояние от крайних проводов, м
До 1 2
От 1 до 20 включительно 10
35 15
ПО 20
150 и 220 25
330, 400 и 500 50
750 40
800 (постоянный ток) 30
При пересечении газопроводами водных преград на закольцован-
ных газопроводах установку отключающих устройств предусматривают
на обоих берегах, а на тупиковых газопроводах — на одном берегу до
перехода (по ходу газа). В случаях необходимости размещения отклю-
чающих устройств на подтопляемых участках при небольшой продол-
жительности подтопления (до 20 дней) и незначительной глубине этого
подтопления (до 0,5 м) высота их установки принимается на 0,5 м выше
прогнозируемой отметки подтопления за счет устройства специальных
площадок, насыпей и т.д. В этих случаях необходимо предусматривать
мероприятия по обеспечению доступа обслуживающего персонала к от-
ключающим устройствам во время подъема воды (отсыпка грунтовых
подходов, плавсредства и т.д.).
Отключающие устройства на надземных газопроводах, проло-
женных по стенам зданий и на опорах, следует размещать на рас-
стоянии (по горизонтали) от дверных и открывающихся оконных про-
емов не менее:
51
для газопроводов низкого давления — 0,5 м;
для газопроводов среднего давления — 1м;
для газопроводов высокого давления II категории — 3 м;
для газопроводов высокого давления I категории — 5 м.
На участках транзитной прокладки газопроводов по стенам зданий
установка отключающих устройств не допускается.
3.3.3. Компенсаторы
Компенсаторы предназначены для компенсации температурных де-
формаций на надземных газопроводах и для снятия монтажных напря-
жений с фланцев отключающих устройств на подземных газопроводах.
Под действием температурных изменений в надземных газопрово-
дах возникают усилия, которые могут привести к изгибу или растяже-
нию газопроводов. При изменении температуры трубы на 1 °C возникает
напряжение 2,5 МПа. В процессе эксплуатации газопроводов величина
изменения температуры может достигать несколько десятков градусов,
что вызывает напряжение в несколько десятков МПа. Поэтому для пре-
дотвращения разрушения газопроводов от этих усилий необходимо
обеспечить их свободное перемещение. Для снижения указанных на-
пряжений на газопроводах устанавливаются радиальные (П-образные,
Z-образные) или осевые (линзовые и сильфонные) компенсаторы. На
надземных газопроводах предпочтительной является установка ради-
альных компенсаторов, выполненных из стальных бесшовных труб. На
подземных газопроводах в местах установки отключающих устройств в
колодцах, за задвижкой по ходу движения газа наиболее часто приме-
няются линзовые компенсаторы (рис. 3.7).
Линзовые компенсаторы изготавливают сваркой из штампованных
полу линз с толщиной стенки 2,5... 5 мм с расчетом на рабочие давления
0,3...0,6 МПа. В зависимости от диаметра газопровода, рабочего давле-
ния и толщины стенки упругая деформация одной линзы составляет
5... 10 мм. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предот-
вращения засорения внутри компенсатора установлен направляющий
патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со сто-
роны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем
патрубке заливается битумом во избежание скопления и замерзания
в них конденсата. К крайним полулинзам приваривают два отрезка тру-
бы с фланцами для присоединения к газопроводу. К фланцам привари-
вают кронштейны, которые стягиваются болтами для создания зазора
при монтаже и демонтаже арматуры или замене прокладок. При уста-
новке компенсатора в зимнее время рекомендуется его немного растя-
нуть, в летнее время — сжать при помощи стяжных тяг.
52
Битум
Рис. 3.7. Двухлинзовый компенсатор: 1 —направляющий патрубок
(рубашка); 2 — патрубок; 3 — кронштейн; 4 — тяга; 5 — полулинза;
6 — фланец
3.3.4. Конденсатосборники
Конденсатосборники устанавливают в низших точках подземных
газопроводов для сбора и удаления конденсата. При транспортировке
влажного газа в составе конденсата преобладает вода, выделяющаяся в
значительных количествах при понижении температуры газа. При
транспортировке осушенного газа конденсат состоит преимущественно
из жидкой фазы тяжелых углеводородов, входящих в состав газа. Кон-
денсатосборники, устанавливаемые на газопроводах, подразделяют на
две группы: конденсатосборники низкого давления (рис. 3.8, а), из ко-
торых конденсат удаляется с помощью насоса, и конденсатосборники
высокого или среднего давления (рис. 3.8, б), из которых конденсат
удаляется за счет давления транспортируемого газа.
Конденсатосборники низкого давления представляют собой сталь-
ной сварной сосуд для сбора конденсата, в который опущена конденса-
тоотводящая трубка, выходящая к поверхности земли под ковер. Трубка
заканчивается муфтой с пробкой. Через трубку при помощи насоса от-
качивается конденсат и сливается в специальную емкость. При необхо-
димости трубку и электрод можно использовать в качестве контрольно-
измерительного пункта в системе защиты газопроводов от коррозии.
53
Рис. 3.8. Конденсатосборники: а — низкого давления; б — высокого и сред-
него давления: 1 — трубка для удаления конденсата; 2 — бетонное основа-
ние; 3 — ковер, 4 — люк для конденсатосборников высокого давления;
5 — грунт; 6 — электрод; 7 — кран
Конденсатосборники высокого и среднего давления несколько отли-
чаются по конструкции от конденсатосборников низкого давления. В
них имеется дополнительная защитная внешняя трубка (футляр), а так-
же кран на внутренней трубке (стояке). В верхней части стояка имеется
отверстие, служащее для выравнивания давления газа в стояке и футля-
ре. Под действием давления газа конденсат отжимается во внутреннюю
трубку с определенным давлением, благодаря чему происходит автома-
тическая откачка конденсата в емкость, присоединенную к концу стоя-
ка, при открытом кране. При закрытом кране газ оказывает противодей-
ствие на конденсат, который под действием своей массы опускается
вниз. Это исключает возможность разрыва внутренней трубки. При от-
крытом кране противодействие прекращается, и конденсат может выхо-
дить к верхней части трубки. Чем больше давление газа в газопроводе,
тем быстрее будет опорожняться конденсатосборник.
3.4. УСТРОЙСТВО И КОНСТРУКЦИИ НАРУЖНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
3.4.1. Вводы газопроводов в здания
Вводы газопроводов в жилые дома осуществляются только в нежи-
лые помещения, доступные для обслуживания и ремонта газопровода —
кухни или коридоры индивидуального пользования. Вводы газопрово-
дов в производственные и общественные здания предусматриваются
непосредственно в помещения, где установлено газоиспользующее обо-
54
рудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым
проемом при условии обеспечения в обоих помещениях не менее трех-
кратного воздухообмена.
Не допускаются вводы газопроводов в следующие помещения: отно-
сящиеся по взрывной и взрывопожарной опасности к категориям А и Б;
во взрывоопасные зоны всех помещений; в подвалы; в складские здания
взрывоопасных и горючих материалов; в помещения подстанций и рас-
пределительных устройств; в вентиляционные камеры, шахты и каналы;
в шахты лифтов и лестничные клетки; помещения мусоросборников; ды-
моходы; через фундаменты или под фундаментом, кроме газопроводов на
входе и выходе из ГРП (в отдельных случаях). Допускается ввод природ-
ного газа в цокольные этажи одноквартирных и блокированных домов.
3.4.2. Подземные газопроводы. Требования к прокладке
На территории поселений рекомендуется, как правило, подземная
или наземная прокладка газопроводов. В обоснованных случаях допус-
кается надземная прокладка газопроводов внутри жилых дворов и квар-
талов по стенам зданий, а также на отдельных участках трассы, в том
числе на участках переходов через искусственные и естественные пре-
грады, при пересечении подземных коммуникаций. На территории про-
мышленных предприятий, как правило, применяется надземная про-
кладка трубопроводов. Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекто-
рах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка
стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа на территории промыш-
ленных предприятий.
Газопроводы прокладываются по улицам и проездам параллельно
линии застройки, внутри кварталов — по местным условиям. При под-
земной прокладке газопровод укладывается в траншею на предвари-
тельно подготовленное основание — песчаную подушку, толщина ко-
торой должна быть не менее 10 см, и засыпается грунтом, причем в за-
висимости от категории газопровода по давлению ограничиваются
минимально допустимые расстояния до зданий, сооружений и других
инженерных коммуникаций в соответствии с требованиями норматив-
ных документов (табл. 3.6).
В стесненных условиях, характерных для городской застройки, до-
пускается уменьшение минимально требуемых расстояний до 50 %, если
рабочее давление газа не превышает 0,6 МПа, при этом на участках
сближения и на расстоянии не менее 5 м по обе стороны от этого участка
предусматривается прокладка газопровода из бесшовных или электро-
сварных стальных труб в футляре при 100%-м контроле физическими
методами заводских сварных соединений, а также из полиэтиленовых
труб в защитном футляре без сварных соединений или соединенных
сваркой встык при 100%-м контроле стыков физическими методами.
55
Таблица 3.6
Расстояния от подземного газопровода до зданий
и других инженерных коммуникаций (извлечение из [35])
Здания, сооружения и коммуникации Расстояния по вертика- ли (в свету), м, при пе- ресечении Расстояния по горизонтали (в свету), м, при давлении газопровода, МПа,
до 0,005 св. 0,005 до 0,3 св. 0,3 до 0,6 св. 0,6 ДО 1,2
1. Водопровод 0,2 1,0 1,0 1,5 2,0
2. Канализация бытовая 0,2 1?0 1,5 2,0 5,0
3. Водосток, дренаж, дождевая ка- нализация 0,2 1,0 1,5 2,0 5,0
4. Тепловые сети: от наружной стенки канала, тон- неля; от оболочки бесканальной про- кладки 0,2 0,2 0,2 1,0 2,0 1,0 2,0 1,5 4,0 2,0
6. Кабели силовые напряжением: до 35 кВ; ПО...220 кВ Кабели связи 0,5 1,0 0,5 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 1,0
7. Каналы, тоннели 0,2 2,0 2,0 2,0 4,0
9. Фундаменты зданий и сооруже- ний до газопроводов условным диаметром: до 300 мм; св. 300 мм — 2,0 2,0 4,0 4,0 7,0 7,0 10,0 20,0
11. Фундаменты ограждений, пред- приятий, эстакад, опор контактной сети и связи, железных дорог — 1,0 1,0 1,0 1,0
14. Бортовой камень улицы, дороги (кромки проезжей части, укреплен- ной полосы, обочины) — 1,5 1,5 2,5 2,5
15. Наружная бровка кювета или подошва насыпи дороги — 1,0 1,0 1,0 2,0
16. Фундаменты опор воздушных линий электропередачи напряже- нием: до 1,0 кВ; св. 1 кВ до 35 кВ; свыше 35 кВ — 1,0 5,0 10,0 1,0 5,0 10,0 1,0 5,0 10,0 1,0 5,0 10,0
17. Ось ствола дерева с диаметром кроны до 5 м — 1,5 1,5 1,5 1,5
18. Автозаправочные станции — 20 20 20 20
56
При прокладке газопроводов на расстоянии менее 50 м от железных
дорог общего пользования на участке сближения и по 5 м в каждую
сторону глубина заложения должна быть не менее 2,0 м, а толщина
стенки на 2...3 мм больше расчетной, полиэтиленовые трубы должны
иметь коэффициент запаса прочности 2,8.
Расстояние по вертикали (в свету) между газопроводом (футляром) и
подземными инженерными коммуникациями и сооружениями должно
быть не менее 0,2 м. Допускается прокладка газопроводов различного
давления в одной траншее параллельно, на одном уровне при минималь-
ном расстоянии между стенками 0,5 м, или в разных уровнях. Расстояние
между трубами должно обеспечивать удобные условия для монтажа и ре-
монта. Минимальное расстояние до колодцев других коммуникаций 0,3 м.
Минимальная глубина расположения газопроводов принимается из
условия механической прочности труб и должна быть не менее 0,8 м от
поверхности планировочной отметки земли до верхней образующей
трубы. На участках, где исключена возможность движения транспорта и
сельскохозяйственных машин над трассой, глубина прокладки стальных
труб может быть не менее 0,6 м до верха трубы. Для полиэтиленовых труб
минимальная глубина заложения газопровода принимается равной 1 м.
При транспортировке неосушенного газа газопровод прокладывает-
ся ниже глубины сезонного промерзания грунта с уклоном не менее 2 %о
в сторону конденсатосборников.
В местах пересечения газопроводов подземными коммуникацион-
ными коллекторами и каналами различного назначения, а также в местах
прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод следу-
ет прокладывать в футляре. Концы футляра выводятся на расстояние не
менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений
и коммуникаций, а при пересечении стенок газовых колодцев — на рас-
стояние не менее 2 см. Концы футляра герметично заделываются гид-
роизоляционным материалом.
На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением
мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контроль-
ную трубку, выходящую под защитное устройство.
В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается
прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электро-
защиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания га-
зораспределительных систем.
3.4.3. Надземные и наземные газопроводы
Надземные газопроводы в зависимости от давления прокладывают-
ся на опорах из негорючих материалов или по конструкциям зданий и
57
сооружений. При этом разрешается прокладка газопроводов следующих
категорий:
на отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах и этажерках, а также
по стенам и кровлям котельных и производственных зданий I и II степе-
ней огнестойкости класса пожарной опасности СО — газопроводов всех
категорий давления;
по стенам зданий II степени огнестойкости класса С1 и III степени
огнестойкости класса СО — 0,6 МПа;
по стенам зданий III степени огнестойкости класса Cl, IV степени
огнестойкости класса СО — 0,3 МПа;
по стенам производственных зданий IV степени огнестойкости
классов С1 и С2, а также по стенам жилых, административных, общест-
венных и бытовых зданий и размещенных в них (встроенных, пристро-
енных и крышных котельных) — 0,005 МПа;
в случаях размещения ШРП на наружных стенах зданий (только
доШРП) — 0,3 МПа.
Транзитная прокладка газопроводов всех давлений по стенам и над
кровлями зданий детских учреждений, больниц, школ, санаториев, об-
щественных, административных и бытовых зданий с массовым пребы-
ванием людей не допускается. Запрещается прокладка газопроводов
всех давлений по стенам, над и под помещениями категорий А и Б про-
тивопожарной безопасности за исключением зданий ГРП.
В обоснованных случаях разрешается транзитная прокладка газо-
проводов не выше среднего давления диаметром до 100 мм по стенам
одного жилого здания не ниже III степени огнестойкости класса СО и на
расстоянии до кровли не менее 0,2 м.
Газопроводы высокого давления прокладываются по глухим стенам
и участкам стен или не менее чем на 0,5 м над оконными и дверными
проемами верхних этажей производственных и сблокированных с ними
административных и бытовых зданий. Расстояние от газопровода до
кровли здания должно быть не менее 0,2 м. Газопроводы низкого и
среднего давления могут прокладываться также вдоль переплетов неот-
крывающихся окон и пересекать оконные проемы производственных
зданий и котельных, заполненные стеклоблоками.
По пешеходным и автомобильным мостам, построенным из него-
рючих материалов, разрешается прокладка газопроводов давлением до
0,6 МПа из бесшовных или электросварных труб, прошедших 100%-й
контроль заводских сварных соединений физическими методами. Про-
кладка газопроводов по пешеходным и автомобильным мостам, постро-
енным из горючих материалов, не допускается.
Минимальная высота газопровода над уровнем земли в местах про-
хода людей составляет 2,2 м, на свободной территории — 0,35 м, в мес-
58
тах проезда автотранспорта — 5 м, в местах проезда городского электри-
фицированного транспорта — 7,3 м, для электрифицированных железных
дорог назначается в соответствии с нормативами для железных дорог.
Расстояния по горизонтали от надземных газопроводов, располо-
женных на опорах, и от наземных газопроводов до инженерных комму-
никаций, зданий и сооружений должны быть не менее величин, уста-
новленных [35] (табл. 3.7 и 3.8).
При транспортировке влажного газа надземные газопроводы про-
кладываются с минимальным уклоном 3 %о в сторону ввода, в нижних
точках газопровода устраиваются спускные устройства с кранами.
Таблица 3.7
Расстояния в свету между надземными газопроводами и трубопроводами
инженерных коммуникаций при их совместной прокладке (извлечение из [35])
Условный диаметр
газопровода, мм
До 300
Св. 300 до 600
Св. 600
Минимальные расстояния, мм, до трубопроводов инженерных коммуникаций диаметром, мм,
до 300 св. 300 до 600 св. 600
100 150 150
150 150 200
150 200 300
Т аб лица 3.8
Расстояния в свету от надземных газопроводов до зданий и сооружений
(извлечение из [35])
Здания и сооружения Расстояние в свету, м, до зданий, со- оружений и надземных газопроводов давлением, МПа,
до 0,005 св. 0,005 до 0,3 св. 0,3 до 0,6 св. 0,6 до 1,2
1. Здания котельных, производствен- ных предприятий категорий А и Б 5 5 5 10
2. То же, категорий В1 — В4, Г и Д — — — 5
3. Жилые, общественные, администра- тивные, бытовые здания I—III степе- ней огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов СО, С1 — — 5 10
4. То же, IV степени огнестойкости и конструктивной пожарной опасности классов С2, СЗ — 5 5 10
5. Открытые наземные склады: легковоспламеняющихся жидкостей вместимостью, м3: св. 1000 до 2000; св. 600 до 1000; 30 24 30 24 30 24 30 24
59
Окончание табл. 3.8
Здания и сооружения Расстояние в свету, м, до зданий, со- оружений и надземных газопроводов давлением, МПа,
до 0,005 св. 0,005 до 0,3 св. 0,3 ДО 0,6 св. 0,6 ДО 1,2
св. 300 до 600; 18 18 18 18
менее 300; 12 12 12 12
горючих жидкостей вместимостью, м3:
св. 5000 до 10000; 30 30 30 30
св. 3000 до 5000; 24 24 24 24
св. 1500 до 3000; 18 18 18 18
менее 1500 12 12 12 12
6. Закрытые наземные (надземные) склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей 10 10 10 10
7. Подземные инженерные сети (от 1 1 1 1
края фундамента опоры газопровода)
8. Автодороги (от бордюрного камня, внешней бровки кювета или подош- вы насыпи дороги) 1,5 1,5 1,5 1,5
9. Ограда открытого распредели- тельного устройства и открытой 10 10 10 10
подстанции
3.4.4. Переходы газопроводов через железные и автомобильные дороги
и трамвайные пути
Переходы газопроводов через искусственные препятствия, в том
числе и транспортные коммуникации, могут быть подземными или над-
земными и выполняются, как правило, под углом 90° к пересекаемым
сооружениям.
Прокладка подземных газопроводов всех категорий давления в мес-
тах пересечения железнодорожными и трамвайными путями, автомо-
бильными дорогами I—IV категорий, а также магистральными улицами
общегородского значения осуществляется в стальных футлярах диамет-
ром на 100...200 мм больше диаметра газопровода (рис. 3.9). Для мест-
ных дорог и проездов вопрос об устройстве футляра решается проект-
ной организацией в зависимости от интенсивности движения.
Футляры предназначены для защиты газопровода от внешних на-
грузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооруже-
ниями и коммуникациями, а также для возможности ремонта и замены,
обнаружения и отвода газа в случае утечки. Соединения составных час-
тей футляра должны обеспечивать его герметичность и прямолиней-
60
ность. Футляры должны удовлетворять условиям прочности и долго-
вечности. Диаметр футляра выбирается исходя из условий производства
строительно-монтажных работ, а также возможных перемещений под
нагрузкой и при прокладке его в особых условиях.
Рис. 3.9. Схема пересечения газопроводом автомобильной дороги: 1 — газопро-
вод; 2 — футляр; 3 — контрольная трубка; 4 — ковер; 5 — проезжая часть автодороги
Концы футляра (рис. 3.10) должны иметь уплотнение (манжету)
(рис. 3.11) из диэлектрического водонепроницаемого эластичного мате-
риала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоуса-
дочные пленки, просмоленная пакля или прядь и т.д.). Конструкция уп-
лотнений должна обеспечивать устойчивость от воздействия грунта и
проникновения грунтовых вод, а также свободные перемещения газо-
провода в футляре от изменения давления и температуры без нарушения
61
Рис. 3.106. Схема установки контрольной трубки и заделки футляра
битумом: 1 — подушка; 2 — бетон дорожный; 3 — песок; 4 — ковер; 5 —
диафрагма; 6 — контрольная трубка; 7 — опора (узел 1); 8 — футляр; 9 —
пакля смоляная ленточная; 10 — битум нефтяной изоляционный; И — полу-
хомут; 12 — болт; 13 — гайка; 14 — пиломатериалы; 15 — резина
Рис. 3.11. Эластичное уплотнение на
конце футляра:
1 — трубная плеть; 2 — защитный
футляр; 3 — резиновая манжета; 4 —
малый хомут; 5 — большой хомут
На одном конце футляра в верхней части устанавливается кон-
трольная трубка, выходящая под защитное устройство (ковер). Коверы
предназначены для защиты от механических повреждений контрольных
трубок, контактных выводов контрольно-измерительных пунктов, водо-
отводящих трубок конденсатосборников, гидрозатворов и арматуры и
устанавливаются на бетонные или железобетонные подушки, распола-
гаемые на основании, обеспечивающем их устойчивость.
При прокладке газопровода под проезжей частью дороги с усовер-
шенствованным дорожным покрытием отметки крышек колодца и кове-
ра должны соответствовать отметке дорожного покрытия, в местах от-
сутствия проезда транспорта и прохода людей быть не менее чем на
62
0,5 м выше уровня земли. При отсутствии усовершенствованного до-
рожного покрытия вокруг колодцев и коверов предусматривают устрой-
ство отмостки шириной не менее 0,7 м с уклоном 50 %о, исключающим
проникновение поверхностных вод в грунт близ колодца (ковера). Диа-
метр контрольной трубки должен быть не менее 32 мм. При выведении
контрольной трубки выше уровня земли ее конец должен быть изогнут
на 180°. Варианты установки контрольных трубок приведены на рис. 3.12.
Рис. 3.12. Установка контрольных трубок: а—нац поверхностью земли; б—под ковер
На межпоселковых газопроводах вместо контрольной трубки уст-
раивается вытяжная свеча со штуцером для отбора проб. Свеча выво-
дится на расстояние не менее 50 мм от края земляного полотна. Отбирая
пробы воздуха из контрольной трубки или вытяжной свечи, можно су-
дить о наличии газа (утечке) в пределах футляра. В межтрубном про-
странстве футляра возможна прокладка эксплуатационного кабеля свя-
зи, телемеханики, дренажного кабеля электрозащиты, предназначенных
для обслуживания газопровода.
Во избежание соприкосновения поверхностей футляра и газопрово-
да последний внутри футляра устанавливается на диэлектрические опо-
ры, которые должны обеспечивать его сохранность и изоляцию при
протаскивании плети в футляре. Шаг опор определяется расчетом, их
количество зависит от длины футляра и должно исключать возможность
прогиба. При диаметре газопровода до 300 мм применяются опоры в
виде полоза длиной 1,5 м, выполненного из профилированной стали
(уголка), привариваемого к двум полухомутам (рис. 3.13). Газопровод,
обернутый в местах контакта с опорой резиной, гидроизолом или рубе-
роидом, укладывается на полухомуты, сверху конструкция стягивается
проволокой через промежуточные деревянные бруски. При диаметре
газопровода более 200 мм можно использовать опоры в виде двух полу-
хомутов, стягиваемых болтами, с диэлектрической прокладкой (узел 1
на рис. 3.10).
63
4
Рис. 3.13. Опора для установки газопровода малого диаметра в футляре:
1 — полоз; 2 — резина; 3 — проволока; 4 — пиломатериалы
При прокладке плети газопровода в футлярах длиной более 60 м ре-
комендуется применять катковые опоры (рис. 3.14).
Рис. 3.14. Прокладка газопровода в футляре длиной более 60 м:
1 — газопровод; 2 — опорно-направляющее кольцо;
3 — футляр; 4 — прокладочный материал
Концы футляра выводятся на расстояние не менее:
3 м — от края водоотводного сооружения (кювета, канавы и т.п.);
10 м — от крайнего рельса железнодорожного пути общей сети;
3 м — от крайнего рельса подъездных путей промышленных пред-
приятий;
2 м — от края проезжей части автомобильной дороги и от крайнего
рельса трамвайных путей.
В любом случае при наличии насыпи минимальное расстояние от
подошвы насыпи до края футляра 2 м.
64
Глубина укладки газопровода в месте пересечения зависит от спо-
соба производства строительных работ и характера грунта. Минимальная
глубина укладки газопроводов от подошвы рельса или верха покрытия
автодороги, а при наличии насыпи от подошвы насыпи принимается
следующей:
2 м — под железной дорогой общей сети, а при наличии водоотвод-
ного сооружения — 1,5 м от его дна, а при производстве работ методом
прокола — 2,5 м;
под трамвайными путями, автодорогой, железнодорожными путями
промышленных предприятий — 1м при производстве работ открытым
способом; 1,5 м — при производстве работ методом продавливания, го-
ризонтального бурения или щитовой проходки; 2,5 м — при производ-
стве работ методом прокола.
При этом при пересечении железных дорог общей сети глубина ук-
ладки газопровода за пределами футляра на расстоянии 50 м от желез-
нодорожного полотна должно быть не менее 2,1 м от поверхности земли
до верха трубы. Толщина стенок труб на переходах через железные до-
роги общей сети принимается на 2...3 мм больше расчетной.
При надземной прокладке газопровода над искусственными препят-
ствиями, например при расположении дороги в выемке, расстояние от
низа трубы до верха покрытия проезжей части автодороги или рельса
трамвайного пути зависит от типа сооружения и вида транспорта, как
описано в п. 3.4.3. В случае надземного перехода автомобильной или
железной дороги газопроводом на выходе из земли газопровод заключа-
ется в футляр, и с каждой стороны устанавливаются изолирующие
фланцевые соединения (ИФС).
3.4.5. Пересечения газопроводами водных преград и оврагов
Пересечения газопроводами водных преград и оврагов выполняют-
ся надводными (надземными) или подводными (подземными). Пересе-
чение преград рекомендуется выполнять под углом 90° на участках с
неразмываемыми берегами.
Надводные (надземные) переходы осуществляются в виде балоч-
ных, шпренгельных и висячих систем, а также в виде эстакад (рис. 3.15).
При небольших по ширине переходах (до 20...25 м) устраиваются над-
водные балочные переходы. В этом случае на выходе из земли газопро-
вод в футляре заделывается в берега пересекаемого сооружения, и при
отсутствии прогиба газопровод работает как однопролетная балка.
65
Рис. 3.15. Надземные (надводные) переходы газопроводов через водные преграды и овраги: а — балочный; б — эстакадный;
в — на низких опорах; г — висячий вантовый; д — в виде провисающей нити; е — в виде трубчатой арки: 7 — газопровод;
2 — фундаментная опора; 3 — стойка; 4 — анкерная опора; 5 — ванты; 6 — опорная мачта (пилон); 7 — опорный ролик
Для более широких, но неглубоких оврагов, рек используются эста-
кадные переходы. Газопровод прокладывается по эстакаде, колоннам или
отдельно стоящим опорам, расстояние между которыми должно исклю-
чать прогиб трубопровода, причем расстояние между крайними опорами
и берегами реки или оврага принимается на 20 % меньше расчетного.
Пересечение газопроводами широких оврагов осуществляется на
низких опорах, изгибы газопровода при изменении уклона служат одно-
временно для компенсации температурных деформаций газопровода.
При отсутствии существующих мостов через водные преграды неболь-
шой ширины можно устраивать арочные переходы, выполненные из са-
мих газопроводных труб, с опорными системами, заделанными в бере-
говые бетонные устои.
Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают
на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и то-
пографических изысканий с учетом условий эксплуатации существую-
щих и строительства проектируемых мостов, гидротехнических соору-
жений, перспективных работ в заданном районе и экологии водоема.
Наиболее удобный и дешевый способ перехода — это подвеска га-
зопровода к конструкциям существующих пешеходных или автомо-
бильных металлических или железобетонных мостов, а также прокладка
газопровода по существующим дамбам на низких опорах. Газопровод
крепится к конструкциям моста на специальных подвесках.
Допускается подвеска на автострадных и пешеходных мостах газо-
проводов с давлением до 0,6 МПа. Подвеска газопровода к железнодо-
рожным мостам запрещена. Подвеска газопроводов к конструкциям су-
ществующих мостов должна обеспечивать свободный доступ для их
осмотра и ремонта, компенсацию напряжений, возникающих за счет
резкого суточного и сезонного колебания температур наружного возду-
ха, безопасное рассеивание в атмосфере возможных утечек газа. Не ре-
комендуется прокладывать газопроводы в каналах мостов даже при на-
личии вентиляции каналов. При необходимости подвески к мостам га-
зопроводов влажного газа требуется тепловая изоляция газопровода;
тип и толщина изоляции должны предотвращать возможность замерза-
ния конденсирующейся влаги.
В городских условиях переходы газопроводов через водные прегра-
ды сооружают, как правило, в виде подводных газопроводов — дюкеров
(рис. 3.16). Створы подводных переходов через реки выбираются на
прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими неразмы-
ваемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы.
Створ подводного перехода проектируется перпендикулярным динами-
ческой оси потока. Устройство переходов на перекатах и участках, сло-
женных скальными грунтами, как правило, не допускается.
67
Рис. 3.16. Подводный переход газопровода через реку (дюкер):
1 — основной газопровод; 2 — основная и резервная нитки дюкера;
3 — балластировочные грузы; 4 — колодец с отключающими устройствами
Место перехода через реки и каналы обычно выбирается ниже (по
течению) мостов, пристаней, речных вокзалов, гидротехнических со-
оружений и водозаборов. Минимальное расстояние от подводных и
надводных газопроводов до мостов в местах пересечения газопровода-
ми водных преград регламентируется [31] (табл. 3.9).
При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и бо-
лее подводные переходы следует предусматривать, как правило, в две
нитки. Диаметр каждой нитки газопровода должен подбираться из
условия обеспечения пропускной способности трубы 75 % от расчет-
ного расхода газа.
Вторая нитка не предусматривается при прокладке:
закольцованных газопроводов, если при отключении подводного
перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей;
тупиковых газопроводов к потребителям, если потребители могут
перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода;
методом наклонно-направленного бурения или другом обосновании
принятого решения.
Прокладка второй нитки рекомендуется для подводных газопрово-
дов, предназначенных для газоснабжения потребителей, не допускаю-
щих перерывов в подаче газа. При ширине заливаемой поймы более
500 м по уровню горизонта высоких вод 10%-й обеспеченностью и про-
должительности подтопления паводковыми водами более 20 дней, а
также для горных рек и водных преград с неустойчивым дном и берега-
ми также необходимо наличие второй нитки.
68
Таблица 3.9
Минимальные расстояния между газопроводами и мостами (по [31])
Водные преграды Тип моста Расстояние по горизонтали между газо- проводом и мостом, не менее, м, при про- кладке газопровода
выше моста ниже моста
От надвод- ного газо- провода диаметром, мм От подвод- ного газо- провода диаметром, мм От над- водно- го га- зопро- вода От под- водно- го газо- прово- да
300 и менее Свы- ше 300 300 и менее Свы- ше 300 Всех д иаметров
Судоходные замер- зающие Всех типов 75 125 75 125 50 50
Судоходные незамер- зающие » » 50 50 50 50 50 50
Несудоходные замер- зающие Многопро- летные 75 125 75 125 50 50
Несудоходные неза- мерзающие » 20 20 20 20 20 20
Несудоходные для га- зопроводов давления: низкого; среднего и высокого Одно-и двухпролет- ные 2 5 2 5 20 20 20 20 2 5 10 20
Примечание: расстояния указаны от выступающих конструкций моста.
При пересечении водных преград расстояние между нитками под-
водных газопроводов назначается исходя из инженерно-геологических
и гидрологических изысканий, а также условий производства работ по
устройству подводных траншей, возможности укладки в них газопрово-
дов и сохранности газопровода при аварии на параллельно проложен-
ном газопроводе. При укладке в одну траншею это расстояние должно
быть не менее 0,5 м, а при укладке в разные траншеи — не менее 30 м.
Укладка ниток газопроводов в одну траншею разрешается на поймен-
ных участках переходов на несудоходных реках, если русло и берега не
подвержены размыву, а также при пересечении водных преград в пре-
делах поселений.
Прокладка газопроводов на подводных переходах предусматривает-
ся с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Отметка верха
69
газопровода (балласта, футеровки) при переходах через несудоходные
реки должна быть не менее чем на 0,5 м, на переходах через судоходные
и сплавные реки — на 1,0 м ниже прогнозируемого профиля дна на срок
25 лет, а при производстве работ методом наклонно-направленного бу-
рения — не менее чем на 2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна. На
подводных переходах через несудоходные и несплавные водные пре-
грады, а также в скальных грунтах разрешается уменьшение глубины
укладки газопроводов, но верх газопровода (балласта, футеровки) во
всех случаях должен быть не ниже отметки возможного размыва дна
водоема на расчетный срок эксплуатации газопровода. Для обеспечения
устойчивого положения газопроводов на дне водоема их снабжают же-
лезобетонными или чугунными балластировочными грузами, препятст-
вующими всплытию трубопровода (рис. 3.17). Установка пригрузов на
газопроводах, прокладываемых на сезонно подтопляемых участках, не
требуется, если грунт засыпки траншеи обеспечивает проектное поло-
жение газопровода при воздействии на него выталкивающей силы воды.
Рис. 3.17. Грузы для подводных переходов газопроводов:
а — железобетонные; б — чугунные
Проектами газоснабжения предусматриваются необходимые реше-
ния по укреплению берегов русла в местах прокладки подводного пере-
хода и по предотвращению размыва траншеи поверхностными водами
(одерновка, каменная наброска, устройство канав и перемычек).
70
На обоих берегах судоходных и лесосплавных водных преград раз-
мещаются опознавательные знаки установленных образцов. На границе
подводного перехода необходимо предусматривать установку постоян-
ных реперов: при ширине преграды при меженном горизонте до 75 м —
на одном берегу, при большей ширине — на обоих берегах.
3.5. ЗАЩИТА ГАЗОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
3.5.1. Виды коррозии
Коррозией металлов называется постепенное поверхностное разру-
шение металла в результате взаимодействия его с окружающей средой.
При использовании металлических труб и сооружений на газораспреде-
лительных сетях для транспорта газа возможна внутренняя или внешняя
коррозия газопроводов.
По характеру процесса разрушения металла коррозия подразделяет-
ся на химическую, электрохимическую и электрическую.
Химической коррозией называется процесс разрушения металла
только в месте его контакта с химически агрессивным агентом, при
этом не возникает электрического тока. Пример — разрушение внут-
ренней поверхности газопровода при транспортировке сернистых газов,
агрессивные компоненты которых вступают в реакцию с металлом, вы-
зывая разрушение. Для защиты от внутренней коррозии необходимо пе-
ред подачей в систему газораспределения производить очистку газа от
коррозионно-активных компонентов — сероводорода и других серни-
стых соединений, водяных паров, кислорода.
Электрохимическая коррозия — это процесс разрушения металла,
сопровождающийся образованием электрического тока. В отличие от
химической коррозии на поверхности металла образуются не сплошные,
а местные повреждения в виде пятен и раковин большой глубины. Раз-
личают микро- и макрокоррозионные процессы. В условиях почвенной
коррозии возникновение микрокоррозионных пор связано со структур-
ной неоднородностью металла. Поскольку потенциал различных вклю-
чений металла неодинаков, то между ними возникает электрический
ток, вызывающий коррозионный процесс между элементарными части-
цами металла. Макрокоррозионный процесс — это процесс возникнове-
ния электрического тока (процесс коррозии между двумя значительны-
ми частями одной и той же конструкции, например в газопроводе, пере-
секающем границу грунта).
Схематично процесс электрохимической коррозии показан на
рис. 3.18. Металл при соприкосновении с грунтом посылает туда свои
положительно заряженные частицы (ионы), а отрицательно заряженные
частицы (электроны) остаются в металле. За счет этого газопровод при-
71
обретает отрицательный потенциал, а грунт заряжается положительно и
становится электролитом. Вблизи участков газопровода, где происходит
процесс растворения металла с выходом ионов, образуются анодные зо-
ны, а там, где процесс растворения происходит менее интенсивно, —
катодные зоны. Они будут иметь положительный потенциал по отно-
шению к анодным зонам. Таким образом, по газопроводу движутся
электроны от анода к катоду, а в грунте положительно заряженные час-
тицы — катионы — движутся к катоду, а отрицательно заряженные час-
тицы — анионы — к аноду. В результате этих перемещений на газопро-
воде возникают участки с отрицательными потенциалами, что связано с
выходом ионов в грунт и коррозией трубопроводов.
Электролит
Рис. 3.18. Схема коррозионного разрушения стенки трубы:
1 — анодный участок; 2 — катодный участок; 2е — электроны
Различают три вида электрохимической коррозии — коррозия в
электролитах, почвенная и атмосферная.
Коррозия в электролитах — это коррозия, возникающая под дейст-
вием водных растворов солей. Пример — коррозия подводных участков
при пересечении водных преград. Чем активнее электролит, т.е. чем
больше концентрация солей, тем интенсивнее разрушение.
Подземные газопроводы, находящиеся в среде почвы или почвенно-
го электролита, подвержены почвенной коррозии. Коррозия, вызванная
воздействием кислорода воздуха и атмосферной влаги, называется ат-
мосферной коррозией (на надземных и наземных газопроводах).
Электрическая коррозия возникает под воздействием блуждающих
токов, в связи с проникновением на трубу токов утечки с рельсов элек-
72
трифицированного транспорта или других промышленных установок
постоянного тока. Блуждающие токи попадают на газопровод в местах
повреждения изоляции, двигаясь по газопроводу, токи выходят из него
вблизи тяговых подстанций. Участки входа тока в газопровод называют
катодными, а участки выхода — анодными зонами. Наиболее опасны
анодные зоны, так как токи выходят из газопровода в виде положитель-
ных ионов, что сопровождается интенсивным выносом частичек метал-
ла и образованием сквозных отверстий.
Наибольшую опасность представляет электрохимическая почвенная
и электрическая коррозия.
Скорость коррозии металла при подземной прокладке газопровода
зависит от свойств грунта — влажности, температуры, воздухопрони-
цаемости, электропроводности, наличия солей. Чем больше влажность и
воздухопроницаемость грунта, тем быстрее протекает процесс коррозии
(максимальная скорость коррозии наблюдается при влажности 11... 13 %).
При очень высокой влажности (более 25 %) и при замерзании грунта во
влажном состоянии процесс коррозии замедляется.
3.5.2. Способы определения коррозионной активности грунта
Оценка коррозионной активности грунтов по отношению к стальным
газопроводам производится по нескольким показателям (табл. 3.10): по
удельному электрическому сопротивлению грунта; потере массы образ-
цов, помещенных в грунт, за определенное время; плотности поляриза-
ционного тока.
Таблица 3.10
Показатели коррозионной активности грунта
Грунты Удельное сопротивле- ние, Омм Потеря массы образца, г Степень коррозионной активности Тип изоляции
Песчаные, песчано- глинистые Более 100 Менее 1 Низкая «Нормальная»
Глинистые, солонча- ковые, известковые, бедные черноземные 100...20 1...2 Средняя «Усиленная»
Богатые черноземные, торфяные, засорен- ные мусором, шла- ком, заболоченные, в том числе все го- родские газопроводы 20... 10 2...3 Повышенная «Весьма уси- ленная» + активная за- щита
10...5 3...4 Высокая
Менее 5 Более 4 Особо высокая
Наиболее важным свойством грунта, которое можно быстро и отно-
сительно точно определить, является его удельное электрическое сопро-
73
тивление. Электрическое сопротивление является функцией ряда других
характеристик грунта: состава, концентрации растворенных веществ,
влажности, поэтому оно может считаться основным показателем при
определении коррозионной активности грунта. В зависимости от степе-
ни коррозионной активности грунта выбирается тип изоляции газопро-
вода. Как видно из табл. 3.10, все подземные металлические газопрово-
ды, расположенные в населенных пунктах, должны быть защищены
изоляцией «весьма усиленного» типа в сочетании с методами активной
защиты газопроводов от коррозии.
Для выявления коррозионного состояния подземного газопровода
проводят электрические измерения, основными из которых являются оп-
ределение потенциала газопровода относительно грунта, а также направ-
ления и величины блуждающего тока, текущего по газопроводу. Для изме-
рения потенциалов газопровода используются специальные контрольно-
измерительные пункты (рис. 3.19), которые устанавливаются по трассе га-
зопроводов всех категорий давления на расстоянии не более 200 м друг
от друга в застроенной части поселений, не более 500 м — за пределами
застройки. Для замера разности потенциалов «труба — земля» можно
также использовать металлические неизолированные части элементов
газопроводов: задвижки, конденсатосборники, контрольные трубки и т.п.
Рис. 3.19. Устройство контрольно-
измерительного пункта на подземном
газопроводе: 1 — ковер;
2 — бетонная подушка под ковер;
3 — трубка;
4 — электрод заземления;
5 — гайки М8 с шайбой;
6 — электрод сравнения
3.5.3. Способы защиты газопроводов от коррозии
Защита газопроводов от коррозии осуществляется пассивными и ак-
тивными методами.
Пассивная защита газопроводов от коррозии заключается в нане-
сении на наружную поверхность трубы антикоррозионного изоляцион-
74
ного покрытия. В зависимости от коррозионной активности грунта при-
меняют три типа изоляции подземных газопроводов: «нормальную»,
«усиленную», «весьма усиленную». На территории населенных пунк-
тов, промышленных предприятий, при пересечении естественных и ис-
кусственных препятствий применяется «весьма усиленная» изоляция.
Противокоррозионные покрытия должны отвечать требованиям
нормативных документов: иметь достаточную механическую проч-
ность; обеспечивать хорошую прилипаемость к материалу труб; быть
индифферентными к химическим и биологическим воздействиям; не
должны содержать в составе изоляции коррозионно-активных компо-
нентов; должны обладать диэлектрическими свойствами.
Широкое распространение в практике получили битумно-
минеральные, битумно-полимерные и битумно-резиновые мастики, а
также (особенно в последнее время) липкие полимерные ленты. Во всех
мастиках вяжущим является битум, а заполнителем доломитовая или
асфальтовая, полимерная и резиновая крошка. Для усиления изоляции
применяют армирующие обертки из гидроизола, бризола или стеклово-
локнистого материала.
Изоляцию газопровода производят в такой последовательности.
Трубу очищают стальными щетками до металлического блеска и проти-
рают. После этого на нее накладывают грунтовку толщиной 0,1...0,15 мм.
Грунтовка представляет собой нефтяной битум, разведенный в бензине
в отношении 1:2 или 1:3. Когда грунтовка высохнет, на газопровод накла-
дывают горячую (при температуре 160... 180 °C) битумную эмаль в не-
сколько слоев. Снаружи трубу обертывают крафт-бумагой. «Нормаль-
ная» изоляция состоит из грунтовки, одного слоя мастики, армирующей
обертки и крафт-бумаги (или полиэтилена), «усиленная» изоляция со-
держит два промежуточных слоя мастики, а «весьма усиленная» — три
слоя. Таким образом, толщина «весьма усиленной» изоляции составляет
не менее 9 мм, следовательно, увеличивается объем и масса трубы.
В последнее время, как уже было сказано, используются, как прави-
ло, липкие полимерные ленты. В этом случае на трубу наносится клее-
вая или битумно-клеевая грунтовка, затем липкая лента в два или три
слоя внахлест, а затем наружная обертка из рулонных материалов.
Защитные покрытия на газопроводы наносятся только в заводских
условиях механизированным способом. Допускается нанесение защит-
ных покрытий непосредственно на месте укладки газопровода только
при выполнении ремонтных работ на действующих газопроводах, изо-
ляции сварных стыков и мелких фасонных частей, исправление повреж-
дений изоляции в процессе монтажа.
Надземные газопроводы защищаются от атмосферной коррозии ла-
кокрасочными покрытиями из двух-трех слоев грунтовки и двух слоев
75
лака или эмали, выдерживающими температурные изменения и влияние
атмосферных осадков. Для исключения перетекания блуждающих токов
на надземные газопроводы на выходе из-под земли, а также на вводах в
здания, где возможен электрический контакт газопровода с заземлен-
ными конструкциями и коммуникациями, на надземных и надводных
переходах газопроводов через препятствия устанавливаются изоли-
рующие фланцевые или муфтовые соединения. Устройство изолирую-
щего фланцевого соединения показано на рис. 3.20.
Рис. 3.20. Устройство изолирующего
фланца: 1 — изолирующая текстолитовая или
паронитовая втулка; 2 — изолирующая шайба
из текстолита, резины или хлорвинила;
3 — стальная шайба; 4 — свинцовые шайбы;
5 — текстолитовое кольцо (прокладка)
Все городские металлические подземные газопроводы помимо пас-
сивных должны быть защищены активными методами. К активным
методам защиты от коррозии, обеспечивающим создание на газопро-
воде или участках газопровода отрицательного электрического потен-
циала для исключения образования анодных зон, относятся электродре-
нажная защита, катодная защита и протекторная защита.
Основным методом защиты газопроводов от блуждающих токов яв-
ляется электрический дренаж. Он заключается в отводе блуждающих
токов, попавших на газопровод, из анодной зоны защищаемого соору-
жения к их источнику. Отвод осуществляют через изолированный про-
водник, соединяющий газопровод с рельсом электрифицированного
транспорта или отрицательной шиной тяговой подстанции. Сопротив-
ление дренажного кабеля невелико (доли Ома), благодаря этому проис-
76
ходит перераспределение падения напряжения в цепи тяговых токов,
и блуждающие токи, протекающие ранее вне газопровода, входят в него
и направляются к своему источнику по дренажному кабелю. При этом
полярность газопровода относительно грунта изменяется, а на газопро-
воде образуется катодная зона. При отводе тока из газопровода по про-
воднику прекращается выход ионов металла в грунт, и тем самым пре-
кращается электрическая коррозия газопровода.
С помощью дренажа обеспечивается самая дешевая защита: одной
дренажной установкой достигают создания максимальной зоны защиты
(до 5 км и более). Существует три типа дренажных устройств: прямой
(двусторонняя проводимость), односторонний поляризованный и уси-
ленный (с дополнительным источником тока) дренаж.
Прямой дренаж (рис. 3.21) обладает двусторонней проводимостью.
Дренажный кабель можно присоединить только к отрицательной шине
(или отсасывающему кабелю), когда исключена возможность стекания
токов на защищаемое сооружение. Как правило, дренажные кабели к
рельсам не присоединяют, объясняется это тем, что при обрыве рельсо-
вого пути (при нарушении стыковых соединений и т.п.) на рельсах мо-
жет возникнуть потенциал обратного, т.е. положительного знака, в свя-
зи с чем электрический ток большой силы потечет на газопровод. В
этом основной недостаток прямого дренажа.
Рис. 3.21. Схема прямого (простого) дренажа:
1 — защищаемый газопровод;
2 — регулировочный реостат; 3 — амперметр;
4 — предохранитель; 5 — отрицательная шина
(отсасывающий кабель)
На городских газопроводах для отвода тока, как правило, исполь-
зуют поляризованный электродренаж. Он обладает односторонней про-
водимостью от газопровода к рельсам (отрицательной шине). При появ-
лении положительного потенциала на рельсах электрическая цепь дре-
нажа автоматически разрывается. Усиленный дренаж применяют в тех
случаях, когда на защищаемом сооружении остается опасная зона (по-
77
ложительный или знакопеременный потенциал по отношению к земле),
а потенциал рельса в точке дренирования тока выше потенциала газо-
провода. В усиленном дренаже в цепь дополнительно включают источ-
ник ЭДС, позволяющий увеличить дренажный ток.
Для защиты газопроводов от почвенной коррозии применяют ка-
тодную защиту. Катодная станция представляет собой источник посто-
янного тока, отрицательный полюс которого через изолированный ка-
бель присоединяется к газопроводу, а положительный — к специально-
му анодному заземлителю. При катодной защите на газопровод
накладывают отрицательный потенциал 1,2... 1,5 В, то есть переводят
весь защищаемый участок газопровода в катодную зону (рис. 3.22).
В качестве анодов применяют малорастворимые материалы (чугунные,
железокремниевые, графитовые), а также отходы черного металла, ко-
торые помещают в грунт вблизи газопровода. Отрицательный полюс
источника постоянного тока соединяют с газопроводом, а положитель-
ный — с анодом. Создается замкнутая цепь, по которой циркулирует
электрический ток от положительного полюса источника через заземли-
тель, землю и газопровод к отрицательному полюсу источника. На газо-
проводе создается защитная катодная зона, а анодное заземление посте-
пенно разрушается. В зависимости от качества изоляции одна установка
может защищать участок газопровода от 1 до 20 км.
Рис. 3.22. Схема катодной защиты: 1 — защищаемый га-
зопровод; 2 — источник постоянного тока; 3 — анодный за-
землитель; 4 — соединительный кабель;
5 — дренажный изолированный кабель;
6 — точка дренирования
78
Протекторная защита (рис. 3.23) является одной из разновидно-
стей катодной защиты, когда отсутствует посторонний источник тока.
Искусственная катодная поляризация газопровода создается протекто-
ром (магниевым гальваническим анодом), имеющим более отрицатель-
ный электрохимический потенциал по отношению к грунту, чем металл
газопровода. Протектор соединяется с газопроводом изолированным
проводом, образуется гальваническая цепь, в которой электролитом
служит грунт. Ток протекает от протектора через землю в газопровод и
от газопровода по кабелю к протектору. На газопроводе образуется за-
щитная катодная зона, а протектор (анод) разрушается.
J
5
Рис. 3.23. Схема протекторной защиты:
1 — защищаемый газопровод; 2 — изолирован-
ные кабели; 3 — контрольный вывод;
4 — протектор; 5 — заполнитсль для протектора
Контрольные вопросы
1. Что такое газораспределительная система, газораспределительная сеть и ис-
точник газораспределения?
2. Опишите схему и область применения одно-, двух- и трехступенчатой систем
газораспределения.
3. Назовите основные признаки классификации газопроводов.
4. В каких случаях рекомендуется применять в системах газоснабжения стальные
и полиэтиленовые трубы?
5. Как соединяются стальные и полиэтиленовые трубы?
6. Где устанавливаются отключающие устройства на газопроводах?
7. Для чего служат компенсаторы и где они устанавливаются?
8. Опишите назначение и устройство конденсатосборников.
9. Как осуществляются вводы газопровода в здания?
10. Назовите требования к прокладке подземных газопроводов.
11. В каких случаях и где разрешается прокладка надземных газопроводов?
12. Как осуществляются переходы газопроводов через естественные и искусст-
венные препятствия?
13. Опишите конструкцию футляра при пересечении газопровода автодорогой.
14. Назовите виды коррозии.
15. Что такое активная и пассивная защита газопроводов от коррозии?
79
4. ПОТРЕБЛЕНИЕ ГАЗА
4.1. ОСНОВНЫЕ КАТЕГОРИИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ГАЗА.
МЕТОДЫ РАСЧЕТА ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
Годовое потребление газа городом, районом города или поселком
является основой при составлении проекта газоснабжения. Расчет годо-
вого потребления производят по нормам на конец расчетного периода с
учетом перспективы развития городских потребителей газа. Продолжи-
тельность расчетного периода устанавливают на основании плана пер-
спективного развития города или поселка.
При решении вопросов газоснабжения поселений использование га-
за предусматривается на следующие нужды:
1) индивидуально-бытовые: приготовление пищи и горячей воды, а
для сельских поселений также на приготовление кормов и подогрев во-
ды для животных в домашних условиях;
2) отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых и обще-
ственных зданий;
3) отопление и нужды производственных и коммунально-бытовых
потребителей.
Расчет расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные
нужды представляет собой сложную задачу, так как количество газа,
расходуемого потребителями, зависит от ряда факторов: газооборудо-
вания, благоустройства и населенности квартир, газооборудования го-
родских учреждений и предприятий, степени обслуживания населения
этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централи-
зованным горячим водоснабжением и климатических условий. Боль-
шинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому
потребление газа рассчитывают по средним нормам, разработанным в
результате анализа многолетнего фактического потребления газа и пер-
спектив изменения этого потребления. Особенно трудно определить
расход газа в квартирах. В нормах расхода газа учтено, что население
частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а также пользует-
ся услугами коммунально-бытовых предприятий.
80
Годовые расходы газа для населения (без учета отопления), пред-
приятий бытового обслуживания населения, общественного питания,
предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий, а также
для учреждений здравоохранения определяются по нормам расхода те-
плоты, приведенным в табл. 4.1. Нормы расхода теплоты на жилые до-
ма, приведенные в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья
в домашних условиях. При применении газа для лабораторных нужд
школ, вузов, техникумов и других специальных учебных заведений
норму расхода теплоты следует принимать в размере 50 МДж
(12 тыс. ккал) в год на одного учащегося.
Нормы расхода газа для потребителей, не перечисленных в табл. 4.1,
принимаются по данным фактического расхода используемого топлива
с учетом КПД при переводе на газовое топливо.
Таблица 4.1
Годовые нормы расхода теплоты на коммунально-бытовые нужды (извлечение из [И])
Потребители газа Показатель потребления газа Нормы расхо- да теплоты, МДж (тыс. ккал)
1. Население
При наличии в квартире газовой плиты и центра- лизованного горячего водоснабжения при газо- снабжении: природным газом; СУГ На 1 чел. в год 4100 (970) 3850 (920)
При наличии в квартире газовой плиты и газового водонагревателя (при отсутствии централизован- ного горячего водоснабжения) при газоснабжении: природным газом; СУГ То же 10000 (2400) 9400 (2250)
При наличии в квартире газовой плиты и отсутст- вии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя при газоснабжении: природным газом; СУГ То же 6000 (1430) 5800 (1380)
2. Предприятия бытового обслуживания населения
Фабрики-прачечные: на стирку белья в механизированных прачечных; на стирку белья в немеханизированных пра- чечных с сушильными шкафами; на стирку белья в механизированных прачеч- ных, включая сушку и глажение На 1 т сухо- го белья 8800 (2100) 12600 (3000) 18800 (4500)
81
Окончание табл. 4.1
Потребители газа Показатель потребления газа Нормы расхо- да теплоты, МДж (тыс. ккал)
Дезкамеры: на дезинфекцию белья и одежды в паровых камерах; на дезинфекцию белья и одежды в горячевоз- душных камерах То же 2240 (535) 1260 (300)
Бани: мытье без ванн; мытье в ваннах На 1 помыв- ку 40 (9,5) 50 (12)
3. Предприятия общественного питания
Столовые, рестораны, кафе: На 1 обед
на приготовление обедов (вне зависимости от
пропускной способности предприятия); На 1 завтрак 4,2 (1)
на приготовление завтраков или ужинов или ужин 2,1 (0,5)
4. Учреждения здравоохранения
Больницы, родильные дома: на приготовление пищи; на приготовление горячей воды для хозяйст- венно-бытовых нужд и лечебных процедур (без стирки белья) На 1 койку в год 3200 (760) 9200 (2200)
5. Предприятия по производству хлеба и кондитерских изделий
Хлебозаводы, комбинаты, пекарни: на выпечку хлеба формового; на выпечку хлеба подового, батонов, булок, На 1 т изде- 2500 (600)
сдобы; лий 5450 (1300)
на выпечку кондитерских изделий (тортов, пи- рожных, печенья, пряников и т.п.) 7750 (1850)
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, бытового
обслуживания непроизводственного характера и т.п. можно принимать
в размере до 5 % суммарного расхода теплоты на жилые дома.
Годовые расходы газа на нужды промышленных и сельскохозяйст-
венных предприятий следует определять по данным потребления топ-
лива (с учетом изменения КПД при переходе на газовое топливо) этих
предприятий с перспективой их развития или на основе технологиче-
ских норм расхода топлива (теплоты).
Годовые расходы теплоты на приготовление кормов и подогрев во-
ды для животных на сельскохозяйственных предприятиях рекомендует-
ся принимать по табл. 4.2.
82
Таблица 4.2
Годовые нормы расхода теплоты на сельскохозяйственных предприятиях
Назначение расходуемого газа Показатель Нормы расхода теплоты на нужды одного животного, МДж (тыс. ккал)
Приготовление кормов для живот- ных с учетом запаривания грубых кормов и корне-, клубнеплодов Лошадь Корова Свинья 1700 (400) 4200(1000) 8400 (2000)
Подогрев воды для питья и сани- тарных целей На одно животное 420 (100)
Норма расхода газа, м3/(ед.-год), определяется с учетом низшей теп-
лоты сгорания газа, указанной в задании:
zjHOpM
2норм=^тепл_ (4.1)
Vh
где Crcin’ — норма расхода теплоты, МДж/(ед.-год), определяемая по
табл. 4.1; Q? — низшая теплота сгорания газа, МДж/м3.
Система газоснабжения городов и других населенных пунктов рас-
считывается на максимальный часовой расход газа. Максимальный рас-
четный часовой расход газа Qj, м3/ч, при О °C и давлении газа 0,1 МПа
(760 мм рт. ст.) на хозяйственно-бытовые и производственные нужды
определяется как доля годового расхода по формуле
Qd=K^xQy, (4.2)
где А?тах — коэффициент часового максимума (коэффициент перехо-
да от годового расхода к максимальному часовому расходу газа); Qy —
годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент часового максимума расхода газа принимается
дифференцированно по каждой обособленной зоне газоснабжения,
снабжаемой от одного источника. Значения коэффициента часового
максимума расхода газа на хозяйственно-бытовые нужды в зависимо-
сти от численности населения, снабжаемого газом, приведены в
табл. 4.3; для бань, прачечных, предприятий общественного питания
и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий —
в табл. 4.4.
83
Таблица 4.3
Коэффициент часового максимума расхода газа для жилых домов,
учреждений здравоохранения, предприятий торговли и предприятий
бытового обслуживания населения непроизводственного характера (по [35])
Число жителей, снабжаемых газом, тыс. чел. ^тах (без отопления)
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
Таблица 4.4
Коэффициент часового максимума расхода газа для предприятий
бытового обслуживания населения производственного характера,
предприятий общественного питания и предприятий
по производству хлебобулочных и кондитерских изделий (по [35])
Предприятия Лтах
Бани 1/2700
Прачечные 1/2900
Общественного питания 1/2000
По производству хлеба, кондитерских изделий 1/6000
Примечание', для бань и прачечных значения коэффициента часового макси-
мума расхода газа приведены с учетом расхода газа на нужды отопления
и вентиляции.
Расчетный часовой расход газа для предприятий различных от-
раслей промышленности и предприятий бытового обслуживания
производственного характера (за исключением предприятий, приве-
денных в табл. 4.4) можно определять по формуле (4.2) с учетом ко-
эффициентов часового максимума по отрасли промышленности, при-
веденных в табл. 4.5.
84
Таблица 4.5
Коэффициент часового максимума расхода газа
для промышленных предприятий (по [35])
Отрасль промышленности Лтах
В целом по предприятию По котельным По промыш- ленным печам
Черная металлургия 1/6100 1/5200 1/7500
Судостроительная 1/3200 1/3100 1/3400
Резиноасбестовая 1/5200 1/5200 —
Химическая 1/5900 1/5600 1/7300
Строительных материалов 1/5900 1/5500 1/6200
Радиопромышленность 1/3600 1/3300 1/5500
Электротехническая 1/3800 1/3600 1/5500
Цветная металлургия 1/3800 1/3100 1/5400
Станкостроительная 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 —
Мукомольно-крупяная 1/3500 1/3600 1/3200
Табачная 1/3850 1/3500 —
При составлении проектов генеральных планов городов и других
поселений допускается принимать следующие укрупненные показатели
потребления газа, м3/год на 1 чел., при теплоте сгорания газа 34 МДж/м3
(8000 ккал/м3):
при наличии централизованного горячего водоснабжения — 120;
при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей — 300;
при отсутствии всяких видов горячего водоснабжения — 180 (220
в сельской местности).
Годовые и расчетные часовые расходы теплоты на нужды отопле-
ния, вентиляции и горячего водоснабжения определяют [33].
85
•3600
(4.3)
Расход газа, м3/ч, на отопление, вентиляцию и горячее водоснабже-
ние определяется по формуле
?omax ~*~C?vmax ~*~б/?тах
<2нр-п
гДе Сотах, Cvmax, CL max — соответственно максимальные тепловые
потоки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, МВт; Q? —
низшая теплота сгорания газа, МДж/м3; ц — КПД котельной или ТЭЦ
(ц =0,8...0,9).
Максимальный тепловой поток, Вт, на отопление жилых и общест-
венных зданий
Йтах=9о4+^А (44)
где qo — укрупненный показатель максимального теплового потока,
Вт/м2, определяется в зависимости от этажности зданий и расчетной
температуры наружного воздуха для наиболее холодной пятидневки в
районе проектирования; А — общая жилая площадь, м2; К\ — коэффици-
ент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий.
Максимальный тепловой поток, Вт, на вентиляцию общественных
зданий
Qv^=^AKlK2, (4.5)
где К2 — коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию
общественных зданий.
Максимальный тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение жи-
лых зданий
йшах = 2,4 Q’h, (4.6)
где Q'fj — средний тепловой поток, Вт, на горячее водоснабжение за
отопительный период.
Q'h=gh-N, (4.7)
где qh — укрупненный показатель теплового потока на горячее водо-
снабжение; N— количество жителей, чел.
4.2. НЕРАВНОМЕРНОСТЬ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА И ЕЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
Потребление газа всеми видами потребителей — бытовыми, ком-
мунальными и промышленными — осуществляется неравномерно и из-
меняется по месяцам года, дням недели, а также по часам суток.
86
В зависимости от периода, в течение которого потребление прини-
мают постоянным, различают сезонную неравномерность, или неравно-
мерность по месяцам года; суточную неравномерность, или неравно-
мерность по дням недели, месяца или года; часовую неравномерность,
или неравномерность по часам суток или часам года. Режим потребле-
ния газа населенным пунктом зависит от режима отдельных категорий
потребителей и их удельного веса в общем потреблении газа. При изу-
чении неравномерности потребления строят ступенчатые графики рас-
хода газа во времени: годовой, недельный и суточный.
Сезонная неравномерность потребления газа вызвана дополнитель-
ным расходом на отопление в зимнее время и некоторым уменьшением
его летом, эта неравномерность отражается годовым графиком потреб-
ления (рис. 4.1). Он строится по месяцам года. По оси абсцисс отклады-
ваются месяцы года, а по оси ординат — суточные расходы, осреднен-
ные для каждого месяца. При таком построении площадь каждой сту-
пеньки, отвечающей определенному месяцу на графике, соответствует в
принятом масштабе месячному потреблению.
Рис. 4.1. Годовой график
потребления газа промыш-
ленного центра: 1 — комму-
нально-бытовое потребление;
2 — предприятия металлурги-
ческой промышленности; 3 —
прочие промышленные пред-
приятия; 4 — производствен-
ные котельные;
5 — отопительные котельные;
6 — электростанции
----—Средняя линия подачи ваза
—Закачка ваза б подземные хранилища
— Отбор ваза из подземных хранилищ
— ВыробненныО график потребления
87
Годовые графики потребления городами и экономическими рай-
онами учитываются при планировании поставок газа в населенный
пункт и обосновании мероприятий, обеспечивающих регулирование не-
равномерности потребления. Изучение годовых графиков потребления
имеет большое значение для обеспечения бесперебойного газоснабже-
ния и для эксплуатации городских систем газораспределения, так как
позволяет правильно планировать спрос газа по месяцам года, опреде-
лить необходимую мощность газохранилищ и городских потребителей-
регуляторов. В провалы потребления газа осуществляется закачка его из
магистральных газопроводов в газохранилища, а в пики потребления —
отбор из газохранилищ.
Коэффициент сезонной (месячной) неравномерности потребления
газа определяется как отношение расхода газа за данный месяц к сред-
немесячному расходу за год:
А'м=-|^«1,2(0,6...1,25).
Vcp.Mcc
Колебания расхода газа по отдельным дням недели или месяца (су-
точные колебания) в основном зависят от уклада жизни населения, ре-
жима работы предприятий, изменения температуры наружного воздуха.
Коэффициент суточной неравномерности — это отношение максималь-
ного суточного расхода газа к среднесуточному расходу за неделю:
^ут. = 6сут'макс'^1.5(1,1-2,0).
С?ср.сут
Сведения о часовой неравномерности потребления газа в населен-
ном пункте очень важны, так как городские газовые сети рассчитыва-
ются на максимальный часовой расход газа. Наибольшая часовая нерав-
номерность потребления наблюдается у бытовых потребителей. Коле-
бания расхода газа предприятиями зависят от режима их работы. Су-
точный график потребления газа характеризуется двумя пиками — ут-
ренним и вечерним. Для крупных городов часовая неравномерность за-
метнее, чем для небольших поселений. На основе суточного графика
потребления определяют необходимую аккумулирующую емкость газо-
распределительных сетей. Коэффициент часовой неравномерности —
это отношение максимального часового расхода газа к среднемесячному
часовому расходу:
«1,75 (1,65... 1,85).
бчас.ср.мес
88
В целом графики неравномерности потребления газа служат для
выбора способа регулирования неравномерности с целью надежного
и бесперебойного снабжения газом потребителей.
Неравномерность потребления газа оказывает влияние на эконо-
мические показатели систем газораспределения. Газопровод, рассчи-
танный на минимальный расход газа, не обеспечит подачу необходи-
мого количества газа при максимальном газопотреблении. Расчет га-
зопроводов на пиковое газопотребление приводит к неполному ис-
пользованию его пропускной способности в период снижения нагруз-
ки, что повышает себестоимость транспорта газа. Способы регулиро-
вания неравномерности потребления газа зависят от вида неравномер-
ности потребления. Оптимальный состав средств регулирования не-
равномерности газопотребления определяют в результате технико-
экономического анализа.
Для регулирования сезонной неравномерности газопотребления
применяют следующие способы:
подземное хранение газа;
использование потребителей-регуляторов, которым сбрасывают из-
лишки в летний период;
резервные мощности промыслов и газопроводов.
При регулировании неравномерности годового графика сначала вы-
являют возможную степень его выравнивания путем использования
подземных хранилищ газа. В периоды наименьшего потребления (лет-
ние месяцы) газ закачивают в хранилища, а в месяцы наибольшего по-
требления отбирают из хранилищ и тем самым уменьшают максимум
подачи газа по магистральным газопроводам.
Если емкость хранилища ограничена, тогда используют потреби-
тели-регуляторы. С помощью этих потребителей можно заполнить
только провалы потребления в графике путем подачи потребителям-
регуляторам излишков газа. Потребителями-регуляторами могут быть
электростанции, котельные, промышленные предприятия, рассчитанные
на использование двух видов топлива — газа и мазута или газа и уголь-
ной пыли. В летний период такие предприятия используют газ, а в зим-
нее время могут перейти на другой вид топлива, поэтому с их помощью
можно уменьшить максимумы потребления. Следовательно, макси-
мальная пропускная способность магистрального газопровода должна
быть равна максимальному месячному потреблению после уменьшения
максимумов подземными хранилищами.
Перспективным направлением регулирования потребления газа
является создание изотермических хранилищ сжиженного газа и ус-
89
тановок регазификации. Из испарившегося пропана до подачи в га-
зораспределительную сеть можно приготовить газовоздушную смесь,
которая по теплотехническим характеристикам эквивалентна при-
родному газу.
Наибольшие трудности представляет удовлетворение суточных
пиковых нагрузок, возникающих при значительных снижениях наруж-
ной температуры наружного воздуха в зимний период, т е. суточной
неравномерности отопительной нагрузки. Использование для этой це-
ли подземных хранилищ неэкономично, так как с увеличением интен-
сивности отбора газа резко возрастают капитальные вложения и экс-
плуатационные расходы хранилища. Для уменьшения суточной нерав-
номерности отопительной нагрузки приходится вводить ограничения,
т.е. прекращать или сокращать подачу газа промышленным предпри-
ятиям, переводя их газоиспользующие установки на другой вид топли-
ва. Если использование двойного топливоснабжения для электростан-
ций с сезонным потреблением газа экономически обоснованно, то для
большинства промышленных предприятий это связано с определен-
ным ущербом.
Часовую неравномерность потребления покрывать с помощью под-
земных хранилищ также неэкономично. Для покрытия часовой нерав-
номерности используют аккумулирующую емкость последних участков
магистральных газопроводов. В ночное время газ накапливается в газо-
проводе, и его давление растет, а в дневное время суток производитель-
ность газопровода увеличивается вследствие выдачи аккумулированно-
го газа. Если емкости последнего участка не хватает, тогда в нестацио-
нарный режим работы включается следующий участок магистрального
газопровода. При невозможности покрытия часовой неравномерности с
помощью аккумулирующей емкости магистрального газопровода при-
ходится для этой цели использовать потребители-регуляторы, несмотря
на то, что частые переходы с одного вида топлива на другой экономиче-
ски невыгодны.
Контрольные вопросы
1. Назовите основных потребителей газа.
2. Как определяются годовые расходы газа?
3. Как определить часовой расход газа, зная годовой?
4. Что такое коэффициент часового максимума?
5. Как определяется расход газа на отопление, вентиляцию и горячее водоснаб-
жение жилых и общественных зданий?
6. Какие виды неравномерности потребления газа вы знаете?
7. Назовите способы регулирования неравномерности потребления газа.
90
5. гидравлический расчет газовых сетей
Задачей гидравлического расчета является подбор диаметров газо-
проводов для подачи потребителям расчетных расходов газа с допусти-
мым давлением.
Определение потерь давления в газопроводах. Гидравлический
расчет газораспределительных сетей выполняется в соответствии с ре-
комендациями СП 42-101—2003 «Общие положения по проектирова-
нию и строительству газораспределительных систем из металлических и
полиэтиленовых труб» [35]. Пропускная способность газопроводов при-
нимается из условий создания при максимально допустимых потерях
давления газа наиболее экономичной и надежной в эксплуатации систе-
мы, обеспечивающей устойчивость работы ГРП и ГРУ, а также работы
горелок потребителей в допустимых диапазонах давления.
Расчет диаметра газопровода выполняется, как правило, на компью-
тере, с оптимальным распределением расчетной потери давления между
участками сети. При невозможности или нецелесообразности выполне-
ния расчета на компьютере (отсутствие соответствующей программы,
отдельные участки газопроводов и т.п.) гидравлический расчет допуска-
ется производить по приведенным ниже формулам или по номограм-
мам, составленным по этим формулам.
Основные уравнения для определения потерь давления в газопрово-
дах получают из классических законов гидравлики: уравнения Дарси —
Вейсбаха в дифференциальной форме (5.1), уравнения неразрывности
потока (5.2) и основного уравнения состояния газа (5.3).
-^ = Ар^; (5.1)
дх d 2 V 7
P'Qm =p-w-F = po-Qo =const; (5.2)
P = p-RT, (5.3)
где w const — скорость движения газа в газопроводе, м/с; р — плот-
ность газа в эксплуатационных условиях, кг/м3; р0 — плотность газа при
91
нормальных условиях, кг/м3; Qo, Q'm — секундный расход газа, м3/с, при
нормальных условиях (Ро =0,101 МПа, То = 273 К) и эксплуатационных ус-
ловиях соответственно; X — коэффициент гидравлического трения; Р,Т—
абсолютное давление, Па, и абсолютная температура, К, соответствующие
эксплуатационным условиям; d — внутренний диаметр газопровода, м;
F— площадь сечения трубопровода, м2; R — универсальная газовая по-
стоянная, Дж/(кмоль-К).
Из уравнения (5.2) получим
П м,_РО'бо 4бо . ₽“ F ~P\.d^ (5-4)
n-d Р (5-5)
2 166оРо Ро Р Н э ,4 тга Р (5.6)
Уравнение (5.3) запишем для двух состояний газа — нормальных
физических условий и эксплуатационных условий:
Pq=P0-R-T0- (5.7)
P = p-RT, (5-8)
отсюда Ро T Р P-TQ (5-9)
Произведя преобразования выражения (5.6) с учетом (5.9), получим
P-W2 =1,62^у2-^-—. (5.10)
d4 Р То
При перемещении газа по подземным газопроводам температура
изменяется незначительно, поэтому отношение абсолютных температур
при нормальных и эксплуатационных условиях можно принять равным
единице:
у—1. (5.11)
уо
Подставляя выражения (5.10) и (5.11) в уравнение (5.1), получим
92
_^ = Л.1 62.бо£о A.l (512)
a d dA р 2
Для получения уравнения для определения падения давления в га-
зопроводах в интегральной форме необходимо проинтегрировать урав-
нение (5.12).
Д: / Z}2
j-2PdP = jl,62-X^-P0-p0a; (5.13)
Ри о d
P2-P2=l,62^PoPo/; (5.14)
d
р2 _ р2 лл2
-JLy^ = 1,62Х^Р0р0. (5.15)
Если подставить в выражение (5.15) значение абсолютного давле-
ния при нормальных условиях, внутренний диаметр газопровода выра-
зить в сантиметрах, а давление газа в мегапаскалях, получим основную
формулу для гидравлического расчета газопроводов высокого и средне-
го давления, приведенную в СП 42-101—2003 [35]:
Р2-Рк2 = 1,2687 1О"4Х^-Ро/, (5.16)
таким образом, отношение разности квадратов абсолютного начального
и конечного давления газа к длине газопровода при перемещении одно-
го и того же расхода газа по участку газопровода одного диаметра есть
величина постоянная:
/р2 _р2ч
—= const. (5.17)
Для газопроводов низкого давления среднее абсолютное давление
газа на участке близко к нормальному атмосферному давлению, поэто-
му формулу (5.15) можно упростить:
(Ри - 2 = 1,62^РоРо/. (5.18)
Если принять, что
Н 1 К _ D
93
то выражение (5.18) примет вид
Рн-Рк = О,81Х%ро/. (5.19)
d
Таким образом, удельные потери давления на трение в газопроводах
низкого давления, приходящиеся на единицу длины, являются величи-
ной постоянной:
------- = const.
I
(5.20)
Коэффициент гидравлического трения X определяется в зависимо-
сти от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом
Рейнольдса:
Re = -^—= 0,0354—, (5.21)
9ra/v dv
где v — коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при нор-
мальных условиях и гидравлической гладкости внутренней стенки газо-
провода, определяемой по условию (5.22):
'„^.23,
(5.22)
где и — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверх-
ности стенки трубы, принимаемая равной для новых стальных труб
0,01 см, для бывших в эксплуатации стальных — 0,1 см, для полиэтиле-
новых независимо от времени эксплуатации — 0,0007 см.
В зависимости от значения Re коэффициент гидравлического тре-
ния X определяется:
для ламинарного режима движения газа Re < 2000
Re
(5.23)
для критического режима движения газа Re = 2000.. .4000
2i = 0,0025°’333;
(5-24)
при Re > 4000 — в зависимости от выполнения условия (5.22);
для гидравлически гладкой стенки (неравенство (5.22) справедливо):
при 4000 < Re < 100000 по формуле
0,3164
R^;
(5-25)
94
при Re > 100000
(1,821g Re-1,64)2’
(5-26)
для шероховатых стенок (неравенство (5.22) несправедливо) при
Re >4000
(5.27)
Гидравлический расчет кольцевой распределительной сети
низкого давления. Сети низкого давления выполняются многокольце-
выми, равномерно распределенными по территории. Газопроводы про-
кладываются по улицам и проездам. Каждый квартал запитывается га-
зом с двух или трех сторон. «Нулевыми» точками называются точки
встречи потоков газа, после которых газ по распределительному газо-
проводу не движется.
1. При расчете многокольцевой распределительной сети низкого
давления принимается допущение, что из сети ведется непрерывный
отбор газа. Расчетный расход газа на участке состоит из расхода, непо-
средственно отбираемого на данном участке, и расхода, проходящего по
данному участку транзитом.
Исходя из принятого допущения, путевой расход газа, м3/ч, на каж-
дом участке равен произведению удельного расхода газа на приведен-
ную длину:
tfu ^уд'^пр’ (5-28)
где #уд — удельный расход газа, приходящийся на единицу приведен-
ной длины, м3/(ч-м); /пр — приведенная длина участка, м, определяемая
с учетом условий питания (отбора газа на участке) и этажности застрой-
ки посредством введения коэффициентов К3 иКж.
1пр=1я-К3-Кх, (5.29)
где Л?з — коэффициент, зависящий от условий питания (К3 = 1,0 при
двустороннем питании; К3 - 0,5 при одностороннем питании и для гра-
ничных участков; К3 - 0 для транзитных участков); Кж — коэффици-
ент, зависящий от этажности застройки (табл. 5.1).
95
Таблица 5.1
Значение коэффициента этажности застройки
Этажность 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1,00 1,21 1,31 1,41 1,50 1,58 1,68 1,77 1,81
Если по обе стороны участка располагается застройка разной этажно-
сти, то коэффициент А?ж принимается средним для этих классов этажности.
2. Удельный расход газа, м3/(ч-м), можно определить по формуле
_ 2rpiт i
6Ад ” y / ’
Zj Пр/
(5.30)
где <2грп i — суммарный расчетный расход газа в зоне, обслуживаемой
газорегуляторным пунктом, м3/ч; ^/пр/ — сумма приведенных длин
всех участков, входящих в зону действия данного ГРП.
3. Расчетный расход газа, м3/ч, на каждом участке
*7р — #гр + ^ЭКВ , (5-31)
где q^ — транзитный расход, т.е. расход газа, необходимый для питания
последующих участков, подаваемый по данному участку транзитом, м3/ч;
е/экв — эквивалентный расход газа, учитывающий неравномерность пу-
тевого расхода по длине участка, м3/ч:
9экв = • qn. (5-32)
4. Транзитный расход любого участка равен сумме путевых и тран-
зитных расходов участков, следующих за расчетным участком.
5. В соответствии с расчетными расходами газа подбирают диамет-
ры газопроводов таким образом, чтобы потери давления от ГРП до каж-
дой «нулевой» точки по всем направлениям были примерно равными и
не превышали максимально допустимых значений, установленных [35].
Расчетные суммарные потери давления газа ДРнорм принимаются не более
1800 Па, в том числе в распределительных газопроводах — 1200 Па, в га-
зопроводах-вводах и внутренних газопроводах — 600 Па.
6. Падение давления на участке газовой сети низкого давления мож-
но определять по формуле
96
PH-PK =626,lZ^|Po/p, (5.33)
d
где Рн — давление в начале газопровода, Па; Рк — давление в конце га-
зопровода, Па; X — коэффициент гидравлического трения; /р — расчет-
ная длина газопровода постоянного диаметра, м; d — внутренний диа-
метр газопровода, см; р0 — плотность газа при нормальных условиях,
кг/м3; Qq — расход газа, м3/ч, при нормальных условиях.
Вычисление потерь давления по формуле (5.33) в многокольцевых
газораспределительных сетях низкого давления с большим количеством
расчетных участков занимает много времени, поэтому на практике с
достаточной точностью можно использовать номограмму для гидравли-
ческого расчета стальных газопроводов низкого давления (рис. 5.1).
7. При выборе диаметра газопровода необходимо ориентироваться
по расчетным расходам газа, м3/ч, на участке и средним удельным поте-
рям давления, Па/м, приходящимся на единицу расчетной длины для
выбранного пути движения газа от ГРП до «нулевой» точки:
ДР = А/”°РМ = 2Z22. (5 34)
сруд Z/p Ж ( }
где lPi — расчетная длина участка, принимается на 5... 10 % больше факти-
ческой длины участка газопровода для учета потерь давления в местных
сопротивлениях (отводах, тройниках, отключающих устройствах и т.д.).
Расчетная длина, м,
/р/ = 1,1-/д, (5.35)
где /д — действительная (фактическая) длина участка газопровода, м.
8. Для выбранного диаметра уточняются удельные потери давления
и определяются потери давления, Па, на участке:
АРуч = ЛРуд./р/-, (5.36)
где АРуд — фактические удельные потери давления, Па/м, найденные
по номограмме для принятого диаметра.
Минимально допустимый условный диаметр подземных распреде-
лительных газопроводов составляет 50 мм при минимальной толщине
стенки трубы 3 мм.
97
Рис. 5.1. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах
низкого давления (до 5 кПа). Природный газ р = 0,73 кг/м3, v = 1,4-10-5 м2/с
(при 0 °C и 101,3 кПа)
Суммарные потери давления в последовательности участков от ГРП
до «нулевых» точек по каждому направлению движения газа должны
отличаться не более чем на 10 %.
Вычисляется невязка полученных максимальных и минимальных
потерь давления, %:
98
АР -АР
Д = тах т1П • 100 % < 10 %. (5.37)
A^min
После увязки потерь давления в параллельных участках вычисляют
давление газа, Па, в узловых точках:
Рк=Рн-ЛРуч, (5.38)
где Рк и Рп — давление газа, Па, в конечной и начальной точке участка
соответственно. На участке от ГРП до первой точки разделения потоков
газа начальное давление принимается равным максимально допустимо-
му давлению в распределительной сети газопроводов низкого давления,
предназначенных для подачи газа в жилые дома: Ри = 3000 Па.
Гидравлический расчет кольцевой распределительной сети га-
зопроводов высокого и среднего давления. Газ от ГРС или головного
газорегуляторного пункта — ГГРП — к промышленным предприятиям,
крупным коммунальным потребителям, источникам системы тепло-
снабжения и ГРП подается по распределительной сети газопроводов
высокого или среднего давления.
1. Для надежности распределительные сети высокого и среднего
давления проектируются, как правило, в виде однокольцевых сетей с
тупиковыми ответвлениями к сосредоточенным потребителям. Возмож-
но два варианта схем сети высокого (среднего) давления: с «нулевой»
точкой и с резервирующей перемычкой. Резервирующая перемычка на
сети служит для обеспечения газом потребителей в аварийных режимах,
при нарушении нормальной работы сети.
2. Гидравлический расчет выполняется для двух аварийных режи-
мов и рабочего режима. Для экономии материала труб вводится коэф-
фициент обеспеченности потребителей в аварийной ситуации, т.е. в
аварийном режиме допускается ухудшение снабжения газом всех или
части потребителей. Если нет других указаний, коэффициент обеспе-
ченности потребителей в аварийной ситуации принимается равным 0,5:
^ав=^- = 0,5, (5.39)
гДе (2ав — расход газа, м3/ч, потребителем, присоединенным к аварий-
ному полукольцу; Qj — максимальный часовой расход газа, м3/ч.
Это означает, что потребители, присоединенные к аварийному по-
лукольцу, при аварии снабжаются газом в количестве, равном половине
расчетного расхода газа. В гидравлическом расчете рассматриваются
два самых невыгодных аварийных режима (когда отключаются участки,
99
примыкающие непосредственно к точке разделения потоков после ГРС)
и один рабочий режим, соответствующий максимальным часовым рас-
четным расходам газа.
3. Нормируемые потери давления для сетей высокого и среднего
давления не регламентируются нормативными документами, а прини-
маются обычно в пределах выбранной категории газопроводов по дав-
лению. Перепад давления для газопроводов среднего давления опреде-
ляется из условия устойчивой работы регулятора давления у потребите-
лей (минимальное давление у последнего потребителя 0,2...0,25 МПа).
Для распределительной сети газопроводов высокого давления избыточ-
ное давление газа в сети снижается от 0,6 до 0,3 МПа, соответственно
абсолютное давление изменяется от 0,7 до 0,4 МПа.
Падение давления на участке газовой сети среднего и высокого дав-
ления можно определять по формуле (5.33). Согласно формуле, на каж-
дом расчетном участке распределительной сети высокого и среднего
давления отношение разности квадратов начального и конечного давле-
ния к расчетной длине участка, МПа2/м, есть величина постоянная:
р2 _р2
А = —----— = const. (5.40)
Расчет упрощается, если использовать номограмму для гидравличе-
ского расчета газопроводов высокого и среднего давления (рис. 5.2).
4. Сначала выполняется гидравлический расчет в аварийных ре-
жимах. Для каждого аварийного режима выписывается последова-
тельность участков от источника системы газораспределения (ГРС)
до наиболее удаленного потребителя. Потребители, присоединенные
к сети до перемычки или «нулевой» точки, снабжаются газом в пол-
ном объеме; при определении расхода газа потребителями, присоеди-
ненными к аварийному полукольцу, после перемычки или «нулевой»
точки, учитывается коэффициент обеспеченности, вычисленный по
формуле (5.39). Для каждого аварийного режима вычисляется суммар-
ная расчетная длина всех участков и среднее значение постоянной ве-
личины Л, 10МПа2/км:
(5.41)
где Рн — абсолютное давление после ГРС; Рк — абсолютное давление у
наиболее удаленного потребителя в аварийном режиме; ^2 Zp — сумма
расчетных длин всех участков от ГРС до наиболее удаленного потреби-
теля в аварийном режиме, км.
100
Рис. 5.2. Номограмма для гидравлического расчета газопроводов
высокого и среднего давления
Диаметры участков газопроводов в аварийных режимах подбирают-
ся по расчетным расходам газа и ориентировочному значению Лср. Для
выбранного диаметра уточняется значение А. Конечное давление газа
вычисляется для каждого участка из выражения (5.41):
10Рк =^(10Рн)2-Л/р. (5.42)
101
5. В рабочем режиме диаметры газопроводов не подбираются по
расходам газа и значению А, а принимаются на каждом участке равны-
ми большему из двух значений, полученных в аварийных режимах. Все
потребители учитываются с полным расчетным расходом газа. Давле-
ния в конечных точках участков вычисляются по формуле (5.42).
Определяются потери давления в параллельных участках (разность
давления в точке разделения потоков газа после ГРС и наиболее уда-
ленных точках полуколец) и вычисляется невязка потерь давления, ко-
торая не должна превышать 10 %:
д = Aq - АРП 100 % < 10 % (5.43)
ЛРП
6. Диаметры на ответвлениях к сосредоточенным потребителям
подбираются с учетом значения Лср, принятого для аварийного ре-
жима, в котором данный потребитель был подключен к основному
полукольцу.
Гидравлический расчет разветвленной тупиковой сети. Гидрав-
лический расчет разветвленных тупиковых сетей выполняется по опи-
санным выше формулам с учетом особенности построения сетей. Вна-
чале выполняют расчет суммарных расходов газа сосредоточенными
потребителями и потребителями, подключаемыми к сети равномерно,
т.е. к участкам, имеющим путевые расходы.
1. Наносят трассу газопровода, т.е. намечают улицы и проезды,
по которым прокладываются газопроводы, выбирают основную или
главную магистраль, указывают номера узлов, начиная от источника
питания до наиболее удаленной точки главной магистрали. При этом
схему выбирают из условия возможно большей равномерности рас-
пределения ответвлений по площади застройки, расчетных расходов
газа на ответвлениях и длин ответвлений для обеспечения увязки по-
терь давления.
2. Если имеются только сосредоточенные потребители, то опреде-
ляют суммарные расходы газа на участках, м3/ч:
=&₽+£&. (5-44)
где QTp — транзитный расход, равный суммарной нагрузке после-
дующих участков основной магистрали; — суммарный расход
газа потребителями ответвлений, присоединяемых к конечной точке
участка.
102
Пример определения расчетных расходов газа на участках тупико-
вой разветвленной газораспределительной сети представлен на рис. 5.3.
04—5 = 05—6 + 05—7
03—4 = 04—5 + 04—8
02—3 = 03-4 + 03—9 = 03—4 + (09-10 + 09—11)
01—2 = 02—3 + (012-13 + 012—14)
Рис. 5.3. Пример определения расчетных расходов газа
3. Если имеются и сосредоточенные, и распределенные потребите-
ли, то
^Vi-j > (5.45)
где qv._. — расчетный расход газа на участке, м3/ч; q^^ — транзит-
ный расход газа, м3/ч, равный сумме путевых и транзитных расходов
последующих участков и расхода на ответвление; qn— путевой рас-
ход газа потребителями, м3/ч, подключенными непосредственно к дан-
ному участку.
0^.
s/p'p-r
(5.46)
103
где Qp — суммарный часовой расход газа всеми потребителями, м3/ч,
присоединенными к данной сети; /р1_у — расчетная длина участка, м;
22 Zp — общая расчетная длина сети, м.
q^i-j ~ + Qi' (5.47)
4. Вычисляют средние удельные (для сети низкого давления) или
средние удельные «квадратичные» (для сетей среднего и высокого дав-
ления) потери давления:
ДР = А7™?» (5.48)
сруд Z/p ’
где АРНОрм — нормируемые потери давления в распределительной сети
низкого давления, ДРнорм =1200 Па.
5. Ориентируясь на средние значение удельных потерь давления, по
номограммам (рис. 5.1 и 5.2) подбирают диаметр газопровода.
6. Находят действительные удельные потери ДРуд для низкого и А
для среднего и высокого давлений.
7. Вычисляют потери давления по участкам для сети низкого давле-
ния, Па:
ДРуч=ДРуд-/р, (5.50)
или давление в конце участка при известном начальном давлении для
сетей высокого и среднего давления, МПа,
8. Находят и сравнивают с ДРнорм (Для газопроводов низ-
кого давления).
9. Подбирают диаметры ответвлений таким образом, чтобы потери
давления от узла на основном участке до наиболее удаленных потреби-
телей на ответвлении и на основной магистрали были равны. Допуска-
ется невязка 10 %.
Гидравлический расчет квартальных газопроводов-вводов низ-
кого давления.
1. На внутриквартальных газопроводах-вводах при известном ко-
личестве снабжаемых газом квартир расчетные расходы газа, м3/ч, оп-
104
ределяются с учетом коэффициента одновременности работы прибо-
ров ^sinl:
т
Qd = X^sim • 6/ном * ni> (5-52)
/=1
где <7НОМ — номинальный расход прибором, м3/ч, принимаемый по пас-
портным данным или техническим характеристикам прибора; ATsnn —
коэффициент одновременности работы приборов, определяемый по
табл. 5.2; /7, — число однотипных приборов; т — число типов приборов.
Номинальный расход газа, м3/ч, каждым прибором определяется по
номинальной тепловой мощности прибора:
*7ном
Q-3600
О,1,’
(5.53)
где Q — паспортная тепловая мощность прибора, кВт; (2н — низшая
теплота сгорания газа, кДж/м3.
Таблица 5.2
Значение коэффициента одновременности К^т для жилых домов (по [35])
Число квартир A"sjm в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
плита 4-кон- форочная плита 2-кон- форочная плита 4-конфорочная и газовый проточный водонагреватель плита 2-конфорочная 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 0,360
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
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
105
2. Диаметры отдельных участков газопроводов определяются гид-
равлическим расчетом, при этом суммарные потери давления газа во
внутренних и дворовых газопроводах должны быть не более 600 Па.
Диаметр труб при подземной прокладке газопроводов должен быть
не менее 57x3 мм, для участков на вводах в здание допускается умень-
шение до 38x3 мм.
Диаметры газопроводов подбираются по номограмме для гидравли-
ческого расчета газопроводов низкого давления (см. рис. 5.1). Предвари-
тельно определяется расчетный внутренний диаметр газопровода, см, по
формуле
j i^PogF (5.54)
Р 1 Чд
где А, В, т, т1 — коэффициенты, определяемые по [35] в зависимости
от категории сети (по давлению) и материала газопровода (для сети
стальных газопроводов низкого давления А = 626, В = 0,022, т = 2,
w1 = 5); Qo — расчетный расход газа, м3/ч, при нормальных условиях;
ДРуд — удельные потери давления (Па/м — для сетей низкого давле-
ния, МПа/м — для сетей среднего и высокого давления), определяемые
по формуле
<5-55)
ЛРдоп — допустимые потери давления, Па; L — расстояние до самой
удаленной точки, м.
3. Расчетная длина, м, газопровода определятся по формуле
44+5X4. (5.56)
где /д — действительная длина газопровода, м; — сумма коэффи-
циентов местных сопротивлений на расчетном участке; /э — условная
эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, потери дав-
ления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со
значением коэффициента £ = 1.
4. Потери давления, Па, на участке газопровода низкого давления
определяются по удельным потерям давления, приходящимся на едини-
цу расчетной длины участка газопровода, по формуле (5.50).
106
5. При расчете газопроводов низкого давления учитывается гидро-
статический напор Ня, Па, определяемый по формуле
/7g=±gMpa-pJ (5.57)
где g — ускорение свободного падения (9,81 м/с2); h — разность аб-
солютных отметок начальных и конечных точек участка газопрово-
да, м; ра — плотность воздуха, кг/м3, при нормальных условиях
(р, = 1,293 кг/м3).
6. Суммарные потери давления на участке, Па,
Л^бщ=Д^уч+^- <5-58)
Падение давления в местных сопротивлениях (коленах, тройниках, за-
порной арматуре и др.) на наружных подземных газопроводах допускается
учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5... 10 %.
7. Вычисляется невязка потерь давления в параллельных участках,
которая не должна превышать 10 %:
A = А/>1~АРп100 о/ < 10 о/ (5.59)
ЛРП
В случае превышения допустимого значения невязки необходимо
изменить диаметры отдельных участков внутриквартального газопрово-
да и вновь проверить условие (5.59).
Гидравлический расчет газопроводов жилого дома.
1. Номинальный расход газа каждым прибором определяется по
формуле (5.53), расчетный расход газа на участке, равный сумме расхо-
дов отдельных приборов с учетом одновременности их работы с после-
дующим суммированием по типам приборов или групп приборов, опре-
деляется по формуле (5.52).
2. Подбор диаметров внутренних газопроводов ведется по номо-
грамме для расчета газопроводов низкого давления (см. рис. 5.1). Ус-
ловный диаметр подводок к газовой плите — 15 мм, стояков — 20 мм,
разводящих трубопроводов от ввода до стояка — 25 и 32 мм. Потери
давления в местных сопротивлениях допускается учитывать в процен-
тах от линейных потерь:
на газопроводах от вводов в здание до стояка.................25
на стояках...................................................20
на внутриквартирной разводке:
при длине разводки 1... 2 м.................................450
З...4м....................................300
5..,7м....................................120
8..,12м....................................50
107
3. Расчетная длина участка, м, определяется по формуле
/ = / Г1+_И (5.60)
\ 100)
где /д — действительная длина участка, м; а — надбавка на местные
сопротивления, %.
4. При расчете внутридомовых газопроводов низкого давления учи-
тывается гидростатический напор, Па, определяемый по формуле (5.57).
Гидростатический напор снижает потери давления, если направление
движения газа (для газов с плотностью, меньшей плотности воздуха)
снизу вверх, и увеличивает, если направление движения — сверху вниз.
5. Истинные потери давления на участке, Па:
ЬР = Ы>1+Н^ (5.61)
где АР, — потери давления на трение и местные сопротивления, Па.
При наличии параллельных участков необходимо провести увязку
потерь давления в них по методике, описанной выше.
Контрольные вопросы
1. Что является задачей гидравлического расчета газопроводов?
2. Что такое «нулевые» точки?
3. Как определяются путевые, эквивалентные, транзитные и расчетные
расходы газа при гидравлическом расчете многокольцевых сетей низкого
давления?
4. Назовите максимально допустимые потери давления в распределитель-
ных газопроводах низкого давления.
5. Назовите особенности гидравлического расчета сетей высокого и сред-
него давлений.
6. Перечислите основные этапы гидравлического расчета разветвленной
тупиковой сети и квартального газопровода-ввода низкого давления.
7. Как определяется номинальный часовой расход газа бытовым при-
бором?
8. Как определяются потери давления в местных сопротивлениях при гид-
равлическом расчете газопроводов жилого дома?
6. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ,
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ
6.1. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
Газораспределительные станции (ГРС), сооружаемые в конце маги-
стрального газопровода или отвода от него, предназначены для снабже-
ния газом населенных пунктов и промышленных предприятий. Пара-
метры газа (объем и давление) устанавливаются с учетом требований
потребителей.
На ГРС (рис. 6.1) как конечных пунктах магистральных газопрово-
дов осуществляются следующие мероприятия:
снижение давления газа до заданной величины (редуцирование) и
автоматическое поддержание этого давления;
количественный учет расхода газа;
очистка газа от механических примесей;
дополнительная одоризация поступающего к потребителю газа,
подогрев газа (при необходимости);
защита трубопроводов от недопустимых повышений давления газа.
По форме обслуживания современные автоматизированные ГРС
подразделяются на ГРС с безвахтенным обслуживанием при пропускной
способности до 200 тыс. м3/ч (основной ряд 10, 50, 100 и 200 тыс. м3/ч)
и с вахтенным обслуживанием при пропускной способности свыше
200 тыс. м3/ч. В первом случае ГРС обслуживают два оператора, кото-
рые могут дежурить, находясь дома, так как в их квартиры подведена
сигнализация, передающая световые и звуковые сигналы, при получе-
нии которых оператор является на ГРС для устранения причины неис-
правности. Во втором случае ГРС обслуживает дежурный персонал, ко-
торый не только следит за режимом эксплуатации станции, но и произ-
водит необходимый ремонт технологического оборудования и
аппаратуры.
Независимо от пропускной способности, числа потребителей, пара-
метров газа на входе и выходе станций в состав ГРС входят следующие
основные блоки:
109
переключения;
очистки газа;
предотвращения гидратообразования (при необходимости);
автоматического регулирования давления газа;
автоматической одоризации газа (при необходимости).
Газ из входного газопровода поступает в блок отключающих уст-
ройств и направляется на очистку в масляные или висциновые фильтры.
После очистки газ поступает в блок регулирования, где происходит
снижение давления газа до заданных пределов. Затем он направляется в
выходные газопроводы (к потребителям), на каждом из которых произ-
водится замер расхода и одоризация газа.
Выход ваза
Рис. 6.1. Компоновка автоматизированной ГРС производительностью
25... 100 тыс. м3/ч: 7 — водогрейные котлы; 2 — помещение для расходо-
меров; 3 — подогреватель газа; 4 — блок очистки; 5 — контрольный регуля-
тор давления; 6 — рабочий регулятор давления; 7 — дроссельная камера;
8 — замерное устройство; 9 — узел переключения;
10 — одоризационная установка
Учет расхода газа на ГРС производят на участках с пониженным
давлением (на выходе), что облегчает условия работы измерительных
приборов, включающих:
дифманометр-расходомер с сужающим устройством (измеритель-
ной диафрагмой);
трубопровод, на котором монтируется сужающее устройство;
импульсные (соединительные) линии, по которым передается ста-
тическое давление к дифманометру.
ПО
Число ниток редуцирования на ГРС принимается в зависимости от
величины расхода газа и требуемых параметров. При наличии двух и
более потребителей газа для каждого предусматривается по две редуци-
рующие линии, одна из которых резервная. Одоризация и учет расхода
газа осуществляются для каждого потребителя индивидуально.
Для обеспечения нормальной работы станции предусмотрена защи-
та коммуникаций потребителей от повышения и понижения давления.
Пневматические краны в блоке переключения обеспечивают автомати-
ческий ввод в действие и отключение резервных и рабочих ниток при
изменении заданного режима работы ГРС.
Для очистки газа от пыли (улавливание твердых частиц размером от
10 мкм и более) на ГРС устанавливаются масляные, циклонные, висци-
новые и сухие фильтры в зависимости от схемы работы и степени запы-
ленности. Обычно при малой запыленности применяют висциновые
фильтры со съемными крышками и кассетами, заполненными стеклово-
локнистым фильтрующим материалом. При использовании масляной
очистки газа пылеуловители и масляное хозяйство размещают на от-
крытой площадке станции.
Газораспределительные станции снабжаются комплектом армату-
ры, в том числе клапанами редуцирования и поддержания давления на
заданном уровне, а также пружинными предохранительными клапана-
ми, отрегулированными на срабатывание при соответствующем давле-
нии. Регуляторы давления, изготовляемые с условным проходом 50, 80
и 100 мм, при входном давлении газа около 5 МПа рассчитаны на про-
пускную способность соответственно 28000, 76000 и 100000 м3/ч с диа-
пазоном настройки давления на выходе 0,15... 2 МПа.
Значительное снижение давления газа на ГРС приводит к соответ-
ствующему его охлаждению. В результате могут образоваться кристал-
логидраты и сильно охладиться регулирующие клапаны, запорная арма-
тура, контрольно-измерительные приборы и трубопроводы, что сильно
нарушает работу станций. Для борьбы с гидратообразованием на ГРС
применяют автоматическую подачу в газопровод метанола и подогрев
газа. Подогрев газа применяют обычно на ГРС, где ожидается поступ-
ление неосушенного газа при резких перепадах давления, что ведет к
конденсации водяных паров. Для подогрева используются специальные
теплообменники, конструкция которых зависит от параметров газа.
Газораспределительные станции обычно выполняют закрытыми в
виде двух зданий или шкафов — здания редуцирования давления и зда-
ния блока переключения.
Минимальные расстояния от ГРС до населенных пунктов регламен-
тируются нормативными документами и должны быть равны
500.. .700 м в зависимости от численности населения.
111
6.2. ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫЕ ПУНКТЫ И УСТАНОВКИ
6.2.1. Назначение, классификация и основные элементы
Газорегуляторные пункты (ГРП) и установки (ГРУ) предназначены
для снижения давления газа до необходимого потребителю и автомати-
ческого поддержания его постоянным на заданном уровне независимо
от расхода газа и колебания его давления до ГРП. Могут применяться
блочные газорегуляторные пункты заводского изготовления в зданиях
контейнерного типа (ГРПБ) и шкафные (ШРП, ГРПШ). Кроме того, на
ГРП (ГРУ) осуществляют очистку от механических примесей, контроль
за входным и выходным давлением газа, предохранение от возможного
повышения или понижения выходного давления газа в контролируемой
точке газопровода сверх допустимых пределов, при необходимости учет
расхода газа.
В зависимости от входного давления газа различают ГРП и ГРУ
среднего (до 0,3 МПа) и высокого (от 0,3 до 1,2 МПа) давления. По зна-
чению ГРП могут быть общегородскими, районными, сетевыми, квар-
тальными и объектовыми.
В соответствии с назначением в состав ГРП и ГРУ входят следую-
щие элементы:
1) регулятор давления (РД), понижающий давление газа и поддер-
живающий его на заданном уровне независимо от расхода газа и вход-
ного давления;
2) предохранительное запорное устройство (ПЗУ), прекращающее
подачу газа при повышении или понижении его давления после регуля-
тора сверх допустимых значений;
3) предохранительное сбросное устройство (ПСУ), сбрасывающее
излишки газа из газопровода после регулятора, чтобы выходное давле-
ние газа не превысило заданного;
4) фильтр для очистки газа от механических примесей;
5) контрольно-измерительные приборы (КИП) для измерения давле-
ния (манометры), перепада давления на фильтре (дифманометры), учета
расхода газа (расходомеры), температуры газа (термометры);
6) продувочные и сбросные трубопроводы;
7) запорные устройства (задвижки, краны);
8) обводной газопровод (байпас) для снабжения газом потребителей
в период ревизии и ремонта. На байпасе следует предусматривать по-
следовательную установку двух отключающих устройств, обеспечи-
вающих снижение давления газа в период ревизии и ремонта основной
линии редуцирования. Для ГРП с входным давлением более 0,6 МПа
и пропускной способностью более 5000 м3/ч вместо байпаса устраива-
ется дополнительная резервная нитка редуцирования. Диаметр байпаса
должен быть не менее диаметра седла клапана регулятора давления.
112
При компоновке ГРП и ГРУ необходимо предусматривать возмож-
ность доступа к оборудованию для монтажа, обслуживания и ремонта.
Расстояние между параллельными рядами оборудования в свету должно
быть не менее 0,4 м, ширина основного прохода в помещении ГРП и со
стороны обслуживания ГРУ — не менее 0,8 м. При размещении обору-
дования на высоте более 1,5 м необходимо устраивать площадки с лест-
ницами, огражденные перилами.
В ГРП и ГРУ предусматриваются продувочные и сбросные газопро-
воды, которые выводятся за пределы помещения в атмосферу, в места,
обеспечивающие безопасное рассеивание газа, но не менее чем на 1 м
выше карниза здания. Продувочные и сбросные газопроводы должны
иметь минимальное число поворотов, на концах трубопроводов преду-
сматриваются устройства, предупреждающие попадание в них осадков.
Продувочные газопроводы следует размещать:
на входном газопроводе после первого отключающего устройства;
на обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими
устройствами;
на участках газопровода с оборудованием, отключаемым для произ-
водства профилактического осмотра и ремонта.
Условный диаметр продувочного газопровода должен быть не ме-
нее 20 мм.
Допускается объединять продувочные газопроводы одинакового
давления в общий газопровод.
Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от пре-
дохранительного сбросного устройства, должен быть равен условному
диаметру выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.
Установка оборудования, арматуры, а также устройство резьбовых
и фланцевых соединений в каналах не допускается.
Входные и выходные газопроводы предусматриваются, как правило,
надземными с проходом через наружную часть здания с устройством
футляра и установкой изолирующих фланцевых соединений. При прохо-
де газопроводов и других инженерных коммуникаций через наружные
стены и фундаменты ГРП следует тщательно уплотнять пространство
между футляром и стеной на всю толщину пересекаемой конструкции.
6.2.2. Технологические схемы ГРП и ГРУ
Из сетевых газорегуляторных пунктов газ обычно подают в обще-
городскую или районную многокольцевую распределительную сеть, в
этом случае при наличии нескольких ГРП, обслуживающих зоны, гид-
равлически связанные друг с другом, точные границы зоны действия
каждого ГРП установить практически невозможно. Кроме того, они из-
меняются в зависимости от режима потребления газа, поэтому потреби-
113
тели, расположенные на границах зон, могут получать газ то от одного,
то от другого ГРП. В связи с этим каждый ГРП не имеет точно опреде-
ленных потребителей, и сетевые ГРП могут не оборудоваться узлами
измерения расхода газа (рис. 6.2).
Рис. 6.2. Принципиальная схема ГРП без учета расхода газа: 1 —регу-
лятор давления; 2 — предохранительный запорный клапан; 3 — предохрани-
тельный сбросной клапан; 4 — фильтр; 5 — байпас; 6 — продувочный трубо-
провод; 7 — сбросной трубопровод; 8 — импульсный газопровод выходного
давления; 9 — контрольно-измерительные приборы (9а — показывающий ма-
нометр; 96 — регистрирующий манометр; 9в — термометр; 9г — дифферен-
циальный манометр для фильтра); 10 — отключающее устройство;
К, К2 — точки отбора импульса газа
Газ высокого или среднего давления входит в ГРП и поступает в
узел регулирования, в котором оборудование по ходу движения газа
располагается в такой последовательности: отключающее устройство;
фильтр; предохранительный запорный клапан; регулятор давления газа,
отключающее устройство; на выходе из ГРП — предохранительный
сбросной клапан. В качестве отключающих устройств применяют проб-
ковые краны со смазкой при диаметрах газопроводов до 50 мм, при
больших диаметрах — задвижки. При входном давлении более 0,6 МПа
и расходах газа свыше 5000 м3/ч вместо обводной линии (байпаса) пре-
дусматривается вторая нитка редуцирования.
В альбомах типовых проектов приводятся различные варианты тех-
нологических схем ГРП:
с установкой приборов учета расхода газа и без них;
в одну и две нитки редуцирования давления газа;
в одну и две ступени редуцирования давления газа;
с отоплением ГРП от центрального источника теплоснабжения (во-
дяного или парового отопления низкого давления);
с отоплением от местного источника (водогрейного котла малой
мощности или емкостного газового водонагревателя).
114
Двухступенчатое редуцирование применяется при входном давле-
нии от 0,6 до 1,2 МПа во избежание образования кристаллогидратов.
Учет расхода газа производится на объектовых ГРП и ГРУ, а
также на сетевых ГРП, подающих газ в отдельный район, газовая сеть
которого не связана гидравлически с системами других районов. Ре-
гулярный учет расхода газа позволяет вести дальнейшее изучение
режимов потребления — уточнять нормы потребления и коэффици-
енты неравномерности потребления газа. При необходимости учета
расхода газа в ГРП с выходным давлением до 0,1 МПа и пропускной
способностью не более 2000 м3/ч применяют газовые ротационные
счетчики (рис. 6.3).
Рис. 6.3. Принципиальная схема ГРП с учетом расхода газа ротационными га-
зовыми счетчиками: 1 — регулятор давления; 2 — предохранительный
запорный клапан; 3 — предохранительный сбросной клапан; 4 — фильтр;
5 — байпас; 6 — продувочный трубопровод; 7 — сбросной трубопровод;
8 — импульсный газопровод выходного давления; 9 — контрольно-измерительные
приборы {9а — показывающий манометр; 96 — регистрирующий манометр;
9в — термометр; 9г — дифференциальный манометр для фильтра); 10 — отключаю-
щее устройство; И — фильтр-ревизия; 12 — ротационный газовый счетчик;
13 — байпас для счетчиков; К, К2 — точки отбора импульса газа
В ГРП с входным давлением газа 1,2 МПа и большими расходами
учет расхода газа ведут с помощью измерительных комплексов, вклю-
чающих сужающее устройство (стандартную диафрагму) и дифмано-
метр (рис. 6.4). В последние годы применяются турбинные газовые
счетчики с корректорами по температуре и давлению, позволяющие из-
мерять расход газа в широком диапазоне.
115
Рис. 6.4. Принципиальная схема ГРП с байпасом на фильтре и учетом расхода
газа диафрагмой: 1 — регулятор давления; 2 — предохранительный запорный кла-
пан; 3 — предохранительный сбросной клапан; 4 — фильтр; 5 — байпас; 6 — проду-
вочный трубопровод; 7 — сбросной трубопровод; 8 — импульсный газопровод вы-
ходного давления; 9 — дифференциальный манометр для фильтра; 10 — отключаю-
щее устройство; 11 — диафрагма; 12 — байпас на фильтре
6.2.3. Размещение ГРП и ГРУ
В соответствии со СНиП 42-01—2002 «Газораспределительные сис-
темы» [31] ГРП в зависимости от назначения и технической целесооб-
разности могут размещаться:
отдельно стоящими;
пристроенными к газифицируемым производственным зданиям, ко-
тельным и общественным зданиям с помещениями производственного
характера;
встроенными в одноэтажные газифицируемые производственные
здания и котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и
цокольных этажах);
на покрытиях газифицируемых производственных зданий I и II сте-
пеней огнестойкости класса СО с негорючим утеплителем;
вне зданий на открытых огражденных площадках под навесом на
территории промышленных предприятий.
Блочные газорегуляторные пункты (ГРПБ) следует размещать от-
дельно стоящими.
Отдельно стоящие газорегуляторные пункты в поселениях должны
располагаться на определенных расстояниях от зданий и сооружений,
не менее расстояний, указанных в табл. 6.1. В стесненных условиях раз-
решается уменьшение на 30 % расстояний от зданий и сооружений до
газорегуляторных пунктов пропускной способностью до 10 000 м3/ч.
116
Таблица 6.1
Расстояния от отдельно стоящих ГРП, ГРПБ и ШРП
Давление га- за на вводе в ГРП, ГРПБ, ШРП, МПа Расстояния в свету по горизонтали, м, до
зданий и сооружений железнодорожных и трамвайных путей (до бли- жайшего рельса) автомобиль- ных дорог (до обочины) воздушных линий электропередачи
До 0,6 10 10 5 Не менее 1,5 высоты опоры
Св. 0,6 до 1,2 15 15 8
Примечания. 1. Расстояние следует принимать от наружных стен зданий ГРП,
ГРПБ или ШРП, а при расположении оборудования на открытой площадке — от огра-
ждения. 2. Требования таблицы распространяются также на узлы учета расхода газа,
располагаемые в отдельно стоящих зданиях или в шкафах на отдельно стоящих опо-
рах. 3. Расстояние от отдельно стоящего ШРП при давлении газа на вводе до 0,3 МПа
до зданий и сооружений не нормируется.
Отдельно стоящие здания ГРП и ГРПБ должны быть одноэтажны-
ми, бесподвальными, с совмещенной кровлей и быть не ниже II степени
огнестойкости и класса СО по пожарной опасности. Разрешается разме-
щение ГРПБ в зданиях контейнерного типа (металлический каркас с не-
сгораемым утеплителем).
ГРП могут пристраиваться к зданиям не ниже II степени огнестой-
кости класса СО с помещениями категорий Г и Д по нормам противопо-
жарной безопасности. ГРП с входным давлением газа свыше 0,6 МПа
могут пристраиваться к указанным зданиям, если использование газа
такого давления необходимо по условиям технологии. Пристройки
должны примыкать к зданиям со стороны глухой противопожарной сте-
ны, газонепроницаемой в пределах примыкания ГРП. При этом должна
быть обеспечена газонепроницаемость швов примыкания. Расстояние от
стен и покрытия пристроенных ГРП до ближайшего проема в стене
должно быть не менее 3 м.
Встроенные ГРП разрешается устраивать при входном давлении газа
не более 0,6 МПа в зданиях не ниже II степени огнестойкости класса СО
с помещениями категорий Г и Д. Помещение встроенного ГРП должно
иметь противопожарные газонепроницаемые ограждающие конструк-
ции и самостоятельный выход наружу из здания. Двери ГРП и ГРПБ
следует предусматривать противопожарными и открываемыми наружу.
ГРУ могут размещаться в помещении, где располагается газоис-
пользующее оборудование, а также непосредственно у тепловых уста-
новок для подачи газа к их горелкам. Разрешается подача газа от одной
117
ГРУ к тепловым агрегатам, расположенным в других помещениях одно-
го здания, при условии, что эти агрегаты работают в одинаковых режи-
мах давления газа и в помещения, где они находятся, обеспечен кругло-
суточный доступ персонала, ответственного за безопасную эксплуата-
цию газового оборудования.
Количество ГРУ, размещаемых в одном помещении, не ограничива-
ется. При этом каждое ГРУ не должно иметь более двух линий регули-
рования. ГРУ могут устанавливаться при входном давлении газа не бо-
лее 0,6 МПа. При этом они размещаются:
в помещениях категорий Г и Д, в которых расположены газоисполь-
зующие установки, или в соединенных с ними открытыми проемами
смежных помещениях тех же категорий, имеющих вентиляцию по тре-
бованиям размещенного в них производства;
в помещениях категорий В1—В4, если расположенные в них газо-
использующие установки вмонтированы в технологические агрегаты
производства.
Не допускается размещать ГРУ в помещениях категорий А и Б.
Все помещения ГРП следует предусматривать с естественным
и искусственным освещением и естественной постоянно действующей
вентиляцией, обеспечивающей не менее трехкратного воздухообмена
в 1 час, с учетом требований к вентиляции основного производства.
ШРП размещают на отдельно стоящих опорах или на наружных
стенах зданий, для газоснабжения которых они предназначены. Рас-
стояния от отдельно стоящих ШРП до зданий и сооружений должны
быть не менее указанных в табл. 6.1. При этом для ШРП с давлением
газа на вводе до 0,3 МПа включительно расстояния до зданий и соору-
жений не нормируются.
ШРП с входным давлением газа до 0,3 МПа устанавливают:
на наружных стенах жилых, общественных, административных
и бытовых зданий независимо от степени огнестойкости и класса по-
жарной опасности при расходе газа до 50 м3/ч;
на наружных стенах жилых, общественных, административных и
бытовых зданий не ниже III степени огнестойкости и не ниже класса С1
при расходе газа до 400 м3/ч.
ШРП с входным давлением газа до 0,6 МПа устанавливают на на-
ружных стенах производственных зданий, котельных, общественных и
бытовых зданий производственного назначения, а также на наружных
стенах действующих ГРП не ниже III степени огнестойкости и класса СО.
ШРП с входным давлением газа свыше 0,6 до 1,2 МПа на наружных
стенах зданий устанавливать не разрешается.
118
При установке ШРП с давлением газа на вводе до 0,3 МПа на на-
ружных стенах зданий расстояние от стенки ШРП до окон, дверей и
других проемов должно быть не менее 1 м, а при давлении газа на вводе
свыше 0,3 до 0,6 МПа — не менее 3 м.
Разрешается размещение ШРП на покрытиях с негорючим утепли-
телем газифицируемых производственных зданий I, II степеней огне-
стойкости класса СО со стороны выхода на кровлю на расстоянии не
менее 5 м от выхода.
6.2.4. Технологическое оборудование ГРП и ГРУ
Фильтры. Газовые фильтры в ГРП и ГРУ предназначены для очист-
ки газа от пыли, ржавчины, смолистых веществ и других механических
примесей, которые приводят к преждевременному износу газопроводов,
запорной и регулирующей арматуры, нарушают работу контрольно-
измерительных приборов. В ГРП и ГРУ фильтры устанавливают на га-
зопроводах до расходомеров, предохранительных клапанов и регулято-
ров давления.
Наибольшее распространение в системах газораспределения полу-
чили сетчатые и кассетные волосяные фильтры, а при входном давле-
нии, превышающем 1,2 МПа, — висциновые пылеуловители.
Для обеспечения достаточной степени очистки газа без уноса твер-
дых частиц и фильтрующего материала лимитируется скорость газового
потока, проходящего через фильтр, с учетом входного давления и мак-
симального перепада давления на фильтрующем материале (кассете или
сетке). Максимально допустимое падение давления регламентируется
[35] (табл. 6.2).
Таблица 6.2
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра
Параметр Значение параметра
Давление на входе (рабочее), МПа 0,3; 0,6; 1,2
Максимально допустимое падение давления на кассете фильтра, Па: сетчатого; 5000
висцинового; 5000
волосяного 10 000
Степень засорения фильтра определяют измерением перепада дав-
ления в нем с помощью дифманометров, для присоединения которых в
корпусе фильтра имеются штуцеры.
119
Определение потерь давления газа, Па, в корпусе и на кассете при
прохождении через фильтр газа с любой плотностью производится
по формуле
ДР =
0,96-р-АР^
(6.1)
Р
где &Р — действительные потери давления в корпусе или на кассете,
Па; Р — абсолютное давление газа перед фильтром, МПа; — поте-
ри давления в корпусе и на кассете, Па; р — плотность газа, кг/м3, при
нормальных условиях (Рн = 0,010132 МПа, t = 0 °C).
Сетчатые фильтры (рис. 6.5) применяют обычно в шкафных ГРП
и ГРУ при относительно небольшой пропускной способности.
Рис. 6.5. Схема сетчатого фильтра: 1 — корпус; 2 — проволочный каркас;
3 — фильтрующая сетка № 0,25 (ячейка размером 0,5 х 0,5 мм в свету, диаметр
проволоки 0,12 мм); 4 — крышка (ФС-25, ФС-40 — на резьбе, для больших фильт-
ров — на фланцах); 5 — штуцер для подключения дифманометра
Сетчатые фильтры типа ФС-25 (-40, -50), рассчитанные на макси-
мальную пропускную способность при входном давлении 0,6 МПа соот-
ветственно 270, 570 и 810 м3/ч, имеют литой чугунный корпус. Фильтры
типа ФСС-40 (-50), обеспечивающие пропускную способность 1000 и
2000 м3/ч при входном давлении 0,6 МПа, выполняются в стальном свар-
ном корпусе. Фильтрующим элементом служит однослойная металличе-
ская сетка, припаянная к проволочному каркасу цилиндрической формы.
Газ из входного патрубка поступает внутрь обоймы, состоящей из
каркаса и фильтрующей сетки, на сетке при этом задерживаются и час-
тично осыпаются вниз твердые частицы. Для очистки фильтра при за-
крытых отключающих устройствах до и после него снимают крышку 4,
из корпуса вынимают обойму и сетку тщательно промывают.
120
Фильтры кассетные волосяные чугунные типа ФВ-80 (-100, -200)
предназначены для установки в стационарных и шкафных ГРП (ГРУ) с
расходом газа до 6500 м3/ч при входном давлении 0,6 МПа и до
9000 м3/ч при входном давлении 1,2 МПа. Фильтры имеют чугунный
литой корпус с кольцевым пазом, в который вставляется кассета с
фильтрующим материалом (рис. 6.6). Торцевые части кассеты затянуты
проволочными сетками, пространство между которыми набивается ка-
проновой нитью или спрессованным конским волосом, смоченным вис-
циновым маслом. За кассетой по ходу движения газа устанавливается
перфорированная пластина, предохраняющая заднюю стенку кассеты от
разрыва и уноса фильтрующего материала при повышении давления.
Сверху корпус накрыт крышкой 6, прикрепленной болтами. Штуцеры 5
служат для присоединения дифманометра. Очистку производят (сняв
крышку и вынув кассету) вне помещения ГРП путем стряхивания нако-
пившихся твердых частиц и промывания при необходимости в раство-
рителе. Сам корпус фильтра протирается тряпкой, смоченной в кероси-
не. При высыхании кассеты ее опускают на 6 минут в емкость с висци-
новым маслом при температуре 50...60 °C а затем, дав стечь маслу
в течение 5...6 часов, вставляют в корпус. Характеристики фильтров
для различных входных давлений приводятся в паспортах и в справоч-
ной литературе в виде таблиц и номограмм.
Рис. 6.6. Схема кассетного фильтра с литым корпусом: 1 — корпус;
2 — волосяная набивка; 3 — кассета; 4 — перфорированный лист;
5 — штуцер; 6 — крышка
Фильтры кассетные волосяные в стальном сварном корпусе
(рис. 6.7) типа ФГ имеют стальной корпус и по сравнению с фильтрами
типа ФВ значительно большие размеры кассет, а следовательно,
и большую пропускную способность. Фильтры ФГ-50, -100, -200, -300
используются в стационарных ГРП и ГРУ с расходами газа до
100 000м3/ч. Газ, направляемый в фильтр для очистки, поступает в
121
стальной сварной корпус 7, перекрытый крышкой 8, и встречает на сво-
ем пути отбойный металлический лист 5. Твердые частицы крупных
размеров, ударившись о лист 5 и потеряв скорость, падают на дно кор-
пуса фильтра. Более мелкие фракции механических примесей фильтру-
ются в кассете 2, которая с помощью болта 4 прижата к защитному
перфорированному листу 3. Лист, в свою очередь, опирается на кромки
внутренней камеры фильтра. Для удаления частиц, осевших в корпусе,
снимают заглушку 7, а для очистки кассеты поднимают крышку 8, ис-
пользуя рым 10. К штуцерам 6 присоединяют дифманометр для замера
перепада давления на кассете. Устройство и обслуживание кассеты ана-
логично фильтрам ФВ.
Рис. 6.7. Схема кассетного
фильтра со сварным корпу-
сом: 7 — корпус;
2 — кассета;
3 — перфорированный лист;
4 — болт;
5 — отбойный лист;
б — штуцер; 7 — заглушка;
8 — крышка; 9 — опора;
10 — рым
Висциновые пылеуловители (рис. 6.8) рассчитаны на очистку газа с
входным давлением более 1,2 МПа, а также применяются на крупных
ГРП с большим расходом газа при меньшем давлении. При необходи-
мости их можно располагать вне помещения. Средняя часть корпуса 2,
имеющего входной и выходной патрубки, выделяется двумя сетками
или металлическими перфорированными листами, между которыми за-
сыпаются мелкие металлические или керамические кольца, смоченные
висциновым маслом. Фильтр заполняется кольцами через люк 4, а разгру-
жается через люк 8. На входном патрубке установлен отбойный лист 9
для более равномерного распределения потока газа по всей площади
фильтра, а также для отделения более крупных частиц.
122
Рис. 6.8. Схема висцинового пылеуловителя:
1 — входной патрубок; 2 — корпус; 3 — металлический
лист; 4 — люк для загрузки колец; 5 — керамические
или металлические кольца размером 15 х 15 мм, смо-
ченные висциновым маслом; 6 — штуцер для присое-
динения дифманометра; 7 — выходной патрубок;
8 — люк для разгрузки колец; 9 — отбойный лист
Пропускная способность, м3/ч, определяется
Q = f.w.p -36000, (6.2)
где Р — абсолютное давление газа перед фильтром; w — скорость газа,
м/с;/— площадь расчетного сечения пылеуловителя, м2.
Регуляторы давления газа являются основным элементом ГРП и
ГРУ и предназначены для снижения давления газа и поддержания его
постоянным в точке отбора импульса независимо от интенсивности га-
зопотребления. В качестве регулирующих устройств могут применяться
следующие:
регуляторы давления газа с односедельным клапаном;
клапаны регулирующие двухседельные;
поворотные заслонки с электронным регулятором и исполнитель-
ным механизмом.
Регуляторы давления могут также устанавливаться непосредственно
на газоиспользующих агрегатах для обеспечения нормальной работы
горелочных устройств и приборов автоматики.
Регулирование осуществляется изменением протекающего через ре-
гулирующий орган расхода газа. Основными элементами регулятора
давления являются дроссельный орган (клапан), чувствительный эле-
мент (мембрана) и управляющий элемент.
По принципу действия различают регуляторы прямого и непрямого
действия. В регуляторах давления прямого действия чувствительный
элемент воспринимает измерительный импульс конечного давления и
непосредственно перемещает дроссельный орган. В регуляторах давле-
123
ния непрямого действия измерительный импульс усиливается и преоб-
разуется в командный, который передается на привод исполнительного
механизма, т.е. перестановка дроссельного органа происходит за счет
энергии, полученной от постороннего источника.
Регуляторы давления прямого действия (рис. 6.9) отличаются просто-
той конструкции, надежностью, широким диапазоном регулирования по
расходу, но не обеспечивают достаточной равномерности регулирования
конечного давления, т.к. перемещение дроссельного органа начинается
только после изменения регулируемого давления и создания им усилия,
достаточного для преодоления сил трения в подвижных частях регулятора.
Рис. 6.9. Принципиальная схема работы регулятора давления пря-
мого действия: 1 — корпус; 2 — клапан (дроссельный орган); 3 — мем-
брана (чувствительный элемент); 4 — малая мембрана (диафрагма);
5 — импульсная трубка; 6 — груз (или пружина); 7 — седло клапана
Под действием груза 6 и собственного веса мембраны 3 клапан 2
опускается вниз, приоткрывая отверстие для прохода газа. При дроссе-
лировании давление газа понижается. Конечное давление по импульс-
ной трубке 5 передается в подмембранное пространство и оказывает на
мембрану действие, обратное действию груза. Мембрана с грузом будет
опускаться до тех пор, пока после регулятора не создастся давление, спо-
собное уравновесить действие груза. Нагрузка на мембрану (масса грузов
или сила сжатия пружины) может изменяться в зависимости от требуемо-
го конечного давления Рк у потребителя. Таким образом, практически
независимо от расхода газа конечное давление газа является постоянным.
По типу нагрузки на чувствительный элемент различают регулято-
ры давления с весовой нагрузкой (грузовые), с пружинной нагрузкой
124
(пружинные) и с нагрузкой, создаваемой давлением газа (пневматиче-
ские). В последних над мембраной имеется герметическая газовая каме-
ра, в которой создается и поддерживается постоянным давление, равное
давлению настройки.
В зависимости от типа чувствительного элемента приводные устрой-
ства регуляторов давления подразделяются на мембранные, сильфонные
и поршневые. В регуляторах давления, применяемых в ГРП и ГРУ,
обычно используют мембранный привод. Основа привода — круглая
пластина из эластичного материала (прожированной кожи, маслобензо-
стойкой морозоустойчивой резины, прорезиненного полотна или пласт-
массы). В регуляторах давления, снижающих давление до низкого,
обычно применяются манжетные мембраны, центральная часть которых
из мягкого материала обжимается с обеих сторон металлическими дис-
ками. Такие мембраны имеют неизменную активную площадь, завися-
щую от диаметра основного диска. Плоские мембраны с эластичными
краями и обжимными дисками применяются для регуляторов среднего и
высокого давления. В отличие от манжетных их активная площадь из-
меняется в зависимости от прогиба, т.е. они менее чувствительны.
Дроссельный орган регулятора давления (рис. 6.10) представляет
собой клапан или заслонку, которые, перемещаясь в седле регулятора,
изменяют сечение отверстия для прохода газа либо полностью перекры-
вают его. По виду дроссельных устройств различают регуляторы с
двухседельными и односедельными жесткими либо мягкими клапанами
(с прокладкой из кожи или газостойкой резины).
мягкий
Рис. 6.10. Дроссельные органы регуляторов давления
ДбухседгяьниО
пробкообразнай
125
Жесткие клапаны более долговечны, однако требуют очень тща-
тельной притирки соприкасающихся поверхностей. Мягкие обеспечи-
вают хорошую плотность перекрытия, но быстрее изнашиваются. Двух-
седельные клапаны обеспечивают большую пропускную способность,
но не являются герметичными из-за трудности посадки и притирки за-
твора одновременно в двух плоскостях и неравномерности износа обоих
седел. Поэтому их никогда не устанавливают на тупиковых газопрово-
дах. Наибольшее распространение в средних и малых ГРП и ГРУ полу-
чили регуляторы с мягкими тарельчатыми клапанами.
Регуляторы давления типа РДУК2, РДБК, РДГ. Широко распро-
странены в эксплуатации регуляторы давления типа РДУК2, предназна-
ченные для снижения давления с высокого (Ртах вх = 1,2 МПа) на высо-
кое, среднее или низкое или со среднего на среднее или низкое.
Схема регуляторов типа РДУК2 (рис. 6.11) послужила базой для
разработки более совершенных современных конструкций. Регуляторы
РДУК2 выпускаются с диаметрами условного прохода входного пат-
рубка 50, 100, 200 мм и сменными седлами (35, 50, 70, 105, 140 мм) и
обеспечивают пропускную способность от 3 тыс. до 33 тыс. м3/ч при
входном давлении газа 0,6 МПа.
Рис. 6.11. Принципиальная схема регулятора давления РДУК2:
1 — клапан; 2 — седло клапана; 3 — мембрана; 4, 8 —дроссели; 5,7,9 —
импульсные трубки; 6 — трубка сброса газа; 10 — регулятор управления
(пилот); 11 — клапан регулятора управления; 12 — соединительная трубка;
73 — фильтр; 14 — мембрана пилота; 75 — пружина; 16 — стакан
126
Регулятор управления (пилот) исполняет роль командного узла.
Снижение давления газа осуществляется клапаном 1 регулятора. Вели-
чина подъема клапана над седлом 2 зависит от положения мембраны 3,
находящейся под разностью давлений газа. Сверху на мембрану дейст-
вуют конечное давление газа, поступающего в надмембранное про-
странство по трубке 5, масса движущихся частей и выходное давление
газа (через клапан). Снизу на мембрану действует давление газа, сдрос-
селированное в регуляторе управления 10. Газ начального давления по-
сле фильтрации через сетку 13 по трубке 12 поступает к клапану 11 пи-
лота и после дросселирования давления по трубке 7 через дроссель 4
подается в подмембранное пространство исполнительного механизма.
Часть поступающего по трубке 7 газа через дроссель 8 отбрасывается в
газопровод после регулятора. Установка дросселя на сбросной линии
обеспечивает под мембраной 3 давление газа несколько выше, чем на
выходе из регулятора. Величина открытия клапана 11 пилота, а следо-
вательно, и количество газа, поступающего по трубке 7, зависит от по-
ложения мембраны 14, нагруженной снизу пружиной 75, а сверху —
конечным давлением газа, подводимого по трубке 9.
При увеличении расхода газа давление его за регулятором и над
мембраной 14 пилота снижается. Под действием пружины 75 мембрана
с клапаном перемещается вверх, увеличивая подачу газа в под мембран-
ное пространство исполнительного механизма. Мембрана 3 и клапан 7
поднимаются, увеличивая расход газа. При уменьшении отбора газа
давление его за регуляторами и над мембраной регулятора управления
увеличивается, мембрана и клапан опускаются, и подача газа в подмем-
бранное пространство исполнительного механизма уменьшается. Мем-
брана 3 и клапан 7 опускаются, уменьшая подачу газа потребителям.
При отсутствии расхода газа клапан пилота почти полностью садится
в седло, почти прекращая подачу газа в подмембранное пространство.
Давление в подмембранном пространстве через трубку 6 и дроссели 4 и 8
постепенно выравнивается с конечным давлением за регулятором, а сле-
довательно, и с давлением в надмембранной полости исполнительного
механизма. За счет силы тяжести движущихся частей мембрана 3 плавно
опускается, и клапан 7 полностью перекрывается, прекращая подачу газа.
Настройка регулятора давления на заданное конечное давление осущест-
вляется воздействием на пружину 75 регулятора управления при помощи
перемещения стакана 16, имеющего резьбу. Регуляторы управления КН2
(низкого давления) и КВ2 (высокого давления) отключаются силой упру-
гости пружины и конструкцией тарелки (диска) мембраной коробки.
Модернизацией регуляторов давления РДУК2 были регуляторы дав-
ления РДБК1 и РДБКШ (рис. 6.12), собранные по схеме прямого и не-
прямого действия. Регулятор РДБКШ (пилот) состоит из регулятора
управления прямого действия и собственного исполнительного механиз-
127
ма — регулирующего клапана с регулируемыми дросселями. Регулируе-
мые дроссели из подмембранной камеры и надмембраной камеры на
сбросной трубке служат для поднастройки регулятора на спокойную, без
автоматических колебаний, работу, а также для устранения вибраций.
Регулятор РДБК1 имеет регулятор управления непрямого действия, рабо-
тающий через стабилизатор, поддерживающий постоянным перепад дав-
ления на регуляторе управления. Установка стабилизатора делает работу
регулятора практически независимой от колебаний входного давления.
Регуляторы давления РДБК имеют диаметры входных патрубков 25, 50 и
100 мм и обеспечивают пропускную способность от 1000 до 10000 м3/ч
при входном давлении 0,6 МПа и в два раза больше при Рвх -1,2 МПа.
Рис. 6.12. Схема регуляторов давления: а — РДБК1; б — РДБКШ;
К — точка отбора импульса газа
В настоящее время к установке на сетевых ГРП рекомендуются
комбинированные регуляторы давления типа РДГ-50 (80, 100, 150),
предназначенные для регулирования давления природного и сжиженно-
го газа. Эти регуляторы давления (рис. 6.13) являются дальнейшей мо-
дернизацией РДУК.
Минимальная пропускная способность этих регуляторов 1400 м3/ч
при перепаде давления 0,1 МПа. Они могут быть выполнены в двух ис-
полнениях: регулятор РДГ-50-Н (80), настроенный на низкое выходное
давление, и РДГ-50-В, настроенный на среднее выходное давление. Как
и регуляторы РДБК1, этот имеет исполнительный механизм, регулятор
управления и стабилизатор. Поднастройка регулятора на спокойную,
без автоколебаний и вибраций, работу осуществляется с помощью регу-
лируемых дросселей, устанавливаемых на трубках из подмембраной по-
лости исполнительного устройства. Более плавное регулирование обес-
печивается наличием в корпусе исполнительного механизма двух клапа-
128
нов — малого и большого, каждый из которых подпружинен. Под сед-
лом большого клапана расположен шумогаситель в виде патрубка с ще-
левыми отверстиями. На малых расходах газа регулирование обеспечи-
вается открытием малого клапана, при больших — поднимается боль-
шой клапан, перекрывая седло малого клапана. Кроме того, в корпус
исполнительного устройства встроен отсечной клапан, приводимый в
действие механизмом контроля и выполняющий функции предохрани-
тельного запорного клапана, т.е. прекращающего подачу газа через ре-
гулятор при аварийном повышении и понижении давления сверх допус-
тимых значений. Таким образом, в ГРП с регулятором типа РДГ уста-
новка предохранительного запорного устройства не требуется.
Рис.6. 13. Схема регуляторов давления РДГ: 1 —регулятор
давления; 2 — стабилизатор давления; 3 — дроссель регулируе-
мый; 4 — отсечной клапан; 5 — рабочий большой клапан;
6 — пружина; 7 — рабочий малый клапан; 8 — манометр;
9 — импульсный газопровод; 10 — фильтр;
11 — исполнительный механизм отсечного клапана
Регуляторы давления непрямого действия (рис. 6.14) применяют
обычно в ГРП с входным давлением более 1,2 МПа и с выходным более
0,6 МПа, а также при необходимости обеспечить большую пропускную
способность ГРП при минимальном количестве регулирующих линий.
В зависимости от вида используемой энергии регуляторы давления
непрямого действия делят на пневматические, гидравлические и элек-
трические регуляторы.
129
Рис. 6.14. Принципиальная схема пневматического
регулятора давления непрямого действия: 1 — плун-
жер клапана; 2 — корпус клапана регулирующего; 3 —
обжимные жесткие диски; 4 — мембрана; 5 — рычажный
привод; 6 — манометрическая пружина; 7 — импульсная
трубка; 8 — воздушный редуктор; 9 — сопло воздухо-
провода; 10 — воздуховод; 11 — заслонка; 12 — пружина
Изменение давления по импульсной трубке 7 передается в трубку
манометрической пружины, свободный конец которой при этом пере-
мещается. Это движение свободного конца пружины через рычажный
привод приближает или отодвигает заслонку 77 от сопла 9 воздуховода
10, в котором редуктор 8 поддерживает постоянное давление воздуха.
Если заслонка прижата к соплу, то давление в надмембранной полости
максимально. Если сопло полностью открыто, это давление минималь-
но. Изменение давления воздуха над мембраной, уравновешиваемое
усилием пружины 72, ведет к перемещению мембраны 4 с жесткими
дисками 3 и связанного с ней плунжера до тех пор, пока в точке К не
восстановится заданное давление и, следовательно, система придет в
равновесие — приток газа через регулятор станет равным его отбору из
газопровода.
Таким образом, у регулятора непрямого действия изменение вход-
ного давления в контролируемой точке воздействует на чувствительный
элемент командного прибора (манометрическую пружину), регулирую-
щего подачу энергии от постороннего источника (сжатого воздуха) к
сервомотору (в данном случае мембранному исполнительному меха-
низму), который развивает усилие, необходимое для перемещения регу-
лирующего органа.
130
Предохранительные запорные устройства (ПЗУ) предназначены
для предотвращения чрезмерного повышения или понижения давления
газа за регулятором давления. Повышение давления газа представляет
большую опасность: может привести к нарушению прочности газового
оборудования, к расстройству режимов горения, к заполнению помеще-
ния газом. Понижение давления может привести к погасанию пламени
и, как следствие, к выходу в топку взрывоопасной газовоздушной сме-
си. Причиной повышения давления могут быть неисправности регуля-
тора давления (разрыв мембраны, выход из строя регулятора управле-
ния, загрязнение поверхности регулирующего клапана) либо нарушение
режима обслуживания. В ГРП и ГРУ предохранительные запорные уст-
ройства устанавливают перед регулятором давления, а импульсная
трубка соединяет подмембранную полость ПЗУ с газопроводом за регу-
лятором. Возможна установка ПЗУ непосредственно перед горелками
промышленных газоиспользующих агрегатов.
Наиболее распространены предохранительные запорные устройства
типа ПКН-50 (-100, -200) и ПКВ-50 (-100, -200). Они являются полуав-
томатическими устройствами, предназначенными для герметичного от-
ключения подачи неагрессивных газов. Устройство автоматически пе-
рекрывается при выходе контролируемого давления за установленные
верхний или нижний пределы, а открывается только вручную. Само-
произвольное открытие клапана исключено. Пределы настройки давле-
ния: для клапана ПКН нижний предел составляет 0,3...3 кПа, верхний
предел — 2...60 кПа; для клапана ПКВ нижний предел — 3...30 кПа,
верхний — 30...600 кПа. Корпус предохранительного запорного клапа-
на — фланцевый вентильного типа (рис. 6.15).
В открытом положении штифт рычага 14 скреплен с крючком ан-
керного рычага 15. Нижний конец молотка 17 упирается в выступ этого
же анкерного рычага. Штифт молотка сцеплен с концом коромысла 16,
соединенного со штоком мембраны 8. Когда контролируемое давление
находится в установленных пределах, пружина 5 (7) нижним концом че-
рез тарелку 11 упирается в выступ крышки мембранной коробки 3 и не
оказывает давления на мембрану. Мембрана под действием давления
снизу занимает среднее положение. Коромысло 16, связывающее шток 8
мембраны со штифтом молотка 17, занимает горизонтальное положение.
Когда давление под мембраной превысит предел, установленный пру-
жиной, мембрана со штоком начнет подниматься, сжимая пружину 5 (7).
Поднимется и внутренний конец коромысла 16, а наружный конец вый-
дет из сцепления со штифтом молотка 17. Молоток упадет и ударит по
концу анкерного рычага 14, связанного с рычагом с грузом. Рычаг с гру-
зом выйдет из зацепления и упадет, в результате чего клапан 9 окажется
перекрытым. Вертикальное перемещение штока клапана обеспечивается
направляющей колонкой снизу и направляющей пластиной сверху.
131
Рис. 6.15. Принципиальная схема предохранительного запорного
клапана ПКН(В): 1 — корпус; 2 — переходной фланец; 3 — крышка;
4 — мембрана; 5 — большая пружина; 6 — пробка; 7 — малая пружина;
8 — шток; 9 — клапан; 10 — направляющая стойка; И — тарелка;
12 — вилка; 13 — поворотный вал; 14 — рычаг;
15 — анкерный рычаг; 16 — коромысло; 17 — молоток
Настройка ПЗК осуществляется с помощью регулировочного стакана,
который изменяет сжатие пружины. Пределы настройки ПЗК — на 25 %
выше максимального или ниже минимального допустимого давления.
Предохранительные сбросные устройства предназначены для
сброса в атмосферу некоторого количества газа для предотвращения
превышения давления регулятором сверх допустимого. В ГРП они ус-
танавливаются на выходе, после регулятора давления.
По конструктивному устройству различают пружинные и жидкост-
ные сбросные устройства. Наиболее распространены пружинные предо-
хранительные сбросные клапаны мембранного типа ПСК-50 (рис. 6.16),
устанавливаемые в ГРП с низким и средним выходным давлением.
В нормальном положении плоская мембрана 6 нагружена давлени-
ем газа и уравновешена регулировочной пружиной 4, сжатой до опреде-
ленного предела. Односедельный мягкий тарельчатый клапан непосред-
ственно соединен с тарелкой мембраны 7 с помощью болта. При повы-
шении давление газа выше установленного (с помощью регулировочной
пружины) мембрана 6 и клапан опускаются, газ через выходное отвер-
стие в верхней части стравливается в атмосферу. Пределы настройки:
низкое давление — 1000...5000 Па, среднее давление — 20...50 кПа,
высокое давление II категории — 0,05... 0,125 МПа.
132
Рис. 6.16. Принципиальная схема предохранительного сбросного
клапана ПСК: 1 — корпус; 2 — крышка; 3 — направляющие;
4 — пружина; 5 — регулировочный винт; 6 — мембрана; 7 — тарелка;
8 — чашка
Гидравлические предохранительные устройства применяются толь-
ко на газопроводах низкого давления. При повышении давления газа
выше давления столба запирающей жидкости газ начинает сбрасываться
в атмосферу. При восстановлении давления в газопроводе после сброса
затворная жидкость автоматически перекрывает подачу газа.
6.2.5. Выбор оборудования ГРП и ГРУ
При выборе оборудования ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ необходимо
учитывать следующее:
рабочее давление газа в газопроводе, к которому подключается
объект;
состав газа, его плотность, температуру точки росы, низшую тепло-
ту сгорания;
потери давления на трение в газопроводе от места подключения до
ввода его в ГРП или подвода к ГРУ;
температурные условия эксплуатации оборудования и приборов
КИП ГРП и ГРУ.
При подборе регулятора давления следует руководствоваться но-
менклатурой ряда регуляторов, выпускаемых промышленностью. Для
определения пропускной способности регулятора необходимо опреде-
лить располагаемое давление газа перед ним и после него с учетом по-
терь давления и дополнительных потерь давления в арматуре, фильтре,
расходомере и ПЗК, установленных до регулятора давления.
133
Пропускная способность, м3/ч, регуляторов с односедельным кла-
паном определяется согласно паспортным данным, а при их отсутствии
может быть определена по формуле
2 = 1595#P|(pVV^’, (6.3)
где Q — расход газа при t = О °C и Ратм = 0,1033 МПа; f— площадь сед-
ла клапана, см2; L — коэффициент расхода; Pi — абсолютное входное
давление газа, равно сумме РИЗб и Ратм (РИЗб — рабочее избыточное дав-
ление, МПа, Ратм = 0,1033 МПа); (р — коэффициент, зависящий от от-
ношения Р2 к Pi (Р2 / Pi — абсолютное выходное давление после регу-
лятора, равно сумме Р2 изб и Ратм, МПа, определяется по рис. 6.17); ро —
плотность газа, кг/м3, при t = 0 °C и Ратм = 0,1033 МПа.
Р2/Р1
Рис. 6.17. График определения коэффициента ср в зависимости от P2/Pi
при К = Ср/Су = 1,32 (К — показатель адиабаты газа при давлении 750 мм вод. ст.
и температуре 0 °C, СР — теплоемкость при постоянном давлении, ккал/(м3 • °C),
Су— теплоемкость при постоянном объеме, ккал/(м3 • °C)
Если в паспортных данных регулятора приведена величина расхода
газа при максимальном давлении с соответствующей плотностью, то
при других значениях Р (входного давления) и ро (плотности) пропуск-
ная способность регулятора может быть определена по формуле
е2=а
Д<Р1л/Р17ро ’
(6.4)
134
где Qi — расход газа, м3/ч, при /, °C, и Рбар = 0,1033 МПа со значениями
Р{, <pi и pi, отличными от приведенных в паспорте на регулятор; Qi —
расход газа при Рь <рь р0 согласно паспортным данным; Pi — входное
абсолютное давление, Па; (pi — коэффициент по отношению Pi/Pi,
ро — плотность газа, кг/м3, при t = 0 °C и Ра™ = 0,1033 МПа; Р{, (pj и pj —
принятые данные при использовании других параметров газа.
Пропускная способность двухседельных регулирующих клапанов
может быть определена по формуле
р 5245^^ (65)
~ (273+zoV^ ’
где Q — расход газа, м3/ч, при температуре газа, равной t\,
и Рбар = 0,1033 МПа; В — коэффициент, учитывающий расширение
среды и зависящий от отношения Pi/Pi (рис. 6.18); Pi и Pi — входное
и выходное давления, МПа; — коэффициент пропускной способно-
сти; ДР — перепад давления на клапанах (АР = Р} /^МПа); ti —
температура газа, °C; р0 — плотность газа, кг/м3, при t.
Рис. 6.18. Зависимость коэффициента В от Pi!P\
135
Выбор фильтра. Пропускная способность фильтра должна опреде-
ляться исходя из максимального допустимого перепада давления на его
кассете, что должно быть отражено в паспорте на фильтр.
Фильтры, устанавливаемые в ГРП (ГРУ) для защиты регулирующих
и предохранительных устройств от засорения механическими примеся-
ми, должны соответствовать данным, приведенным в табл. 6.2.
Выбор типа предохранительного запорного клапана произво-
дится исходя из параметров газа, проходящего через регулятор давле-
ния, а именно: максимального давления газа на входе в регулятор; вы-
ходного давления газа из регулятора и подлежащего контролю; диамет-
ра входного патрубка в регулятор.
Выбранный ПЗК должен обеспечивать герметичное закрытие пода-
чи газа в регулятор в случае повышения или понижения давления за
ним сверх установленных пределов.
Верхний предел давления настройки клапана на отключение газа
для среднего давления определяется по формуле
РОТ = 1,25-РИ, (6.6)
где Ри — избыточное давление газа на выходе за регулятором, МПа.
Выбор типа предохранительного сбросного клапана. Количество
газа, подлежащего сбросу ПСК, следует определять в следующих случаях:
1) при наличии перед регулятором давления ПЗК — по формуле
Q>0,0005Qd, (6.7)
где Q — количество газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа, м3/ч,
при t = О °C и Рбар = 0, 10132 МПа; Qd — расчетная пропускная способ-
ность регулятора давления, м3/ч, при t = 0 °C и Р^ар = 0,10132 МПа;
2) при отсутствии перед регулятором давления ПЗК — по форму-
ле (6.7);
3) для регуляторов давления с золотниковыми клапанами
2^0,01&; (6.8)
4) для регулирующих заслонок с электронными регуляторами
2 > 0,02а,. (6.9)
При необходимости установки в ГРП (ГРУ) параллельно несколь-
ких регуляторов давления количество газа, подлежащего сбросу ПСК,
следует определять по формуле
Ql>Q/n, (6.10)
136
где Q1 — необходимое суммарное количество газа, подлежащее сбросу
ПСК в течение часа, м3/ч, при t = О °C и Рбар = 0,10132 МПа; Q — количе-
ство газа, подлежащее сбросу ПСК в течение часа каждым регулятором,
м3/ч, при t = 0 °C и Рбар = 0,10132 МПа; п — количество регуляторов, шт.
Пропускную способность ПСК следует определять по данным заво-
дов-изготовителей или расчетам.
6.2.6. Учет расхода газа
При подаче газа отдельным объектам (объектовые ГРП), либо в от-
дельные цеха или котельные (внутрицеховые ГРП или ГРУ), в отдель-
ные районы или поселки, сети которых не связаны с сетями других рай-
онов гидравлически, требуется учет расхода газа. Учет расхода газа
производится у потребителей газа всех категорий. Часто устройства
учета расхода газа устанавливаются и перед газоиспользующим обору-
дованием промышленных и коммунальных предприятий.
Существующие устройства учета расхода газа по пропускной спо-
собности можно классифицировать на следующие группы:
бытовые — с пропускной способностью до 10 м3/ч;
коммунально-бытовые — с пропускной способностью от 10 до 40 м3/ч;
промышленные — с пропускной способностью свыше 40 м3/ч.
Измерение расхода газа по перепаду давления. Диафрагмы
(рис. 6.19) позволяют по перепаду давлений измерить расход газа.
Если на пути потока газа уста-
новить сужающее устройство —
диафрагму, то площадь поперечного
сечения газового потока в этом мес-
те уменьшится, а его средняя ско-
рость увеличится за счет перехода
части потенциальной энергии давле-
ния в кинетическую. В результате
статическое давление в узком сече-
нии окажется меньше статического
давления перед сужающим устрой-
ством. Чем больше расход газа, тем
больше разность этих давлений.
Такой измерительный комплекс
можно использовать при входном
давлении до 1,2 МПа и практически
при любых расходах.
Рис. 6.19. Стандартная диафрагма
137
Местные сопротивления, установленные в измерительных трубо-
проводах до и после сужающего устройства, искажают структуру пото-
ка и приводят к дополнительным погрешностям измерения газа, поэто-
му между местными сопротивлениями и сужающими устройствами
должен быть предусмотрен прямолинейный участок необходимой дли-
ны, зависящий от диаметра и типа сужающего устройства. Диаметр диа-
фрагмы и длины прямолинейных участков газопровода определяют рас-
четом. Дифманометр рекомендуется располагать выше диафрагмы. Ес-
ли он установлен ниже ее, то в нижних точках соединительных линий
предусматривают отстойные сосуды (конденсатосборники).
Мембранные (диафрагменные, камерные) счетчики газа. Мем-
бранный (диафрагменный, камерный) счетчик — счетчик газа, принцип
действия которого основан на том, что при помощи различных подвиж-
ных преобразовательных элементов газ разделяют на доли объема, а за-
тем производят их циклическое суммирование. Эти счетчики использу-
ются только на газопроводах низкого давления.
Диафрагменный счетчик (рис. 6.20, 6.21) состоит из корпуса 7,
крышки 2, измерительного механизма 3, кривошипно-рычажного меха-
низма 7, связывающего подвижные части диафрагм (мембран) с верх-
ними клапанами 5 газораспределительного устройства, седел клапана
(нижняя часть распределительного устройства) и счетного механизма. В
зависимости от конструкции и объемов измеряемого газа измеритель-
ный механизм может состоять из двух или четырех камер.
Рис. 6.20. Диафрагмен-
ный счетчик: 1 — корпус;
2 — крышка; 5 — измери-
тельный механизм;
4 — кривошипно-рычажной
механизм;
5 — верхние клапаны газо-
распределительного уст-
ройства;
6 — стяжная полоса
138
Положение камер счетчике Камера 1 Камера 2 Камера 3 Камера 4
а Опустошается Наполняется Пуста Наполнена
б Пусто Наполнена Наполняется Опустошается
б Наполняется Опустошается Наполнена Пуста
г Наполнена Пуста Опустошается Наполняется
Рис. 6.21. Принципиальная схема работы диафрагменного счетчика
Счетчик работает следующим образом:
1. Измеряемый поток газа через входной патрубок поступает
в верхнюю полость корпуса и далее через открытый клапан в камеру
2. Увеличение объема газа в камере 2 вызывает перемещение диафраг-
мы и вытеснение газа из камеры 1 на выход из щели седла клапана и да-
лее в выходной патрубок счетчика. После приближения рычага диа-
фрагмы к стенке камеры 1 диафрагма останавливается в результате пе-
реключения клапанных групп. Подвижная часть клапана камер 7 и 2
полностью перекрывает седла клапанов этих камер, отключая этот ка-
мерный блок.
2. Клапан камер 3 и 4 открывает вход газа из верхней полости кор-
пуса счетчика в камеру 3, наполняет ее, что вызывает перемещение
диафрагмы и вытеснение газа из камеры 4 в выходной патрубок через
щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке
камеры 4 диафрагма останавливается в результате отключения клапан-
ного блока камер 3, 4.
3. Клапан камер 7, 2 открывает вход газа из верхней полости корпу-
са счетчика в камеру 7. При подаче газа в камеру 7 диафрагма 7, 2 пере-
мещается, вытесняя газ из камеры 2 в выходной парубок через щели в
седле клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры
2 диафрагма останавливается в результате отключения клапанного бло-
ка камер 7, 2.
4. Клапан камер 3, 4 открывает вход газа из верхней полости корпуса
счетчика в камеру 4. При подаче газа в камеру 4 диафрагма 3, 4 перемеща-
ется и вытесняет газ из камеры 3 в выходной патрубок через щели в седле
клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры 3 диа-
фрагма останавливается в результате отключения клапанного блока 3, 4.
139
Процесс повторяется периодически. Счетный механизм подсчиты-
вает число ходов диафрагм (или число циклов работы измерительного
механизма п). За каждый цикл вытесняется объем газа Г,, равный сумме
объемов камер 1, 2, 3, 4. Один полный оборот выходной оси измери-
тельного механизма соответствует 16 циклам.
Ротационный (роторный) счетчик — камерный счетчик газа, в
котором в качестве преобразовательного элемента применяются вось-
меркообразные роторы. Ротационные газовые счетчики РГ предназна-
чены для измерения расхода газа с давлением не более 0,1 МПа и тем-
пературой окружающей среды от 0 до +50 °C. При этом расход газа не
должен превышать 2000 м3/ч.
Ротационный газовый счетчик типа РГ (рис. 6.22) состоит из корпу-
са, внутри которого вращаются два одинаковых восьмеркообразных ро-
тора передаточного и счетного механизмов. Роторы приводятся во вра-
щение под действием разности давлений газа, поступающего через
верхний входной патрубок и выходящего через нижний выходной пат-
рубок. При вращении роторы обкатываются своими боковыми поверх-
ностями. Синхронизация вращения роторов достигается с помощью
двух пар одинаковых зубчатых колес, укрепленных на обоих концах ро-
торов в торцевых коробках вне пределов измерительной камеры-
корпуса. Для уменьшения трения и износа шестерни роторов постоянно
смазываются маслом, залитым в торцевые коробки.
Объем газа, вытесненный за пол-оборота одного ротора, равен объ-
ему, ограниченному внутренней поверхностью корпуса и боковой по-
верхностью ротора, занимающего вертикальное положение. За полный
оборот роторов вытесняются четыре таких объема.
Рис. 6.22. Ротационный счетчик газа типа РГ: 7 — корпус; 2 — ротор
Турбинные счетчики (рис. 6.23) применяются при рабочем давле-
нии до 1,6 МПа и расходах газа от 100 до 30 000 м3/ч и более. Под воз-
действием потока газа колесо турбины приводится во вращение, число
140
оборотов которого прямо пропорционально протекающему объему газа.
Число оборотов турбины через понижающий редуктор и газонепрони-
цаемую магнитную муфту передается на находящийся вне газовой по-
лости счетный механизм, показывающий (по нарастающей) суммарный
объем газа при рабочих условиях, прошедший через прибор.
Рис. 6.23. Схема турбинного счетчика газа СП: 1,10 — из-
меряемое поперечное сечение; 2 — штуцер для измерения дав-
ления; 3 — магнитная муфта; 4 — счетный механизм; 5 — тер-
моизмерительный зонд РТ-100; 6 — контрольный термометр;
7 — канал выхода; 8 — датчики импульсов; 9 — колесо турби-
ны; 11 — вытесняющее тело
Контрольные вопросы
1. Для чего предназначены газораспределительные станции (ГРС)?
2. Назовите основные операции, выполняемые на ГРС.
3. Для чего предназначены газорегуляторные пункты и установки?
4 Чт0 такое ГРП, ГРПБ, ШРП и ГРУ? В чем их принципиальное различие?
5. Назовите основные элементы, входящие в состав ГРП и ГРУ.
6. Для чего в ГРП устраиваются продувочные и сбросные газопроводы?
7. Опишите работу газорегуляторного пункта.
8. Где могут размещаться ГРП, ГРУ и ШРП?
9. Где для чего устанавливают фильтры в ГРП и ГРУ?
10. Для чего служат регуляторы давления? Какие они бывают?
11. Опишите принцип работы регулятора давления прямого действия.
12. Как работает регулятор давления непрямого действия?
13. От чего зависит пропускная способность регулятора давления?
14. Какие вы знаете предохранительные устройства, устанавливаемые в ГРП и ГРУ?
15. Опишите принцип работы предохранительного запорного устройства типа
ПКН (ПКВ).
16. Какие виды предохранительных сбросных устройств вы знаете?
17. Классифицируйте устройства учета расхода газа.
18. Как работает диафрагменный счетчик?
19. Опишите принцип работы ротационного счетчика.
141
7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
7.1. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Основная задача газовых хозяйств — бесперебойное, надежное,
безопасное и экономичное газоснабжение потребителей. Эксплуатация
газопроводов и газового оборудования в городах и населенных пунктах
осуществляется специализированными предприятиями газового хозяйства.
Газопроводы и газовое оборудование, находящиеся на балансе
крупных промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных пред-
приятий, обслуживаются газовыми службами этих предприятий или
предприятиями газового хозяйства по договорам. Газопроводы и газо-
вое оборудование небольших коммунально-бытовых предприятий,
предприятий бытового обслуживания населения обслуживаются пред-
приятиями газового хозяйства по договорам.
К выполнению газоопасных работ допускаются инженерно-
технические работники и рабочие, обученные и сдавшие экзамены на
знание правил безопасности труда, технологии проведения газоопасных
работ, прошедшие практическую стажировку по выполнению газоопас-
ных работ, умеющие пользоваться средствами индивидуальной защиты
и знающие способы оказания первой доврачебной помощи.
Знания у рабочих проверяют ежегодно, а у инженерно-технических
работников — один раз в три года. Результаты экзаменов оформляют
специальным протоколом, в котором указывают, к каким видам работы
допускаются рабочие, прошедшие проверку. На основании протокола
рабочим выдают удостоверения.
В процессе эксплуатации газовые хозяйства обеспечивают:
приемку и ввод в эксплуатацию вновь смонтированных газопрово-
дов и установок;
исправное состояние всех сооружений системы газоснабжения,
приборов и агрегатов, использующих газовое топливо;
нормальное давление газа и организацию процесса правильного его
сжигания;
142
соблюдение правил безопасности труда;
ликвидацию аварий и повреждений газопроводов, оборудования
и приборов.
Учитывая опасные свойства газового топлива, за состоянием и экс-
плуатацией газового хозяйства установлен Государственный надзор,
который осуществляют инспектора Государственной инспекции межре-
гионального управления по технологическому и экологическому надзо-
ру Ростехнадзора. Инспектора Госгортехнадзора контролируют выпол-
нение правил безопасности в системах газораспределения и газопотреб-
ления, периодически обследуя газовые хозяйства. Представители
Ростехнадзора принимают участие в работе комиссий по приемке наи-
более ответственных газопроводов и объектов, расследуют аварии и не-
счастные случаи, производят аттестацию работников и контролируют
обучение и подготовку кадров.
Основными звеньями структурного подразделения управления или
треста, выполняющего эксплуатационные работы в газовом хозяйстве,
являются районные (комплексные) службы и службы, эксплуатирую-
щие определенные виды газового оборудования.
Тресты по эксплуатации газового хозяйства обеспечивают газом и
обслуживают газовое оборудование жилых домов, коммунально-
бытовых и других предприятий, выполняют ремонт газопроводов и га-
зового оборудования, контролируют качество строительства газопрово-
дов, производят работы по предупреждению и ликвидации аварий, про-
пагандируют безопасные методы использования газа.
7.2. ОСНОВНЫЕ СЛУЖБЫ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА
Аварийно-диспетчерская служба (АДС). К аварийным работам
относятся работы, связанные с ликвидацией проникшего газа из повре-
жденных газопроводов в жилые дома, здания и сооружения. Этот вид
аварий наиболее опасен, так как несвоевременное принятие мер может
привести к взрывам и пожарам. К аварийным работам относится ликви-
дация всякого рода закупорок, в результате которых нарушается газо-
снабжение бытовых или промышленных потребителей. Ответственной
задачей аварийной службы является устранение неисправностей регуля-
торов. Аварийная служба ликвидирует утечки газа на внутридомовых
газопроводах и принимает необходимые меры для обеспечения работы
отопительных приборов.
Аварийные службы созданы при межрайонных и городских трестах.
В АДС заявки выполняют дежурные бригады, которые работают круг-
лосуточно. Аварийная служба должна иметь автотранспорт, специальные
аварийные машины и механизмы: компрессор с набором пневмоинстру-
143
ментов, передвижную электростанцию для освещения места работы и для
снабжения электроэнергией электроинструментов и механизмов, сва-
рочный пост с комплектом инструментов. Для выполнения работ в мок-
рых грунтах и во время дождя аварийная служба должна располагать
водоотливными средствами — насосами ручными и с электроприводом.
На складе аварийной службы необходимо всегда иметь аварийный
запас материалов: труб, фасонных частей и арматуры, лесопиломате-
риалов, муфт, бандажей и т.п. Рабочие аварийной службы должны быть
обеспечены индивидуальным инструментом и средствами индивиду-
альной защиты. Для проверки загазованности помещений и сооружений
необходимо иметь газоанализаторы, а для отыскания мест утечек — га-
зоиндикаторы.
Причиной проникновения газа в здания и сооружения чаще всего
являются повреждения подземных газопроводов. В этом случае газ про-
никает в здания и сооружения непосредственно по грунту через фунда-
мент, но чаще всего он проходит по различным сооружениям: газовым
вводам, телефонной канализации, каналам теплосети, канализационным
трубам и т.п. Особенно опасно попадание газа в каналы теплосети, так
как здесь он может распространяться на значительные расстояния и од-
новременно проникать в большое количество зданий.
Внутренние газопроводы нередко также являются причиной про-
никновения отравляющих газов и образования взрывоопасных концен-
траций в помещениях. Это бывает при повреждениях газопроводов
и арматуры и при утечках газа из приборов.
После сообщения о проникновении газа в здание или сооружение к
месту происшествия не позднее, чем через 5 мин должна выехать ава-
рийная бригада. Ее руководителем назначается инженерно-технический
работник (ИТР). По прибытии на место руководитель аварийной бригады
принимает следующие меры по предотвращению пожара или взрыва:
проветривание помещения;
запрещение курить, зажигать спички, включать электроосвещение,
пользоваться огневыми приборами;
организацию охраны входов в помещения во избежание внесения в
них открытого огня;
вывод, в случае высокой концентрации газа, жителей из загазован-
ных помещений.
Одновременно с этим должен быть организован осмотр прилегаю-
щих к загазованному помещению зданий и колодцев подземных комму-
никаций, а также проветривание при наличии в них газа.
Для уточнения наиболее вероятных мест повреждения газопроводов
проверяют герметичность с помощью газоиндикатора или бурового ос-
мотра. Обнаруженные вскрытием повреждения газопроводов необхо-
144
димо немедленно устранить. Аварию считают ликвидированной только
после исправления газопровода и прекращения поступления газа в по-
мещения и сооружения.
Аварийная служба газа совместно с пожарной охраной города уча-
ствует в тушении пожаров в жилых домах или общественных зданиях,
возникающих по любой причине. В этом случае газоснабжение должно
быть как можно быстрее прекращено, чтобы выходящий газ не способ-
ствовал распространению огня.
Случаи воспламенения газа на подземных газопроводах более ред-
ки, чем проникновение газа в здания и сооружения, но они весьма опас-
ны. При тушении пламени на подземных газопроводах необходимо сна-
чала точно установить место повреждения (место выхода газа). Затем
создают противодавление выходящему газу струей воды или сжатого
воздуха, иногда струей инертного газа. При выходе газа из небольших
газопроводов низкого давления или маленьких отверстий тушение пла-
мени продолжается несколько минут.
Воспламенение газа, выходящего из больших отверстий, может
произойти из-за повреждения газопровода при производстве земляных
работ, во время замены участка действующего газопровода, при снятии
колпаков и заглушек. В этом случае пламя гасят, засыпая газопровод
грунтом с уплотнением последнего, а также заполняя газопровод водой.
На газопроводах высокого давления при тушении воспламенивше-
гося газа снижают давление закрытием задвижек. На газопроводах низ-
кого давления небольшие воспламенения газа, возникающие во время
эксплуатационных работ, гасят, замазывая места выхода газа глиной и
набрасывая на пламя мокрый брезент или тряпки.
При нарушении газоснабжения потребителей аварийная служба
должна выяснить причину нарушения и восстановить нормальную по-
дачу газа самостоятельно или совместно с эксплуатационной службой.
Если подача газа быстро ухудшается или мгновенно прекращается, то
наиболее вероятной причиной является закрытие предохранительного
клапана и падение дисков задвижек.
В весеннее и летнее время года могут происходить закупорки газо-
проводов талыми или дождевыми водами. Для удаления воды из труб
используют конденсатосборники, а также просверливают отверстия в
низких точках газопровода. Водяные закупорки имеют место только на
газопроводах низкого давления.
В зимнее время наиболее часто газоснабжение прекращается вслед-
ствие замерзания паров воды в надземной части газопроводов-вводов.
Предотвратить такие случаи можно, усилив контроль за строительством
и хорошей продувкой газопроводов перед вводом их в эксплуатацию.
Снежные (гидратные) закупорки устраняют оттаиванием (разогревом
газопроводов) или растворением спиртом (метанолом).
145
Служба подземных газопроводов и сооружений. К работам по
эксплуатации подземных газопроводов относятся:
надзор за состоянием газопроводов и сооружений на них и текущее
обслуживание;
плановый технический осмотр и ремонт. При этом производится
проверка плотности газопровода с помощью специальных приборов или
буровым осмотром, а также проверка состояния изоляции. Выявленные
повреждения газопроводов и их изоляции устраняют. Одновременно
проверяют и ремонтируют арматуру: запорные устройства, конденса-
тосборники, контрольно-измерительные пункты и т.п.;
проверка состояния газопроводов, обслуживание и ремонт устано-
вок защиты газопроводов от коррозии;
выявление и устранение аварийных повреждений;
капитальный ремонт газопроводов и сооружений на них;
контроль за давлением газа в сетях и устранение закупорок газа
в трубопроводе;
ведение технической документации на эксплуатируемые газопроводы.
Надзор за состоянием газопроводов заключается в систематическом
обходе трасс газопроводов с целью проверки их и выявления неисправ-
ностей. Обход и осмотр трасс газопроводов помогает своевременно вы-
явить утечки газа и повреждения арматуры.
При обходе трасс выполняют следующие виды работ:
проводят наружный осмотр трасс газопроводов для выявления
внешних признаков утечки газа. Такими признаками в летнее время мо-
гут быть пожелтение растительности, появление пузырей на поверхно-
сти воды, а при значительных утечках из газопроводов высокого давле-
ния — шипение выходящего газа и запах; зимой — появление запаха
и темных пятен на снегу;
проверяют на загазованность газовые колодцы и колодцы других
подземных сооружений, а также подвалы, коллекторы, шахты и устои
мостов, расположенные вдоль газопроводов на расстоянии 15 м от их
оси. Обнаружение газа в колодцах или сооружениях указывает на то,
что проходящий вблизи газопровод неисправен (дает утечку) и его не-
обходимо срочно отремонтировать. Обо всех выявленных утечках об-
ходчики трасс должны немедленно сообщить руководителю службы;
наблюдают за состоянием поверхности грунта и дорожного покрытия.
В случае обнаружения оползней и просадок грунта, размыва грунта та-
лыми или дождевыми водами, а также загромождения трасс газопрово-
дов строительными материалами и оборудованием немедленно прини-
мают меры по их устранению. В районах, где отмечается пучение грун-
тов, обращают внимание на пучение в месте прохождения газопровода;
проверяют состояние и правильность установки коверов и армату-
ры, находящейся в коверах, а также кранов и задвижек;
146
коверы и крышки колодцев в зимнее время очищают ото льда и сне-
га, а летом следят за сохранностью их от замощения при производстве
дорожных работ;
наблюдают за подводными переходами через реки и водоемы.
Весь комплекс работ по осмотру трассы выполняет одна бригада
слесарей, состоящая из двух слесарей, один из которых является стар-
шим. Слесари находятся в непосредственном подчинении мастера, ко-
торый систематически производит контроль за работой и периодически
проводит вместе с ними контрольный обход трассы.
Работа по защите действующих газопроводов от электрохимиче-
ской коррозии заключаются в следующем:
контроль за коррозионным состоянием газопроводов;
контроль изоляционных покрытий газопроводов;
эксплуатация установок защиты, контроль эффективности их рабо-
ты путем измерения разности потенциалов;
монтаж, приемка и наладка установок защиты.
Контроль за коррозионным состоянием газопроводов заключается в
измерении разности потенциалов «газопровод — земля» и удельного
сопротивления грунта, а в зонах отсутствия блуждающих токов — кор-
розионной активности грунта. Состояние изоляционных покрытий кон-
тролируют при проведении плановых технических осмотров и при раз-
личного рода раскопках газопровода. Наилучшие результаты проверки
изоляции получают с помощью прибора АНПИ.
Электрические измерения на газопроводах производят с помощью
специальных приборов, которые чаще всего присоединяют к контроль-
но-измерительным пунктам (КИП). КИП устанавливают на газопрово-
дах при строительстве, а также в процессе эксплуатации.
Измерению подлежат следующие основные величины: потенциалы
газопровода относительно земли, а также потенциалы газопровода от-
носительно других подземных сооружений и рельсов электротранспор-
та. В настоящее время для полевых измерений используют магнито-
электрический милливольтметр типа М-231 и приборы Н-399 и Н-39 с
устройством на полупроводниках.
Электрические измерения потенциалов производят как на вновь
принимаемых в эксплуатацию газопроводах, так и на действующих.
Устройство всех видов электрохимической защиты, предусмотренных
проектом, необходимо вести одновременно со строительством газопро-
водов. После наладки установок электрохимической защиты минималь-
ный и максимальный защитный потенциал газопровода по отношению к
земле должен быть в пределах от -0,85 до 1,1 В.
Надежная защита газопроводов от коррозии может быть достигнута
только при хорошей эксплуатации электрозащитных установок. На ка-
147
ждую электрозащитную установку необходимо завести паспорт и жур-
нал технического обслуживания и контроля работы установки.
Эксплуатация электродренажных установок заключается в техниче-
ском обслуживании (осмотре) установок с проверкой их работы, изме-
нении режима работы, а также в периодических контрольных измерени-
ях на защищаемых газопроводах.
При техническом обслуживании дренажных и катодных установок
производят:
внешний осмотр всех элементов дренажа с целью выявления внеш-
них дефектов;
проверку исправности предохранителей;
проверку состояния контактов на реле;
чистку контактов реле, а также очистку дренажа (шкафа) от пыли,
снега, грязи;
измерение потенциала подземного сооружения по отношению к
земле при включенном и выключенном дренаже.
Технический осмотр (обслуживание) дренажных установок произ-
водят 4 раза, а катодных установок 2 раза в месяц по графику, утвер-
жденному начальником службы.
Контроль работы дренажных установок состоит в измерении сред-
ней величины тока и измерении величины и знака разности потенциалов
между защищаемым сооружением и рельсами (землей). Контроль рабо-
ты установок проводят 1 раз в месяц для катодных установок и 1 раз в
квартал для электродренажных установок. Технический осмотр и кон-
троль работы протекторных установок проводят 1 раз в 6 месяцев. При
контроле работы протектора выполняют следующие работы:
измеряют потенциалы защищаемого газопровода по отношению к
земле в пунктах присоединения протекторов и между ними;
измеряют силу тока в цепи «протектор — газопровод»;
измеряют электрохимический потенциал протектора по отношению
к земле.
Служба газового оборудования жилых и общественных зданий.
Газовое оборудование жилых домов включает:
газопроводы от запорного устройства на вводе до газовых приборов;
запорно-регулирующую арматуру;
газовые приборы и печные горелки.
Эксплуатация газового оборудования жилых домов заключается
в поддержании в исправном состоянии домовых газопроводов и быто-
вых газовых приборов и обеспечении безопасного пользования этими
приборами.
В состав работ по эксплуатации входят:
приемка в эксплуатацию смонтированных приборов и газопроводов;
148
подключение (пуск) газа, настройка и регулировка приборов;
техническое обслуживание газооборудования и внеплановый ре-
монт газовых приборов по заявкам;
контроль за состоянием дымоходов от газовых приборов и вентиля-
ции помещений, где установлены газовые приборы.
Техническое обслуживание внутреннего газового оборудования жи-
лых домов включает:
плановый ремонт (ПР), который проводится по усмотрению экс-
плуатационной организации;
промежуточное техническое обслуживание (ПТО) для обществен-
ных зданий, проводится 2 раза в год;
сезонное техническое обслуживание (СТО), проводится 1 раз в год
при включении сезонно работающего газового оборудования;
внеплановый ремонт по заявкам (ВРЗ) — на основании заявок
абонентов.
Служба сжиженных газов. Основные задачи службы — организа-
ция работ по обеспечению бесперебойного снабжения сжиженными га-
зами газового оборудования жилых домов, предприятий общественного
назначения и бытового обслуживания населения; организация и обеспе-
чение безопасной и безаварийной эксплуатации баллонных установок
сжиженных газов; организация и своевременное проведение техниче-
ского обслуживания и ремонта групповых и индивидуальных баллон-
ных и резервуарных установок сжиженного газа.
Служба обеспечивает:
технический надзор за монтажом установок сжиженных газов;
пуск газа во вновь смонтированные резервуарные, баллонные уста-
новки сжиженных газов и газовое оборудование;
разработку планов, графиков проведения технического обслужива-
ния населения;
выполнение текущего ремонта, промежуточного технического об-
служивания по заявкам владельцев групповых и индивидуальных бал-
лонных установок, внутридомовых газопроводов и газового оборудова-
ния, работающих от резервуарных или баллонных установок СУГ;
замену неисправных газовых приборов и ремонт газобаллонных ус-
тановок, внутридомовых газопроводов и газового оборудования;
разработку графиков и контроль за доставкой СУГ потребителям по
заявкам;
учет всех потребителей СУГ и установленного газового оборудования;
организацию газоопасных работ.
149
Служба промышленных предприятий создается для обслужива-
ния по договорам промышленных, сельскохозяйственных и коммуналь-
ных предприятий. Основные ее задачи — организация и обеспечение
безопасной и безаварийной эксплуатации газорегуляторных пунктов и
установок, газопотребляющих агрегатов и оборудования газифициро-
ванных котельных предприятий.
Служба обеспечивает:
технический надзор за производством строительно-монтажных ра-
бот при строительстве новых и переводе на газовое топливо сущест-
вующих предприятий, а также участие в комиссии по приемке этих объ-
ектов в эксплуатацию;
разработку планов и графиков технического обслуживания и плано-
вых ремонтов газового оборудования промышленных, сельскохозяйст-
венных и коммунальных предприятий, а также выполнение работ в со-
ответствии с утвержденным графиком;
первичный пуск газа в газопотребляющие агрегаты после оконча-
ния строительно-монтажных и ремонтных работ;
организацию и проведение газоопасных работ;
контроль за рациональным использованием газа в газопотребляю-
щих агрегатах;
анализ аварийных и неаварийных заявок и разработку мероприятий
по предупреждению и снижению аварий.
Служба режимов газопотребления. Основные задачи службы —
обеспечение потребности в газовом топливе потребителей, находящихся
в сфере деятельности треста, в пределах выделенных фондов и лимитов;
организация учета и расчетов за принятый от поставщиков и реализуе-
мый потребителям газ; контроль за рациональным использованием газа.
Служба обеспечивает:
учет поступления газа от поставщиков и реализации газа потребителям;
расчет за полученный и реализуемый газ;
контроль за снабжением газом потребителем;
анализ режимов давления и расхода газа на всех участках системы
газоснабжения;
контроль за рациональным использованием газа, внедрение меро-
приятий по снижению его потерь;
разработку планов и графиков технического обслуживания, ремон-
та, наладки и госпроверки коммерческих приборов учета расхода газа,
находящихся на балансе газового хозяйства;
выполнение работ в соответствии с графиками, организацию и про-
ведение газоопасных работ и др.
150
7.3. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ГАЗОВЫМ ХОЗЯЙСТВОМ
Основной показатель нормальной работы систем газоснабжения —
подача газа требуемого давления каждому потребителю. Для этого
диспетчерская служба работает в постоянном контакте с диспетчер-
ской службой управления магистральных газопроводов и поддержива-
ет связи со всеми промышленными потребителями. Для выполнения
таких сложных функций диспетчерская служба оснащена средствами
связи, автоматики, телемеханики и вычислительной техникой. Это
обеспечивает централизованный контроль основных показателей рабо-
ты системы газоснабжения, автоматическое регулирование давления
газа в газопроводах и телемеханическое управление соответствующи-
ми запорными устройствами.
В крупных газовых хозяйствах диспетчерские службы оснащены
ЭВМ, обеспечивающими обработку поступающей информации и выдачу
рекомендаций диспетчерам. Устройства автоматики и телемеханики (АТ)
и комплекс технических средств автоматизированных систем управления
(КТС АСУ) предназначены для повышения надежности газораспредели-
тельных сетей, контроля состояния объектов и управления работой обо-
рудования этих объектов. Средства АТ и КТС АСУ должны обеспечивать
автоматическое регулирование или стабилизацию технологических па-
раметров и безопасность работы объектов газового хозяйства, а в случае
выхода контролируемых параметров за допустимые пределы работы —
прекращать подачу газа. Основные задачи автоматизированной системы
управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП
РГ) крупных населенных пунктов приведены в табл. 7.1.
Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) —
высшая ступень диспетчеризации газового хозяйства. Она достигается
за счет оснащения диспетчерских служб вычислительной техникой,
в том числе ЭВМ, позволяющей принимать быстрые решения в процес-
се управления газоснабжением. В сложной комплексной системе управ-
ления АСДУ является связующим звеном между Единой автоматизиро-
ванной системой газоснабжения страны и территориальной АСУ город-
ского газового хозяйства. Четкое взаимодействие этих систем
обеспечивается при их полной совместимости, едином порядке получе-
ния, переработки и хранения информации, унификации документации,
идентичности их шифров и кодов.
151
Основные комплексы задач АСУ ТПРГ
Табл ица 7.1
Наименование функциональ- ной подсистемы АСУ ТП РГ Задачи Периодичность решения
1. Оперативный контроль техно- логического процесса рас- пределения газа 1. Измерение, контроль и обра- ботка технологических парамет- ров по инициативе КП (контро- лируемых пунктов) При возникновении ава- рийной или предаварийной ситуации
2. Периодическое измерение и контроль технологических па- раметров КП Устанавливается диспет- черским персоналом, но не реже одного раза в 2 часа
3. Измерение и контроль техно- логических параметров КП (вы- борочно) по инициативе диспет- черского персонала По инициативе диспетчер- ского персонала в любой момент времени
2. Оперативный контроль со- стояния техно- логического оборудования 1. Передача в ЦЦП информации об аварийных и нештатных ситуациях При возникновении, за вре- мя не более 30 с.
2. Периодический контроль со- стояния технологического обо- рудования КП Один раз в час
3. Контроль и обработка показа- телей состояния технологическо- го оборудования по инициативе диспетчерского персонала По инициативе диспетчер- ского персонала
3. Оперативный учет поступле- ния и реализа- ции газа 1. Оперативный учет поступле- ния газа в город (регион) Не реже, чем один раз в су- тки
2. Оперативный учет расхода газа потребителями То же
3. Оперативный контроль за со- ответствием плану поставок газа поставщиком » »
4. Оперативный контроль за со- ответствием плану расходов газа потребителями » »
5. Оперативный баланс поступ- ления газа в город (регион) и расхода газа потребителями Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефи- цита подачи газа — не ре- же, чем один раз в сутки
152
Окончание табл. 7.1
4. Прогнозиро- вание техноло- гического про- цесса газорас- пределения 1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион) Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефи- цита подачи газа — не ре- же, чем один раз в сутки
2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупными котельными и пром- предприятиями) То же
3. Прогнозирование суточного баланса поступления газа в город (регион) и расхода газа потреби- телями Один раз в сутки в услови- ях дефицита подачи газа
5. Анализ тех- но логическо го процесса рас- пределения газа в сетях низкого, среднего и вы- сокого давлений Анализ функционирования газо- вых сетей на основе гидравличе- ской модели процесса распреде- ления газа и электронной схемы газовых сетей, привязанной к карте (схеме) города (региона) При изменении конфигура- ции газовой сети, подклю- чении или отключении по- требителей газа, локализа- ции аварийных ситуаций и в других случаях при необ- ходимости
6. Формирова- ние и передача управляющих воздействий 1. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение по- требления газа При необходимости
2. Выдача команд на принуди- тельное сокращение подачи газа потребителям, превышающим договорные объемы поставки газа То же
3. Телерегулирование давления газа на выходах ГС, кроме ГРП потребителей » »
4. Телеуправление отключаю- щими устройствами » »
7. Автоматизи- рованный кон- троль функцио- нирования ком- плекса технических средств АСУ ТПРГ 1. Передача в ЦДЛ информации о состоянии датчикового обору- дования При возникновении неис- правности или по вызову диспетчерского персонала за время не более ЗОс.
2. Передача в ЦДП информации о состоянии функциональных блоков КП, 1111У То же
3. Передача в ЦДП информации о состоянии линии связи » »
8. Связь АСУ ТП РГ с органи- зационно- экономическими АСУ различно- го назначения 1. Обеспечение обмена инфор- мацией между АСУ ТП РГ и ор- ганизационно-экономической АСУ По мере подготовки ин- формации
2. Обеспечение передачи и приема информации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУ То же
153
7.4. УЧЕТ И БАЛАНС ГАЗА
Газ, поступающий из системы магистральных газопроводов в го-
родские или районные распределительные сети, а также газ, подавае-
мый потребителям (предприятиям, коммунально-бытовым учреждени-
ям, населению), необходимо учитывать. Учет количества газа, подавае-
мого из магистральных газопроводов, как правило, осуществляется на
газораспределительных станциях (ГРС), через которые газ поступает в
распределительные сети. Количество газа, поданного потребителям за
сутки, месяц или год, складывается из расхода газа промышленными,
коммунальными и бытовыми потребителями за тот же период времени.
Учет объема газа, передаваемого покупателю, производится кон-
трольно-измерительными приборами поставщика газа и оформляется
специальным документом. При неисправности или отсутствии кон-
трольно-измерительных приборов у поставщика газа объем переданного
газа учитывается по контрольно-измерительным приборами покупателя
газа, а при их отсутствии или неисправности — по объему потребления
газа, соответствующему проектной мощности газопотребляющих уста-
новок и времени, в течение которого подавался газ. Во избежание спор-
ных вопросов должен быть обеспечен свободный доступ к контрольно-
измерительным приборам и приборам учета расхода газа.
При отсутствии приборов учета расхода газа у бытовых потребите-
лей количество израсходованного газа определяют по усредненным
нормам, исходя из числа лиц, пользующихся газом, и размера отапли-
ваемой площади.
В связи с тем, что при подсчете количества газа к показаниям при-
боров вводят поправки на температуру и давление, у коммунальных и
промышленных потребителей кроме счетчиков и расходомеров могут
устанавливаться приборы для измерения температуры и давления (как
правило, регистрирующие). В последнее время для измерения расхода
газа к установке принимают измерительные комплексы различных ма-
рок и производителей. Измерительные комплексы, устанавливаемые на
промышленных и крупных коммунальных газопотребляющих объектах,
предназначены для учета расхода природного газа в единицах приве-
денного к стандартным условиям объема посредством автоматической
электронной коррекции показаний турбинных и ротационных счетчиков
по температуре, давлению и коэффициенту сжимаемости природного
газа, с учетом вводимых вручную значений его относительной плотно-
сти, содержания в нем азота и диоксида углерода и теплоты сгорания.
Для коммерческого учета природного газа, расходуемого бытовыми
потребителями, приведение газа к стандартным условиям производится
с помощью корректоров, устанавливаемых в комплекте с бытовыми
154
счетчиками, а при отсутствии счетчиков — введением поправочного
коэффициента, учитывающего отклонение температуры и давления газа
от стандартных условий.
Обеспечение поставок газа коммунально-бытовым организациям
и населению в периоды похолоданий при максимальных отборах газа из
газотранспортной системы может осуществляться за счет перевода ряда
потребителей на резервные виды топлива. Графики перевода разрабаты-
ваются региональными газовыми компаниями, филиалами ООО «Межре-
гионгаз», газотранспортными, газораспределительными организациями,
согласовываются с органами государственного энергетического надзора
и утверждаются местными исполнительными органами. В графики пе-
ревода включаются все организации, обязанные иметь резервные топ-
ливные хозяйства.
Под балансом газа понимают соотношение количества газа, принятого
от поставщиков и поданного потребителям. Разность в принятом и по-
данном потребителям количестве газа составляет величину потерь, или
неучтенного газа. Это объясняется утечками из-за неплотностей газовых
сетей, кроме того, некоторое количество газа уходит в атмосферу при
различных эксплуатационных работах, а часть расходуется потребите-
лями безучетно. На практике потери газа колеблются от 0,3 до 1,5 % от
объема полученного газа.
Баланс газа составляют за месяц и год. При этом необходимо иметь
в виду, что в отдельные месяцы вместо потерь может быть избыток газа.
Объясняется это тем, что часть газа подается потребителям, в частности
населению, без счетчиков, и при этом считается, что население расходу-
ет газ равномерно в течение года в точном соответствии с установлен-
ным тарифом. Фактически летом расход бывает меньше подсчитанного
по тарифу, а зимой — больше. Поэтому при составлении баланса за лет-
ние месяцы подсчитанный расход газа населением оказывается завы-
шенным, а зимой заниженным. Все это необходимо учитывать при со-
ставлении годового баланса.
7.5. КОНТРОЛЬ ЗА СТРОИТЕЛЬСТВОМ ГАЗОПРОВОДОВ
И СООРУЖЕНИЙ НА НИХ. ПРИЕМКА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Строительство газопроводов и монтаж внутреннего газооборудования
выполняют по проектам специализированные строительно-монтажные
организации, имеющие разрешение органов Ростехнадзора на производ-
ство работ. За производством работ заказчик устанавливает постоянный
технический надзор, в обязанности которого входит следующее:
разбивка трасс газопроводов;
контроль за качеством поставляемых труб и оборудования;
155
контроль за качеством земляных и монтажных работ, согласование
отступлений от проекта;
приемка и составление актов на скрытые работы;
участие в подготовке исполнительно-технической документации и в
комиссии по приемке объекта в эксплуатацию.
Независимо от наличия технадзора заказчика контроль за качеством
выполняемых работ, особенно за качеством сварки, а также приемку
изоляции и испытание газопроводов и газового оборудования на герме-
тичность должен осуществлять представитель газового хозяйства.
Вновь построенные газопроводы, а также газовое оборудование жи-
лых домов и предприятий подлежат специальной приемке, которую
осуществляют эксплуатационные организации с участием представите-
лей Ростехнадзора.
Различают приемку пооперационную и окончательную. При поопе-
рационной приемке принимают отдельные виды работ. Такую приемку
производит представитель газового хозяйства с участием технадзора.
Отдельные виды работ, как, например, проверку чистоты внутренней
полости труб, пооперационный контроль сварки обязан проводить отдел
технического контроля строительно-монтажной организации с состав-
лением соответствующих актов.
Окончательную приемку производит комиссия под председательст-
вом заказчика при обязательном участии представителей газового хо-
зяйства и Госгортехнадзора. Комиссии должны быть представлены акты
промежуточной приемки и техническая документация.
Смонтированный газопровод до засыпки его грунтом подвергают
наружному осмотру. Проверяют глубину заложения подземного или
расположение надземного (наземного) газопровода, уклоны, устройство
основания, постели или опор, длину, диаметр и толщину стенок трубо-
провода, установку запорной арматуры и других элементов газопрово-
да, тип, размеры и наличие дефектов на каждом из сварных стыковых
соединений трубопроводов, сплошность, адгезию к стали и толщину
защитных покрытий труб и соединений, а также резервуаров СУГ. По-
сле этого дают разрешение на засыпку газопровода.
Законченные строительством наружные и внутренние газопроводы
испытывают на герметичность воздухом. Газопроводы жилых, общест-
венных, бытовых, административных, производственных зданий и ко-
тельных следует испытывать на участке от отключающего устройства
на вводе в здание до кранов газоиспользующего оборудования.
Испытания газопроводов проводит строительно-монтажная органи-
зация в присутствии представителя эксплуатационной организации. Ре-
зультаты испытаний оформляются записью в строительном паспорте.
156
Испытания подземных газопроводов производят после их монтажа
в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем
на 0,2 м или после полной засыпки траншеи. Сварные стыки стальных
газопроводов должны быть заизолированы.
Подземные газопроводы, прокладываемые в футлярах на участках
переходов через искусственные и естественные преграды, испытывают
в три стадии:
после сварки перехода до укладки на место;
после укладки и полной засыпки перехода;
вместе с основным газопроводом.
Испытания участков переходов разрешается производить в одну
стадию вместе с основным газопроводом в следующих случаях:
при отсутствии сварных соединений в пределах перехода;
при использовании метода наклонно-направленного бурения;
при использовании в пределах перехода для сварки полиэтиленовых
труб деталей с закладными нагревателями или сварочного оборудова-
ния с высокой степенью автоматизации.
Результаты испытания на герметичность следует считать положи-
тельными, если за период испытания давление в газопроводе не меняется.
Строительно-монтажная организация предъявляет приемочной ко-
миссии на законченный строительством объект следующую документа-
цию в одном экземпляре:
комплект рабочих чертежей;
сертификаты заводов-изготовителей на трубы, фасонные части, сва-
рочные и изоляционные материалы;
технические паспорта заводов-изготовителей или их копии на обо-
рудование, узлы, соединительные детали, изоляционные покрытия, изо-
лирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также другие
документы, удостоверяющие качество оборудования и изделий;
инструкции заводов-изготовителей по эксплуатации газового обо-
рудования и приборов;
строительные паспорта наружного газопровода, газового ввода,
внутридомового (внутрицехового) оборудования, ГРП, резервуарной
установки СУГ;
протокол проверки сварных стыков газопровода радиографическим
методом, протоколы механических испытаний сварных стыков, прото-
кол проверки сварных стыков газопровода ультразвуковым методом и
протокол проверки качества стыков, выполненных контактной сваркой
и пайкой;
акт разбивки и передачи трассы для подземного газопровода и ре-
зервуаров СУГ;
журнал учета работ — по требованию заказчика;
157
акт приемки предусмотренных проектом установок электрохимиче-
ской защиты;
акт приемки скрытых и специальных работ для ГРП, котельных;
акт приемки газооборудования для проведения комплексного опро-
бования (для предприятий и котельных);
техническое свидетельство на примененные в строительстве им-
портные материалы и технологии.
7.6. ПРИСОЕДИНЕНИЕ НОВЫХ ГАЗОПРОВОДОВ К ДЕЙСТВУЮЩИМ СЕТЯМ
Присоединение смонтированных газопроводов к действующим се-
тям производят эксплуатационные специализированные организации
или специально подготовленные бригады газового хозяйства. Работы по
присоединению газопроводов относятся к числу наиболее ответствен-
ных газоопасных работ и их следует выполнять с точным соблюдением
правил и инструкций. Несоблюдение этих требований может привести к
ожогам, взрывам и отравлениям.
Новые газопроводы присоединяют к действующим на основании
акта приемки газопровода (ГРП) в эксплуатацию. Производителю работ
(мастеру) на каждое присоединение выдают наряд, в котором перечис-
лен состав бригады и изложены основные положения безопасного веде-
ния работ. Обязательно указывают давление, при котором разрешается
производить врезку. При меньшем давлении в случае недосмотра созда-
ется опасность падения давления до нуля и заполнения газопровода
воздухом с образованием взрывоопасной смеси. При большем давлении
практически невозможно производить сварку, так как газом сдувается
расплавленный металл, образуется большая длина пламени, от которого
может получить ожоги работающий и, кроме этого, при этом трудно
обеспечить качественную сварку.
Если присоединение газопроводов осуществляется без специальных
приспособлений, давление должно быть снижено. При присоединении к
газопроводам низкого давления наиболее просто снизить давление
можно путем изменения выходного давления ближайших регуляторов.
На газопроводах среднего и высокого давления осуществляют местное
снижение давления, закрывая задвижки или краны.
На практике применяют следующие способы присоединений:
к газопроводам низкого давления без снижения давления;
к газопроводам среднего и высокого давления после снижения
давления;
к газопроводам среднего и высокого давления без снижения давления;
после отключения действующего газопровода и полного освобож-
дения его от газа.
158
При обычных условиях газопроводы низкого давления присоеди-
няют по первому способу. Если давление превышает 3 кПа, то его не-
сколько понижают, уменьшая выходное давление на ближайших регу-
ляторах. Газоснабжение потребителей при этом обычно не прекращает-
ся, но несколько ухудшается. При сложных присоединениях, связанных
с заменой отдельных узлов, или при переключениях газопроводов их
выключают при помощи резиновых пузырей.
Присоединение к газопроводам высокого и среднего давлений при
сниженном давлении производят так же, как к газопроводам низкого дав-
ления. Снижения давления достигают закрытием ближайших к месту врез-
ки задвижек, которыми отключают участок газопровода от действующих
сетей. Газ из отключенного участка газопровода сбрасывается в атмосферу
через специальные сбросные свечи и через стояки конденсатосборников.
При достижении давления 600...800Па приступают к присоединению та-
ким же способом, как к газопроводу низкого давления. Однако у места
присоединения следует непрерывно наблюдать за давлением, так как за-
движки не всегда обеспечивают полное перекрытие газопроводов, в ре-
зультате чего давление может возрастать выше допустимого, и, наоборот,
при сбросе газа в атмосферу давление может упасть до нуля, что может при-
вести к образованию в газопроводе взрывоопасной газовоздушной смеси.
Если работу под давлением газа выполнять нельзя, газопровод присое-
диняют после его отключения и полного освобождения от газа. К такому
способу производства работ прибегают в исключительных случаях (при-
соединение в помещениях, коллекторах, вблизи работающих агрегатов).
Присоединение к действующим газопроводам является сложным и
дорогостоящим видом работ, особенно присоединение к газопроводам
высокого и среднего давления со снижением давления, поэтому число
присоединений должно быть сведено до минимума. С этой целью реко-
мендуется одновременно с прокладкой уличных газопроводов делать
ответвления (вводы) к будущим потребителям, заканчивая их отклю-
чающими устройствами.
Наиболее распространенные типы узлов присоединения к сталь-
ным газопроводам — телескопический и тавровый.
Телескопические узлы присоединения (рис. 7.1) к газопроводам диа-
метром до 300 мм при давлении до 1,2 кПа осуществляют без какого-
либо снижения давления. При этом способе присоединяемый газопро-
вод должен подходить к действующему под прямым углом с разрывом
0,5 м. Телескопический узел присоединения выполняют следующим об-
разом. На конец присоединяемого газопровода 5 надевают муфту 4
из отрезка трубы большего диаметра. Муфта должна быть такой длины,
чтобы ее можно было надеть на конец присоединяемого газопровода.
159
Если муфту надевают в процессе монтажа газопровода, то длина ее мо-
жет быть большей, чем расстояние от конца трубы до действующего
газопровода, в который производится врезка. Действующий газопровод
в месте присоединения очищают от изоляции и приваривают к нему
патрубок 2 длиной 100... 150 мм. Диаметр этого патрубка должен обес-
печивать свободный вход муфты. Обрезают заглушку на конце присое-
диняемого газопровода, а концы трубы немного развальцовывают таким
образом, чтобы муфта могла свободно двигаться и входить в патрубок.
Через приваренный патрубок 2 ацетиленовым пламенем вырезают стен-
ку (окно) в действующем газопроводе. Предварительно к этой стенке
приваривают металлический стержень (держку) для извлечения выре-
заемой стенки из патрубка. По мере перемещения резака образуется
щель, которую слесарь замазывает глиной или специальной замазкой.
Таким образом делают прорезь по всей длине окружности, оставляя
в верхней части трубы перемычку длиной в 3... 5 мм. После остывания
трубы перемычку перерубают зубилом и из патрубка с помощью стерж-
ня извлекают вырезанную стенку. В патрубок немедленно вдвигают
муфту, щель между концами патрубка и муфты заполняют асбестовым
шнуром. Нагревают и подвальцовывают концы муфты и патрубка и за-
варивают. Места соединений очищают от шлака и проверяют на герме-
тичность мыльной эмульсией. После этого узел изолируют.
Рис. 7.1. Телескопический узел присоединения
стального газопровода: 1 — действующий газопровод;
2 — патрубок; 3 — асбестовое уплотнение;
4 — муфта; 5 — присоединяемый газопровод
160
Тавровое присоединение (рис. 7.2) наиболее целесообразно выпол-
нять при пониженном давлении 0,4-..0,6 кПа, при большем давлении
становится трудно вырезать стенку в действующем газопроводе и еще
более трудно и опасно заваривать козырек. Для того чтобы применять
этот способ присоединения без снижения давления, щель между ко-
зырьком и соединительным патрубком уплотняют асбестовым шнуром.
Рис. 7.2. Тавровый узел присоединения стального газопровода:
1 — присоединяемый газопровод; 2 — действующий газопровод; 3 — вырезаемая
стенка трубы; 4 — козырек; 5 — деревянная пробка; 6 — сварной шов;
7 — соединительный патрубок; 8 — стержень для извлечения вырезанной стенки трубы
Порядок выполнения работ следующий. К предварительно очищенно-
му от изоляции действующему газопроводу 2 и концу присоединяемого
газопровода подгоняют соединительный патрубок 7. В соединительном
патрубке вырезают часть стенки — козырек 4. Патрубок (без козырька)
вставляют между действующим и присоединяемым газопроводами
и заваривают. К вырезаемой стенке действующего газопровода прива-
ривают стержень 8. Через отверстие в соединительный патрубок встав-
ляют заглушку 5 (деревянную пробку, обмазанную глиной, мешок
с глиной и т.п.). Эта заглушка при вырезке стенки (окна) в действую-
щем газопроводе препятствует поступлению газа в присоединяемый га-
зопровод и предотвращает создание в нем взрывоопасной смеси.
По внутреннему диаметру соединительного патрубка вырезают стенку
трубы действующего газопровода и образующуюся щель замазывают
глиной. После остывания из присоединяемого газопровода извлекают
заглушку и вырезанную стенку трубы и немедленно устанавливают ко-
зырек 4. Выход газа через щель предотвращают замазыванием глиной
или специальной замазкой. Заваривают козырек и место сварки очища-
ют от окалины. Места соединений при помощи мыльной эмульсии про-
веряют на герметичность и узел присоединения изолируют. Для боль-
шей надежности вваренный козырек сверху перекрывают заранее заго-
товленной накладкой и заваривают.
161
Соединение встык концов стальных газопроводов встречается при
продолжении действующего газопровода в несколько очередей, когда
новый газопровод подключается к действующему последовательно, от-
дельными участками. К этому способу прибегают также при присоеди-
нении вводов к ранее сделанным ответвлениям. Существует два типа
соединений концов труб, когда один или оба из них заполнены газом:
соединение с помощью вварки катпушки и соединение с помощью над-
вижной муфты (рис. 7.3).
Рис. 7.3. Соединение концов газопровода: а — вваркой катушки; б — надвижной
муфтой: 7 — соединяемые трубы (находятся под давлением); 2 — поперечный свар-
ной шов; 3 — муфта; 4 — продольный сварной шов; 5 — асбестовое уплотнение;
6 — упорное кольцо
Соединение с помощью вварки катушки является наиболее надеж-
ным и выполняют его в следующей последовательности. Снижают
давление в действующем газопроводе и его внутреннюю полость пере-
крывают резиновым пузырем или глиняным тампоном через вырезае-
мое окно. С концов соединяемых газопроводов удаляют (срезают) за-
глушки и на кромках труб делают фаски. Вырезают и подгоняют ка-
тушку. Катушку сначала прихватывают, а затем заваривают, как
правило, электрической сваркой. Удаляют отключающие устройства
(резиновый пузырь, глиняный тампон), заваривают или завертывают
окна (отверстия) для ввода отключающих устройств, узел проверяют
на плотность и изолируют.
К полиэтиленовым трубам ответвления присоединяют при помощи
стальных вставок, вмонтированных в процессе строительства газопро-
вода (рис. 7.4). В этом случае узел присоединения выполняют в такой
же последовательности, как при врезке в стальные газопроводы. Поли-
этиленовые трубы присоединяют также с помощью тройников, выпус-
каемых промышленностью.
162
Кодер со
Рис. 7.4. Врезка полиэтиленового газопровода в стальной
с помощью стальной вставки и с установкой полиэтиленового крана
Существует много различных приспособлений, позволяющих осу-
ществлять присоединение к действующим газопроводам без снижения
давления: аппарат конструкции С.Я. Новака (рис. 7.5), аппарат конст-
рукции М. А. Баринова, аппарат ПВГМ.
Присоединение ответвлений с помощью аппарата С.Я. Новака
производится следующим образом. К действующему газопроводу 7
приваривают заранее изготовленный переходной патрубок 75 и элек-
тросваркой соединяют его с подключаемым газопроводом 14. На фла-
нец патрубка устанавливают аппарат 13 и закрепляют его болтами.
Пробным движением тросика 5 проверяют открывание и закрывание
163
Рис. 7.5. Аппарат С.Я. Новака:
1 — действующий газопровод; 2 — спе-
циальное сверло; 3 — фреза; 4 — клапан;
5 — тросик клапана; 6 — фиксирующий
штифт; 7 — сальник тросика; 8 — вал;
9 — сальник вала; 10 — подающее уст-
ройство; И — корпус прибора;
12 — кран; 13 — камера аппарата;
14 — подключаемый газопровод;
15 — патрубок
клапана 4, после чего открытое по-
ложение клапана с натянутым тро-
сиком фиксируют, затянув саль-
ник 7. Осторожным опусканием до
упора и подъемом вала производят
проверку хода фрезы 3. Сверлят и
вырезают стенку действующего
газопровода, вращая вал 8 с помо-
щью механического привода, при
этом подачу режущего инструмен-
та производят с помощью суп-
портной втулки 10; предваритель-
но производят сверление, для того
чтобы закрепить вырезаемую
стенку на сверле 2. После оконча-
ния вырезки стенки газопровода
вал аппарата поднимают вверх до
упора и закрепляют стопорным
болтом. С помощью тросика кла-
пан закрывают, а кран 12 для сбро-
са газа открывают. Снимают аппа-
рат и на фланце патрубка устанав-
ливают заглушку, которую затем
заваривают электросваркой. Про-
веряют плотность сварных соеди-
нений и узел присоединения изо-
лируют.
Недостатками такого присое-
динения являются необходимость
уменьшения глубины заложения
присоединяемого газопровода на
20...25 см по сравнению с дейст-
вующим, неудобство выполнения
присоединения в горизонтальном
положении, вероятность заедания
троса или самой заглушки, недос-
таточная герметичность заглушки.
Несколько отличен по конструкции аппарат М.А. Баринова, в ко-
тором фреза используется только один раз. Аппарат устроен таким об-
разом, что при вращении обеспечивается поступательное движение
164
фрезы без дополнительных нажимных устройств. Недостатком конст-
рукции этого аппарата является необходимость изготовления фрезы для
каждого узла присоединения. Однако, несмотря на отмеченные недос-
татки, присоединение газопроводов с помощью этих аппаратов получи-
ло широкое распространение.
7.7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГРП И ГРУ
Вновь построенные и переоборудованные ГРП и ГРУ подлежат
обязательной приемке с участием представителя эксплуатационной ор-
ганизации. При приемке производят внешний осмотр помещения и обо-
рудования ГРП и устанавливают их соответствие проекту и техниче-
ским условиям, а также испытывают газооборудование. Освещение обя-
зательно испытывают и сдают представителю Энергонадзора.
Пуск ГРУ в эксплуатацию производят только после приемки
и представления следующей документации:
проекта ГРП;
монтажно-сварочной схемы;
паспортов оборудования и приборов;
актов испытания газового оборудования;
акта приемки освещения.
Перед пуском в эксплуатацию ГРУ трубы и аппараты продувают га-
зом с целью удаления воздуха. Оборудование можно включить в работу
только при наличии расхода газа, который создается за счет сброса
в атмосферу. Порядок пуска следующий:
1) поднимают предохранительный клапан и сцепляют рычаги для
удержания клапана в открытом состоянии;
2) разгружают рабочую мембрану регулятора;
3) открывают немного входную задвижку, чтобы пустить газ в ре-
гулятор. Под давлением поступившего газа рабочая мембрана регулято-
ра поднимается, клапан регулятора открывается, и газ поступает в вы-
ходной (сбросной) газопровод. По импульсной трубке газ подается
в надмембранную (или подмембранную) полость регулятора; наступает
равновесие мембраны, и клапан прикрывается;
4) вращением маховичка или гайки устанавливают нужный нажим
регулировочной пружины для получения требуемого давления на выходе;
5) после этого медленно открывают выходную и входную задвижки;
6) постепенным открыванием выходной задвижки регулятор вклю-
чают под нагрузку;
7) после включения регулятора под нагрузку сброс газа в атмосферу
прекращается;
8) включают и настраивают предохранительный и сбросной клапаны;
165
9) проверяют перепад давления на фильтре;
10) проверяют с помощью мыльной эмульсии герметичность всех
соединений и арматуры.
Выключение оборудования для осмотра, чистки и ремонта произво-
дят в следующей последовательности:
1) медленно открывают задвижку байпаса, следя по манометру за
давлением и поддерживая его на заданном уровне;
2) закрывают задвижку на выходе из ГРП и краны на импульсных
линиях;
3) сбрасывают газ из газопровода (между задвижками), регулятора
и импульсных линий.
Оборудование ГРП требует систематического надзора и обслужива-
ния. В состав работ по техническому обслуживанию ГРП и ГРУ входят
следующие:
профилактический обход и наблюдение за работой оборудования;
плановая проверка работы оборудования;
годовой плановый ремонт оборудования и зданий;
проверка контрольно-измерительных приборов (КИП), а также при-
боров телеуправления и телеизмерения;
устранение неисправностей, выявленных при обходе или проверке
работы оборудования.
Профилактический обход ГРП осуществляют специально обучен-
ные слесари, которые заменяют картограммы регистрирующих прибо-
ров, осматривают оборудование, проверяют по показаниям приборов
правильность их работы, записывают величину давления в журнал или
ведомость, проверяют перепад давления на фильтре. Периодичность об-
хода определяется местными условиями.
Плановая проверка (ревизия) работы оборудования и годовой пла-
новый ремонт выполняются не реже 1 раза в год с интервалами между
ними в 6 месяцев. При ревизии оборудование проверяет бригада слеса-
рей под руководством мастера или инженера. При проверке устанавли-
вают исправность работы и точность настройки оборудования при раз-
личных режимах и условиях.
Установленные в ГРП задвижки и краны проверяют на закрывание,
все соединения и арматуру — на герметичность с помощью мыльной
эмульсии. Неплотные сальники при этом перенабивают, а фланцы подтяги-
вают. При плановой проверке оборудование (за исключением фильтра) не
разбирают. Дефекты устраняют немедленно или по специальному наряду.
При годовом ремонте проверяют и ремонтируют оборудование
и отдельные узлы, выполняя при этом следующие виды работ:
проверяют ход и плотность закрытия запорной арматуры, клапанов
регулятора и предохранительных устройств;
166
проверяют (по мере надобности) плотность и эластичность мембран
регулятора и предохранительных устройств;
демонтируют, ремонтируют или заменяют отдельные узлы обору-
дования;
смазывают краны, перенабивают сальники;
проверяют и ремонтируют электроосвещение, отопление, вентиля-
цию и здание ГРП;
проверяют показания КИП;
перед началом отопительного сезона организуют проверку дымохо-
дов во всех ГРП с местными приборами отопления.
Годовой плановый ремонт оборудования производится под руково-
дством мастера или другого ИТР, и результаты ремонта заносятся
в журнал технического обслуживания ГРП.
7.8. ОХРАНА ТРУДА И ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Соблюдение правил охраны труда при эксплуатации газовых сетей,
групповых установок является залогом безаварийной работы и надеж-
ного бесперебойного газоснабжения потребителей. Для обеспечения
четкого выполнения этих правил на предприятии газового хозяйства
должна быть организована стройная система оперативного контроля по
ступеням подчиненности инженерно-технических работников.
Руководители подразделений газового хозяйства, включая началь-
ников различных служб, должны:
ежеквартально проверять выполнение мастерами должностных ин-
струкций; выборочно проверять знания правил техники безопасности
рабочими;
контролировать по журналам на участках бригад своевремен-
ность и полноту первичного и очередного инструктажей рабочих по
охране труда;
ежемесячно осуществлять оперативный контроль в своих подразде-
лениях за выполнением планов работы организационно-технических и
номенклатурных мероприятий по улучшению условий труда и технике
безопасности;
проверять на месте ведение газоопасных работ и обеспечение безо-
пасности их выполнения;
еженедельно обследовать техническую оснащенность вверенных им
подразделений автомобилями, механизмами, материалами, приспособ-
лениями, приборами, средствами пожаротушения, инструментом в со-
ответствии с утвержденными перечнями;
контролировать качество и обеспеченность исправными средст-
вами защиты в соответствии с производственными инструкциями по
охране труда.
167
Мастера (руководители подразделений служб) выполняют следующее:
ежедневно проверяют обеспеченность членов бригады исправным
инструментом, средствами индивидуальной защиты, соответствующей
выполняемым работам спецодеждой;
инструктируют членов бригады по безопасным методам ведения
работ и проверяют их знания;
осуществляют 1%-й выборочный контроль качества выполняемых
профилактических работ по обслуживанию трасс подземных газопрово-
дов, ГРП, групповых и индивидуальных газобаллонных установок. При
этом могут быть рекомендованы почасовые графики обхода трассы га-
зопровода с предварительным оставлением контрольных жетонов или
созданием искусственной, учебной неисправности в сооружениях; про-
верка прибытия рабочих в установленное почасовым графиком время
в контрольную точку; прием дежурной бригадой телефонной информа-
ции от слесарей-обходчиков в контрольное время из контрольных точек
почасового графика обхода.
Результаты оперативного контроля заносятся в соответствующие
журналы и ежемесячно разбираются на производственном совещании
ИТР предприятия газового хозяйства. Оперативный контроль за работой
начальников подразделений предприятия газового хозяйства, а также
ИТР и рабочих необходим; это повышает их личную ответственность за
соблюдение правил, норм и инструкций.
Согласно «Правилам безопасности систем газораспределения и га-
зопотребления» газоопасными считаются работы, которые выполняются
в загазованной среде или при которых возможна утечка газа. Из числа
вероятных работ, выполняемых персоналом газовых служб обязательно
под руководством инженерно-технического работника и по специаль-
ному наряду, к газоопасным относятся следующие:
присоединение новых газопроводов к действующим без отключе-
ния последних от газовой сети;
ввод в эксплуатацию газопроводов, ГРП, ГРУ и газовых сетей, агре-
гатов и приборов промышленных, сельскохозяйственных, коммунально-
бытовых потребителей (пуск газа), а также газонаполнительных пунк-
тов (ГНП), групповых установок СУГ;
плановые и внеплановые ремонты подземных, надземных и распо-
ложенных в помещениях, колодцах и туннелях действующих газопро-
водов, газового оборудования и арматуры ГРП, ГРУ, редукционных го-
ловок групповых установок, ГНП, автомобильных газонаполнительных
станций, автоцистерн для сжиженных газов;
прочистка газопроводов и заливка в них растворителей с целью
удаления гидратных образований, а также отсоединение от газопрово-
дов агрегатов, оборудования и отдельных узлов с установкой заглушек;
168
демонтаж газопроводов, отключенных от действующих сетей, консер-
вация и расконсервация их, а также оборудования сезонного действия;
первичный слив газа в резервуары групповых установок, а также
повторный его слив в резервуары групповых установок сжиженного га-
за после расконсервации на сезонную работу;
раскопка грунта в местах утечки газа;
все виды ремонта, связанные с выполнением огневых (сварочных)
работ на действующих газопроводах, в помещениях ГРП, на территори-
ях площадок групповых установок и ГНП сжиженного газа.
На работы по вводу в эксплуатацию газопроводов и пуску газа в газо-
вые сети с давлением выше 0,6 МПа, на присоединение газопроводов вы-
сокого и среднего давления без отключения газа, на работы в ГРП, на ГНП
с применением сварки и газовой резки, на снижение и восстановление дав-
ления газа в газопроводах среднего и высокого давления, связанных с от-
ключением потребителей, на отключение и последующее включение пода-
чи газа в целом на предприятие, на первичное заполнение резервуаров
сжиженным газом на ГНП кроме нарядов должны составляться непосред-
ственным руководителем-исполнителем и утверждаться главным инжене-
ром предприятия газового хозяйства специальные планы. В планах работ
должны указываться строгая последовательность проведения работ, рас-
становка людей, потребность в механизмах и приспособлениях, мероприя-
тия, обеспечивающие максимальную безопасность выполнения этих работ.
В нарядах на газоопасные работы указываются технологическая по-
следовательность выполнения работ, меры техники безопасности и не-
обходимые средства индивидуальной защиты и пожаротушения. Наря-
ды и планы на газоопасные работы оформляются и выдаются ответст-
венным за их проведение лицам под расписку заблаговременно,
обязательно регистрируются в журнале учета и выдачи нарядов. Руко-
водитель после окончания работы должен сдать наряд, зарегистрировав
его в журнале.
Для выполнения газоопасных работ организуются бригады, числен-
ность которых зависит от сложности предстоящих работ, но не менее
двух человек, причем при ведении работ в колодцах, глубоких транше-
ях, туннелях, топках агрегатов, коллекторах, ГРП и резервуарах число
работающих должно быть не менее трех. Для работы в колодцах, котло-
ванах глубиной более 2 м, в резервуарах рабочие должны надевать спа-
сательные пояса и держать наготове шланговые противогазы. При вы-
полнении этих работ на открытом воздухе с наветренной стороны по
отношению к месту выделения газа должны находиться для страховки
работающих не менее двух человек, в обязанности которых входит не-
прерывное наблюдение за работающими и воздухозаборными патруб-
ками шланговых противогазов, недопущение внесения открытого огня и
169
приближения посторонних к месту работы. Чтобы исключить новооб-
разование в местах проведения газоопасных работ, следует применять
инструмент либо обмедненный, либо смазанный солидолом, тавотом
или газовой смазкой, обувь работающих должна быть без стальных
подковок и гвоздей.
К основным мерам обеспечения безопасности при проведении газо-
опасных работ относятся следующие:
1) правильная расстановка людей для контроля за давлением и под-
держания необходимого давления газа, для охраны места работ от по-
сторонних и внесения открытого огня, для контроля за степенью загазо-
ванности с помощью газоанализаторов или газосигнализаторов;
2) запрещение курения на месте или вблизи места работ;
3) ограждение зоны работ с расстановкой необходимых предупре-
дительных знаков;
4) применение исправных инструментов, приспособлений, лестниц;
5) обеспечение всех работающих проверенными руководителем ра-
бот средствами индивидуальной защиты и пожаротушения в достаточ-
ном количестве;
6) обеспечение интенсивной вентиляции, проветривание мест зага-
зованности, а в необходимых случаях применение вентиляционных или
отсасывающих установок.
Работы по ликвидации аварии могут производиться без наряда
до устранения прямой угрозы для жизни людей и ущерба материальным
ценностям. После локализации аварии и устранения угрозы работы по
приведению газопроводов и газового оборудования в технически ис-
правное состояние должны производиться только по наряду. В тех слу-
чаях, когда авария устраняется дежурной бригадой АДС, наряд заменя-
ет установленной формы выписанная дежурным диспетчером АДС за-
явка на выполнение этих работ. Работы по ликвидации аварий АДС
может передавать газовым службам только после того, как будут приня-
ты все меры, исключающие возможность взрыва, пожара и отравления.
Обход и осмотр трасс подземных газопроводов, ГРП, осмотр и про-
ветривание колодцев, откачка конденсата из конденсатосборников и не-
испарившихся остатков из резервуаров сжиженного газа, а также запол-
нение резервуаров сжиженным газом в процессе эксплуатации, заправка
газовых баллонов автомобилей, присоединение отдельных бытовых га-
зовых приборов, ввод в эксплуатацию индивидуальных газобаллонных
установок, ремонтные работы без применения газовой сварки и резки на
газопроводах низкого давления диаметром не более 32 мм, технический
ремонт и обслуживание газового оборудования жилых домов, предпри-
ятий общественного и бытового назначения относятся к газоопасным
работам, выполняемым без специальных нарядов.
170
Техническое обслуживание и текущий ремонт газового оборудова-
ния жилых зданий, предприятий общественного и бытового назначения,
а также ввод в эксплуатацию индивидуальных газобаллонных установок
может производиться одним рабочим.
Для обеспечения безопасности всех работающих на газоопасных ра-
ботах, выполняемых по нарядам, на работах по локализации и ликвида-
ции аварий на газовых сетях, а также на работах в газовых колодцах, ре-
зервуарах и загазованных котлованах, подвалах газовые службы должны
иметь средства индивидуальной защиты. Их наличие и исправность оп-
ределяются при выдаче наряда-допуска на газоопасные работы. Каждый,
участвующий в газоопасных работах, должен иметь подготовленный к
работе шланговый или кислородно-изолирующий противогаз. Примене-
ние фильтрующих противогазов не допускается. Разрешение на включе-
ние кислородно-изолирующих противогазов дает руководитель работ.
При работе в кислородно-изолирующем противогазе необходимо
следить за остаточным давлением кислорода в баллоне противогаза,
обеспечивающем возвращение работающего в незагазованную зону.
Продолжительность работы в противогазе без перерыва не должна пре-
вышать 30 мин. Время работы в кислородно-изолирующем противогазе
следует записывать в паспорт противогаза.
Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны рас-
полагаться с наветренной стороны и закрепляться. При отсутствии при-
нудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна
превышать 15 м. Шланг не должен иметь перегибов и защемлений.
Противогазы проверяют на герметичность перед выполнением ра-
бот. Если в противогазе с зажатым концом гофрированной трубки ды-
шать невозможно — противогаз исправен.
Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытываются за-
стегнутыми на обе пряжки с грузом массой 200 кг в подвешенном со-
стоянии в течение 5 мин. После снятия груза на поясе не должно быть
следов повреждений. Карабины испытываются нагрузкой массой 200 кг
с открытым затвором в течение 5 мин. После снятия груза освобожден-
ный затвор карабина должен встать на свое место.
Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом для
крепления веревки на уровне лопаток (спины). Применение поясов без
наплечных ремней запрещается.
Спасательные веревки испытываются массой 200 кг в течение
15 мин. После снятия нагрузки на веревке в целом и на отдельных нитях
не должно быть повреждений.
Испытание спасательных поясов с веревками и карабинов должно
проводиться не реже 1 раза в месяц. Результаты испытаний оформляют-
171
ся актом или записью в специальном журнале. Перед выдачей поясов,
карабинов и веревок должен производиться их наружный осмотр. Каж-
дый пояс и веревка должны иметь инвентарный номер.
Контрольные вопросы
1. Назовите основную задачу газовых хозяйств.
2. Кто осуществляет Государственный надзор за состоянием и эксплуатацией га-
зового хозяйства?
3. Назовите основные службы газового хозяйства и их основные задачи.
4. Что такое автоматизированные системы диспетчерского управления газовым
хозяйством?
5. Как осуществляется учет расхода газа в городских газовых системах?
6. Какие вы знаете виды приемки вновь построенного газопровода в эксплуатацию?
7. Какие вы знаете способы присоединения новых газопроводов к действую-
щим сетям?
8. Как осуществляется пуск ГРП, ГРУ?
9. Какие виды технического обслуживания ГРП, ГРУ вы знаете?
10. Перечислите основные меры обеспечения безопасности работ при эксплуата-
ции систем газоснабжения.
11. Какие работы относятся к газоопасным?
8. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СЖИГАНИЯ ГАЗА
8.1. КИНЕТИКА ХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ ГОРЕНИЯ.
ЗАВИСИМОСТЬ СКОРОСТИ ХИМИЧЕСКОЙ РЕАКЦИИ ОТ ТЕМПЕРАТУРЫ.
УРАВНЕНИЕ АРРЕНИУСА
Кинетика — раздел физической химии, исследующий особенности
протекания химических реакций, их скорости и механизмы. Горение —
это процесс быстрого высокотемпературного окисления горючих ком-
понентов газообразного топлива кислородом, сопровождающийся ин-
тенсивным выделением теплоты и резким повышением температуры
продуктов сгорания. Знание основ теории горения необходимо для соз-
дания условий, обеспечивающих полное сгорание газа без химического
недожога, с минимальным содержанием вредных компонентов в про-
дуктах сгорания, устойчивого горения без отрыва и протока пламени у
огневых отверстий; для предотвращения образования застойных зон со
смесью взрывоопасного состава и т.п.
Реакции горения описываются стехиометрическими уравнениями
реакций, качественно и количественно характеризующими исходные
компоненты и продукты реакции. Изменение соотношения вступающих
в реакцию веществ приводит к изменению условий протекания реакций
и, как следствие, к изменению состава продуктов сгорания.
Н2 +0,5О2 =Н2О + 2;
СО + 0,5О2 =СО2 +2;
СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О + 2,
где 2 — тепловой эффект реакции горения или, при полном сгорании,
теплота сгорания топлива.
В общем виде
N2 —77?СО2 ч—Н2О +
(8.1)
+3,76
173
В воздухе, используемом в качестве окислителя, содержится примерно
21 % кислорода и 79 % азота, т.е. с каждой одной объемной частью ки-
79
слорода в зону горения вносится — = 3,76 объемных частей азота.
Стехиометрические уравнения реакций являются балансовыми
уравнениями, по ним нельзя судить ни о механизме, ни о скорости ре-
акций. Реакции горения протекают по цепному механизму, через про-
межуточные активные частицы — атомы и радикалы, генерируемые са-
мой реакцией, легко вступающие в соединения с исходными вещества-
ми и между собой, приводящие к образованию конечных продуктов и
новых активных частиц, способных повторять ту же цепь реакций.
Наиболее простой и изученной из разветвленных цепных реакций
является реакция горения водорода в кислородной среде. Зарождение
цепи связано при этом с образованием атомарного водорода, возни-
кающего, например, при столкновении молекул с накаленным (при тем-
пературе более 530 °C) телом или искрой:
Н2+М->Н + Н+М.
Итог единичного цикла:
Н + ЗН2 + О2 -> 2Н2О + ЗН.
Каждый из атомов водорода может дать начало новой серии превра-
щений либо рекомбинироваться в стабильную молекулу Н + Н —> Н2, за-
медляющую разветвление цепи.
Механизм высокотемпературного окисления метана и других уг-
леводородов гораздо более сложен и протекает по радикально-
цепному механизму с образованием свыше 30 промежуточных соеди-
нений (углеводородные радикалы СНз, СН2, CH, СНО, СН2О, СН3О,
оксид углерода СО, формальдегид, спирты, ароматические углеводо-
роды, оксиды азота, нитрозамины, цианистые соединения, атомарные
О, Н и их соединения ОН, Н2 и др.); некоторые из них легко продол-
жают цепную разветвленную реакцию, другие же являются достаточно
стабильными, приводят к обрыву цепи и вместе с продуктами сгорания
выбрасываются в атмосферу. В общем механизм процесса горения
включает более 100 реакций. Если составить систему дифференциаль-
ных уравнений, включающую скорости протекания этих элементарных
реакций, то решение ее численными методами дает графическое пред-
ставление механизма образования и разложения отдельных веществ
в пламени (рис. 8.1).
174
Рис. 8.1. Скорость образования различных
компонентов при горении газа
Многие из промежуточных соединений являются токсичными (СО,
Н2СО, сажистые частицы, оксиды азота), а некоторые и канцерогенны-
ми (полиароматические углеводороды, наиболее изученные из которых
бенз(а)пирен С20Н12, N-нитрозамины). Как правило, продукты неполно-
го сгорания — СО, Н2СО, СтеН„, ПАУ — появляются из-за недостаточно
качественного смешения топлива с окислителем или переохлаждения
факела из-за больших тепловых потерь. Более качественное смешение
организуется в тепловых установках при следующих условиях:
предварительном смешении топлива с окислителем;
интенсификации процессов смешения путем закрутки потоков газа
и воздуха;
подаче окислителя в зону горения в количестве, несколько превы-
шающем теоретически необходимое;
интенсификации процесса горения за счет подачи подогретого
окислителя или рециркуляции продуктов сгорания в топочный объем.
При высоких температурах происходит разложение молекул азота
воздуха и частичное окисление с образованием токсичных NO и NO2.
Существуют следующие методы снижения оксидов азота:
ступенчатое сжигание;
рециркуляция продуктов сгорания;
добавление аммиака в продукты сгорания при температуре 900... 1000 °C.
Скоростью химической реакции называется изменение концентра-
ций компонентов в единицу времени. По закону действующих масс
скорость любой химической реакции в гомогенной (однородной) смеси
пропорциональна произведению концентраций реагирующих веществ.
Для необратимой бимолекулярной реакции эта скорость
175
&=ксхс2, (82)
где к — константа скорости реакции, зависящая от природы реагирую-
щих веществ и температуры; q и с2 — концентрации реагирующих
компонентов, кмоль/м3.
Константа скорости реакции к определяется по уравнению Аррениуса:
к = к$ех^ E/RT], (% у)
где kG — предэкспоненциальный множитель, принимаемый для сте-
хиометрических гомогенных смесей равным единице; Е — энергия ак-
тивации; R — универсальная газовая постоянная; Т — абсолютная тем-
пература, К.
Энергия активации показывает минимальный уровень энергии, не-
обходимый для преодоления внутримолекулярных связей веществ,
вступающих в реакцию, и образования активных центров, обеспечи-
вающих эффективность столкновения. Скорость химических реакций
возрастает с увеличением температуры.
8.2. ПЛАМЯ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУР В ЗОНЕ ПЛАМЕНИ
Пламенем называется зона, в которой протекает реакция горения. Если
прозрачную трубку, закрытую с одного конца, заполнить гомогенной го-
рючей смесью и поджечь эту смесь у открытого конца трубки, то можно
наблюдать менискообразную пламенную зону — фронт пламени, —
перемещающуюся вдоль трубки по газообразной смеси. Перемещение
фронта пламени вызывается тем, что холодная горючая смесь перед ним
нагревается до температуры воспламенения за счет теплопроводности и
диффузии раскаленных продуктов сгорания в холодную смесь (рис. 8.2).
В зоне подогрева температура смеси повышается от 7Ь до Тс —
температуры самовоспламенения, а в зоне реакции горения возрастает
до максимального значения Тг. Процесс горения сопровождается резким
снижением концентрации горючего газа в смеси от значения Со до нуля.
Уменьшению концентрации горючего газа в зоне горения соответствует
интенсивный рост тепловыделений, обозначенный кривой qW.
Под температурой самовоспламенения (воспламеняемости, взры-
ваемости) понимается минимальная температура, до которой должна
быть нагрета газовоздушная смесь, чтобы начался самопроизвольный
процесс горения, т.е. выделения горящими частицами газа теплоты,
превышающей уровень энергии активации. Если воспламенение гомо-
генной горючей смеси газа с окислителем происходит сразу во всем
объеме, говорят о самовоспламенении.
176
Рис. 8.2. Схема распределения температурных концен-
траций пламени в трубке: Т—температура; С — концен-
трация горючего; qW— интенсивность тепловыделения
Основной метод определения температуры самовоспламенения —
метод выпуска заранее подготовленной газовоздушной смеси в вакуу-
мированный сосуд, подогреваемый в электрической цепи до появления
пламени. Для метана температура самовоспламенения составляет
650 °C, для водорода — 530 °C, для оксида углерода — 610 °C, для про-
пана — 500 °C, для бутана — 429 °C (смесь соответствующего газа
с воздухом при давлении, соответствующем нормальным условиям).
Вынужденное зажигание осуществляется доведением горючей
смеси до температуры самовоспламенения в одной или ряде точек вы-
сокотемпературным источником, открытым пламенем или электриче-
ской искрой в месте вылета газа или газовоздушной смеси из огневых
отверстий горелки в топочный объем. Теплоотвод из нагреваемой зоны
требует, чтобы интенсивность источника зажигания превышала этот
отвод теплоты. Слишком большое количество (по сравнению со сте-
хиометрическим соотношением) топлива или окислителя приводит к
дополнительным потерям теплоты на нагрев балластного количества
их и ухудшает условия воспламенения. В связи с этим различают ниж-
ний и верхний пределы воспламенения. Нижний предел соответствует
минимальному, а верхний — максимальному количеству газа в смеси,
при котором происходит воспламенение и самопроизвольное, без при-
тока теплоты извне, распространение пламени. Эти же пределы соот-
ветствуют условиям взрываемости.
Таким образом, подожженная смесь воспламеняется и горит, если
содержание газа в ней находится между нижним и верхним предела-
ми воспламеняемости. Такая смесь взрывоопасна. Чем ниже диапазон
177
пределов воспламеняемости, тем более взрывоопасен газ. Существо-
вание пределов воспламеняемости обусловлено потерями теплоты
при горении. При разбавлении горючей смеси воздухом, кислородом
или газом тепловые потери возрастают, горение прекращается после
удаления источника зажигания. Для индивидуальных газов концен-
трационные пределы определяются экспериментально и приведены
в табл. 8.1.
Таблица 8.1
Пределы воспламеняемости горючих газов при стандартных условиях
Наименова- ние газов % об. газа в смеси с воздухом Наименование газов % об. газа в смеси с воздухом
Нижний предел Верхний предел Нижний предел Верхний предел
Метан 5,3 15,0 Бутан 1,9 8,5
Этилен 2,8 28,6 Изопентан 1,3 8,0
Этан з,о 12,5 Пентан 1,4 7,8
Пропилен 2,4 10,3 Водород 4,1 74,6
Пропан 2,2 9,5 Оксид углерода 12,5 74,2
изобутан 1,8 8,4 Сероводород 4,3 45,5
Пределы воспламеняемости для смеси горючих газов, не содержа-
щих балласта, % об., определяются по правилу Ле-Шателье:
. К1+Г2+... + Г„ . _ Г1+Г2+... + К„
Ан А>н А/н Ав Ав Агв
(8.4)
где Vi, И2, ..., Vn — объемное процентное содержание отдельных горю-
чих компонентов в газе; Z1H, Z2h, •••> Агн и Ав, hw •> hm — соответст-
венно нижние и верхние концентрационные пределы воспламеняемости
отдельных горючих компонентов.
При наличии в газе небольшого количества балластных примесей
пределы воспламеняемости, % об., определяют по формулам
/ кА
1 +--- 100
z6 = / к—i — б J.
'н н К ’
юо+/н —
н 1-Б
(8.5)
где ZH, ZB — пределы воспламеняемости горючей части топлива, % об.;
Б = гСо2 + rN2 — количество балластных примесей, объемные доли от
единицы.
178
8.3. ГОРЕНИЕ В НЕПОДВИЖНОЙ СРЕДЕ. НОРМАЛЬНАЯ СКОРОСТЬ
РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЛАМЕНИ. КРИТИЧЕСКИЙ ДИАМЕТР
Итак, при вынужденном зажигании однородной горючей газовоз-
душной смеси в трубке возникает пламя; фронт пламени перемещается
вдоль трубки с определенной скоростью, захватывая все новые объемы
смеси горючего и окислителя. Фронт пламени имеет менискообразную
форму из-за теплоотвода через стенки трубки и торможения реакции
горения у стенки.
Линейная скорость, с которой фронт пламени перемещается по од-
нородной горючей смеси, называется равномерной скоростью распро-
странения пламени, которая зависит от вида газа, его содержания в сме-
си и диаметра трубки.
Минимальная скорость для всех горючих газов соответствует ниж-
нему и верхнему пределам воспламенения, а максимальная — смеси с
количеством воздуха, несколько меньшим стехиометрического соотно-
шения. При увеличении диаметра трубки снижается влияние ее стенок
на процесс горения и равномерная скорость распространения пламени
увеличивается. При очень малых диаметрах распространение пламени
становится невозможным, т.к. возрастает отношение площади поверх-
ности трубки к объему, и теплоотвод через стенки превышает тепловы-
деления в трубке. Размеры трубок, каналов и щелей, при которых не
происходит распространение пламени, называются критическими раз-
мерами. Критический диаметр для холодной смеси метана с воздухом
составляет 3 мм, для водорода с воздухом — 9 мм. Критический размер
щели для метановоздушной смеси — 1,2 мм. Свойство погасания пла-
мени в каналах малого сечения широко используется на практике для
огнепреградителей, для стабилизации газовых горелок и др.
Для сравнительной характеристики горючих свойств газов незави-
симо от диаметра трубки введено понятие нормальной скорости рас-
пространения пламени — это скорость, отнесенная к холодной, еще не
воспламенившейся смеси, с которой пламя перемещается по нормали к
ее поверхности.
"н=юр—. (86)
где Ор — равномерная скорость распространения пламени, м/с; г — ра-
диус трубки, м; S — площадь поверхности искривленного фронта пла-
мени, найденная его фотографированием и расчетом, м2.
Очень важно знать нормальную скорость на практике для определе-
ния устойчивой работы горелок, для решения вопросов взаимозаменяе-
мости газов. Для стехиометрических смесей нормальная скорость опре-
деляется
179
и
см
н
г\и\ + г2и2 + • • • + гпип
гх+г2+... + гп
(8.7)
где wz — нормальная скорость распространения пламени отдельных
компонентов, м/с; rz — объемное содержание отдельных компонентов в
сложном газе.
Наличие балластных примесей в газе снижает нормальную скорость
распространения пламени. Для забалластированных газов
и® = «нМ(1 -0,01N2 -0,012С02), (8.8)
где N2, СО2 — объемная доля балласта в газе.
На скорость распространения пламени значительное влияние ока-
зывает температура смеси:
(8.9)
где //', — нормальная скорость распространения пламени смеси, подогретой
до температуры V, К; иИ —то же, для холодной смеси с температурой 7.
Равномерное распространение пламени в трубке возможно при ее
небольшой длине и постоянном давлении, близком к атмосферному.
При большой длине трубки, заполненной газовоздушными и особенно
газокислородными смесями с высокими значениями нормальной скоро-
сти, возникает ударная волна, повышающая давление и нагревающая
горючую смесь до температуры самовоспламенения. Горение переходит
в детонационное со сверхзвуковыми скоростями, давление увеличива-
ется в 30.. .40 раз и приводит к разрушению трубки.
Определение нормальной скорости распространения пламени
методом запаянной трубки. Трубку 1 заполняют подготовленной газо-
воздушной смесью (рис. 8.3). Баллон 3 с инертным газом, объем которого
в 80... 100 раз превышает объем трубки, служит для поддержания посто-
янного давления в процессе горения. Кран 4 открывают, и смесь поджи-
гают запалом 2. Фронт пламени, перемещающийся к запаянному концу
трубки, фотографируют или снимают кинокамерой. Замеряют время про-
хождения и вычисляют равномерную скорость распространения пламени:
Ор=х, <81°)
где т — время прохождения, с.
Измеряют по фотографии поверхность искривленного фронта пла-
мени S и вычисляют нормальную скорость распространения пламени по
формуле (8.6).
180
Рис. 8.3. Схема экспериментальной установки:
1 — трубка из тугоплавкого стекла; 2 — запал;
3 — баллон с инертным газом; 4 — кран
Рис. 8.4. Схема работы
горелки Бунзена
Метод Гюи — Михельсона для определения нормальной скорости
распространения пламени. Выше был рассмотрен процесс перемещения
фронта пламени в неподвижной горючей смеси. Теоретически этот фронт
может быть остановлен, если создать встречное движение газовоздушной
смеси со скоростью, равной нормальной скорости распространения пламе-
ни, например на поверхности внутреннего конуса горелки Бунзена
(рис. 8.4). Регулированием состава газовоздушной смеси, вытекающей из
устья горелки, можно добиться устойчивого и резко очерченного конуса
горения. Боковая поверхность этого конуса, т.е. фронт пламени, стремится
к перемещению к газовоздушной смеси, вытекающей из горелки. Пламя
распространяется по нормали к поверхности воспламенения в каждой его
точке. Стабильность формы этого конуса обеспечивается равенством нор-
мальной скорости распространения пламени и
противоположно направленной ей составляю-
щей скорости потока газовоздушной смеси.
С помощью горелки Бунзена можно опреде-
лить нормальную скорость распространения пла-
мени динамическим методом, получившим на-
звание метода Гюи — Михельсона. Для прибли-
женных технических расчетов можно считать,
что конус имеет правильную форму. Из тре-
угольника скоростей видно, что
V И(1 + а,Иг)
= G)H = coscp; co„ = A T<
(8.И)
где Исм — объем газовоздушной смеси, м3; l\ —
объем сжигаемого газа, м3; Ит — теоретический
объем воздуха, необходимого для горения, м3.
Из А АВС, подобного треугольнику скоростей, определим
АВ _ R
ВС л/я2 +h2
cos<p =
(8.12)
181
ин =C0„COS(p = (0„
R _ Гг(1 + а,Гт)А
л/я2+Л2 лЯ27л +/»2 ’
, _ Гг(1+а1Гт)
лТ?7я2+Л2
(8.13)
(8.14)
Для более точного определения фронт пламени фотографируют, де-
лят конус на несколько усеченных конусов и определяют площадь по-
верхности фронта пламени.
Для горелок с высокой тепловой мощностью (в промышленных пе-
чах, котлах и т.п.) горение происходит, как правило, в турбулентном по-
токе. При переходе ламинарного потока в турбулентный гладкий ко-
нусный фронт пламени вследствие вихревого движения и пульсаций
начинает размываться и терять четкое очертание. Различают мелкомас-
штабную турбулентность и крупномасштабную.
При мелкомасштабной турбулентности, не превышающей толщины
зоны ламинарного горения, конус сохраняет форму, хотя толщина зоны
горения несколько увеличивается. Если же масштаб турбулентности
превышает толщину зоны нормального горения, поверхность конусного
пламени становится неровной, образуются как бы выступы и впадины.
Это приводит к увеличению суммарной площади поверхности фронта
горения; волнение поверхности фронта пламени приводит к отрыву от-
дельных горячих частиц, дробящихся последующими пульсациями.
Фронт пламени теряет свою целостность и превращается в систему от-
дельных очажков, сгорающих в потоке газовоздушной смеси как на по-
верхности, так и в объеме.
Турбулентная скорость вычисляется обычно по эмпирической формуле
wT = + (8 15)
где В — безразмерный коэффициент, зависящий от вида газа (В »1);
со' — средняя квадратичная пульсационная скорость.
8.4. РАСЧЕТЫ ГОРЕНИЯ
Расчеты горения выполняются по стехиометрическим уравнениям
реакций горения и включают определение объемов воздуха и продуктов
сгорания на один кубический метр сжигаемого газа. Теоретический
объем сухого воздуха для горения, м3/м3:
Кс = 0,5Н2 + 0,5СО + 2СН4 + 3,5С2Н5 +... + У | т + - |СШНИ - О2 | • (8-16)
Т ЮО I 4’25 4J т » 21
182
При наличии влажного воздуха учитывается объем содержащихся в
нем паров влаги:
Ктвл =ИТС +0,00124б/вИтс, (8.17)
где dB — содержание паров влаги в воздухе, г/м3.
Действительный расход воздуха, м3/м3:
Гвд=Гта, (8.18)
где а — коэффициент избытка воздуха.
Объем продуктов сгорания, м3/м3, определяется по следующим
формулам:
((тС = +о2 + 'l 12О + +2 + ^О2 ’ (8 19)
1'со2 =0,01(СО + Х'«С„1Н„+С02); (8.20)
1'н2О = 0,01[н2 + +0,00124^ +</в11с)> (8.21)
rN2 = 0,79ссГт + 0,01N2; (8.22)
Kq2 = 0,21(а-1)Ктс, (8.23)
где Н2, СО, СО2, CWH„, ... — содержание отдельных компонентов в газе,
% об.; dr и б/в — влагосодержание газа и воздуха, г/м3.
В зависимости от условий протекания процесса различают следую-
щие температуры горения.
Жаропроизводитпельностъ /ж — максимальная температура продук-
тов полного сгорания газа в адиабатических условиях с коэффициентом
избытка воздуха а = 1,0 при нормальной температуре газа и воздуха,
равной 0 °C:
X V£pi ^СО2 ^РСО2 + ^H2oQh2O + Ч Q>N2
Калориметрическая температура горения /к — температура, кото-
рая определяется с учетом фактической начальной температуры газа и
воздуха и действительного коэффициента избытка воздуха:
_ (2н + #физ _QH + Cpdr + zg 25ч
X V£pi ^CO2 Q>CO2 + ^H2oQh2O + *N2 Q>N2
183
При температурах выше 1600 °C возможна реакция диссоциации ди-
оксида углерода и водяного пара, протекающая с поглощением теплоты.
Теоретическая температура /т учитывает поправку на эндотермиче-
ские реакции диссоциации:
t . О? +^фнз ~9ДИс +1206ГСО2)
X V£pi *СО2 Qco2 + ^H2oQh2O + % Q>N2
где a, b — степень диссоциации водяного пара и диоксида углерода,
% об. от исходного количества.
Действительная (расчетная) температура продуктов сгорания /д —
максимальная температура, которая достигается в самой нагретой части
факела реальных тепловых установок:
tR = t^ (8.27)
где т] — пирометрический коэффициент, установленный для различных
печей по эксплуатационным данным.
8.5. МЕТОДЫ СЖИГАНИЯ ГАЗА. УСТОЙЧИВОСТЬ ГОРЕНИЯ
Процесс горения газа складывается из смесеобразования, подогрева газа
до температуры самовоспламенения и химической реакции горения, т.е.
^гор — ^см *" ^под ^хим — ^физ *" ^хим > (8.28)
где тгор — общая продолжительность горения; тсм — время смесеобра-
зования; тпод — время подогрева; Тфиз — одолжительность физической
стадии (Тфиз = тсм + тпод); тхим — продолжительность химической стадии.
Время подогрева и химической стадии очень невелико, поэтому бы-
строта и качество перемешивания топлива с окислителем (воздухом)
определяют скорость и полноту сгорания газа, длину и температуру
пламени. В зависимости от места и способа смесеобразования различа-
ют кинетический, диффузионный и промежуточный способы сжигания.
При кинетическом методе сжигания к месту горения подается зара-
нее подготовленная гомогенная газовоздушная смесь при минимальном из-
бытке первичного воздуха (а! =1,02... 1,03). В этом случае в зоне горения
тсм = 0- Такой метод обеспечивает высокую интенсивность горения, не-
большую длину пламени и наибольшую полноту сгорания, т.е. отсутствие
химического недожога. Однако такое пламя очень неустойчиво, поэтому
необходима его надежная стабилизация. Этот метод реализуется в инжек-
ционных горелках с полным предварительным смешением газа и воздуха с
ccj >1,0.
184
При диффузионном методе горения газ и воздух подаются в зону го-
рения раздельно, т.е. oq = 0, и процессы смешения и горения развиваются
параллельно, поэтому время горения увеличивается. Особенностями этого
метода являются высокая устойчивость пламени, сравнительное постоян-
ство температур по всей длине пламени, большие размеры пламени и све-
тимость его из-за неизбежного протекания пиролитических процессов
термического разложения углеводородов и, как следствие, наличие хими-
ческого недожога. Горелки, работающие по диффузионному принципу,
отличаются простотой изготовления и надежностью, но для развития диф-
фузионного факела требуются топки больших размеров.
Промежуточный способ осуществляется, когда из устья горелки
выходит газ, смешанный с частью необходимого воздуха (0(4 < 1,0). Ус-
тойчивость пламени и прозрачность его зависят от содержания первич-
ного воздуха (oq < 1,0). По этому принципу работают все газовые аппа-
раты, оборудованные инжекционными горелками неполного предвари-
тельного смешения.
В зоне горения устанавливается динамическое равновесие между
стремлением пламени продвинуться навстречу потоку газовоздушной
смеси и стремлением потока отбросить пламя от горелки. Однако такое
равновесие наблюдается в определенном, очень узком интервале скоро-
стей истечения газовоздушной смеси из горелки (рис. 8.5).
О
Рис. 8.5. Пределы отрыва и проскока пламени:
1 — проскок в свободном факеле; 2 — отрыв пламени;
3 — проскок в топочной камере с туннелем
Отрыв пламени возникает, когда скорость истечения газовоздуш-
ной смеси во всех точках фронта горения превышает скорость распро-
странения пламени. Тогда пламя, отрываясь от горелки, полностью или
частично гаснет. Отрыв пламени может происходить при розжиге или
выключении горелок, а во время работы — из-за быстрого изменения
185
нагрузки или при чрезмерном разрежении в топке и может иметь место
у всех типов горелок. Отрыв пламени может привести к загазованности
топки и газоходов, а также к накоплению в помещении газов.
Проскок пламени (обратный удар) возникает в случае, если скорость
распространения пламени в какой-либо точке превысит скорость исте-
чения газовоздушной смеси. Проскок чаще всего происходит при рез-
ком снижении нагрузки горелки. В результате может произойти пере-
грев горелки, а также хлопок внутри нее, прекращение горения и выход
газа в помещение. Проскок пламени может быть только у горелок с
предварительным смешением газа и воздуха.
Таким образом, устойчивая работа горелки наблюдается, когда
® <®отр- (8.29)
Уменьшение содержания первичного воздуха в смеси расширяет
пределы устойчивого горения. Область устойчивого горения располагается
между кривыми отрыва и проскока пламени, следовательно, от ширины
этой зоны зависит степень регулирования работы газовой горелки. Пре-
делы устойчивой работы расширяются, если применять стабилизаторы.
Предотвращение проскока пламени достигается увеличением ско-
рости выхода газовоздушной смеси из насадка горелки и отводом теп-
лоты от него. Конструктивно это решается сужением насадка на выходе
и установкой теплоотводящих пластин, ребер, решеток с большим чис-
лом мелких отверстий (размерами меньше критического диаметра),
а также воздушным и водяным охлаждением насадка.
В промышленных горелках часто требуется обеспечить большую
тепловую мощность при малых размерах горелочных устройств, что
приводит к увеличению скорости вылета газовоздушной смеси и опас-
ности отрыва пламени. Для стабилизации пламени необходимо создать
у устья горелки условия для надежного воспламенения газовоздушной
смеси. Это достигается применением стабилизаторов и аэродинамиче-
скими методами. Из последних наибольшее распространение имеет за-
кручивание воздушного потока, создающего зоны рециркуляции горя-
чих продуктов сгорания около выходного сечения смесителя. В качест-
ве стабилизаторов пламени применяются керамические туннели,
зажигательные пояса, тела плохо обтекаемой формы (рис. 8.6).
Для стабилизации пламени инжекционных и других горелок, выдаю-
щих осесимметричные газовоздушные струи, широко применяются огне-
упорные цилиндрические туннели с внезапным расширением их сечения,
в которых происходит воспламенение и горение смеси (рис. 8.6, а). Стаби-
лизирующее действие такого туннеля основано на периферийной рецирку-
ляции части раскаленных продуктов горения, возникающей за счет созда-
186
ваемого струей разрежения. Это приводит к непрерывному тепломассооб-
мену между раскаленными газами и втекающей в туннель холодной го-
рючей смесью и ее зажиганию с периферии. Способствует стабилизации
пламени и высокая температура стенок туннеля, более чем в 2 раза пре-
вышающая температуру самовоспламенения природного газа.
Рис. 8.6. Стабилизаторы горения: а—туннель с внезапным расширени-
ем (осесимметричная струя); б—то же, закрученная струя; в — конический
туннель при закрытом потоке; г—тела плохо обтекаемой формы; д — коль-
цевой стабилизатор (в виде устойчивого кольцевого пламени); е — кольце-
вой стабилизатор со вспомогательным кольцевым пламенем
Для стабилизации пламени горелок, выдающих закрученную газо-
воздушную смесь, применяются как цилиндрические туннели, так и ко-
нические с углом раскрытия 30...60° (рис. 8.6, в). Стабилизирующее дей-
ствие при закрученном потоке вызывается тем, что на периферии туннеля
возникает большее давление, чем в его центральной части. Это приводит
к приосевой рециркуляции части раскаленных продуктов горения и под-
жиганию втекающей в туннель холодной газовоздушной смеси изнутри.
Так как закрутка струи приводит к резкому увеличению угла раскрытия
потока, длину туннелей ограничивают толщиной кирпичной стены,
на которой размещают газовые горелки.
В тех случаях, когда установка туннелей невозможна или нецелесо-
образна, для стабилизации пламени применяют тела плохо обтекаемой
формы, размещаемые в потоке газовоздушной смеси на выходе ее из огне-
вого канала горелки (рис. 8.6, г, д'). Воспламенение смеси при этом про-
исходит на периферии стабилизатора, за которым возникает частичная
рециркуляция раскаленных газов, поджигающих горючую смесь изнутри.
Стабилизирующее действие таких устройств ниже, чем туннелей, и зави-
сит от состава смеси, а также конструкции и размеров стабилизатора.
187
В инжекционных одно- и многофакельных горелках широко исполь-
зуются стабилизаторы горения, образующие вспомогательное кольцевое
пламя. Такой стабилизатор выполняется в виде специального огневого
насадка горелки (рис. 8.6, е), в котором около 10 % газовоздушной смеси
ответвляется через боковые отверстия в кольцевую полость, сечение ко-
торой значительно больше суммарной площади боковых отверстий. Ста-
билизирующее действие этого устройства основано на предотвращении
разбавления основного потока в корне факела избыточным воздухом, су-
жающим пределы его устойчивости, а также на подогреве и поджигании
кольцевым пламенем основного потока по всей его периферии. Устойчи-
вость кольцевого пламени при отрыве достигается за счет такого соот-
ношения сечений огневого кольца и боковых отверстий, при котором
скорость газовоздушной смеси в кольцевой полости не превышает нор-
мальную скорость распространения пламени. Для предотвращения про-
скока пламени в смеситель горелки размеры боковых отверстий, форми-
рующих кольцевое пламя, принимаются меньше критических.
Контрольные вопросы
1. Что такое горение?
2. Дайте определение пламени. Что такое температура самовоспламенения?
3. Что такое равномерная и нормальная скорость распространения пламени?
4. Как определить нормальную скорость распространения пламени?
5. Приведите формулы определения теоретического объема сухого воздуха и
продуктов сгорания при сжигании 1 м3 газа.
6. Что такое жаропроизводительность, калориметрическая, теоретическая и дей-
ствительная температуры? Как их определить?
7. Из каких процессов складывается горение газа?
8. Назовите методы сжигания газа.
9. Что такое проскок и отрыв пламени? Перечислите методы борьбы с ними.
9. ГАЗОВЫЕ ГОРЕЛКИ
9.1. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГОРЕЛОК
Согласно [16] горелка — это устройство, обеспечивающее устойчи-
вое сгорание топлива и возможность регулирования процесса горения.
К горелкам предъявляются следующие требования:
создание условий для полного сгорания газа с минимальным избыт-
ком воздуха и выходом вредных веществ в продуктах сгорания;
обеспечение необходимой теплопередачи и максимального исполь-
зования теплоты сгорания газового топлива;
наличие пределов регулирования не меньших, чем требуемое изме-
нение тепловой мощности агрегата;
отсутствие сильного уровня шума (не более 85 дБ);
простота конструкции, удобство ремонта и безопасность в экс-
плуатации;
возможность применения автоматики регулирования и безопасности;
соответствие современным требованиям промышленной эстетики.
К основным техническим характеристикам горелок [16] относятся
следующие.
Тепловая мощность, кВт, — количество теплоты, выделяющейся
при полном сгорании секундного расхода газа, проходящего через го-
релку. Различают номинальную, максимальную и минимальную тепло-
вую мощность горелок. Номинальная тепловая мощность — макси-
мально достигнутая мощность при длительной работе горелки с мини-
мальным коэффициентом избытка воздуха и при допустимой по уста-
новленным нормам химической неполноте сгорания. Минимальная теп-
ловая мощность определяет тот нижний предел работы горелки с коэф-
фициентом избытка воздуха а = 1,1, при котором горелка работает ус-
тойчиво. Максимальная тепловая мощность составляет 0,9 от мощно-
сти, соответствующей верхнему пределу работы горелки.
189
Коэффициент предельного регулирования по тепловой мощности
(диапазон устойчивой работы горелки) — отношение максимальной те-
пловой мощности горелки к минимальной.
Коэффициент рабочего регулирования — отношение номинальной
тепловой мощности горелки к минимальной.
Давление газа и воздуха перед горелкой, Па, подразделяется на но-
минальное, максимальное и минимальное. Номинальное соответствует
номинальной тепловой мощности, максимальное и минимальное соот-
ветственно максимальной и минимальной тепловым мощностям горелки.
Удельная металлоемкость, кг/кВт, — отношение массы горелки к
ее номинальной тепловой мощности.
Шумовая характеристика — уровень звукового давления, создавае-
мого при работе горелки в зависимости от спектра частот. Уровень шума
горелок, работающих во всем диапазоне изменения расхода газа, не должен
превышать 85 дБ на расстоянии 1 м от горелки и на высоте 1,5 м от пола.
Номинальная относительная длина факела — расстояние по оси
факела от выходного сечения горелки, измеренное при работе с номи-
нальной тепловой мощностью в калибрах выходного сечения, до точки,
где концентрация оксида углерода при коэффициенте избытка воздуха
а = 1 составляет 95 % от максимального значения.
Давление (разрежение) в камере сгорания, Па, — давление (разре-
жение) в камере сгорания в зоне выходного сечения горелки при номи-
нальной тепловой мощности.
Коэффициент избытка первичного воздуха oq показывает, какая
часть воздуха от теоретически необходимого для сгорания газа подается
в горелку предварительно (до пламени).
Коэффициент избытка вторичного воздуха сс2 показывает, какая
часть воздуха от теоретически необходимого для сгорания газа подается
непосредственно к пламени из окружающего пространства.
Объемный коэффициент инжекции, или кратность инжекции, пока-
зывает отношение объема первичного воздуха к объемному расходу газа.
9.2. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ ГОРЕЛОК
В соответствии с [17] по способу подачи воздуха и коэффициенту
избытка первичного воздуха оц горелки могут быть разделены на диф-
фузионные (cq = 0), инжекционные (cq > 1 и cq < 1), с принудительной
подачей воздуха (дутьевые). Этот признак наиболее полно характеризу-
ет конструктивные и эксплуатационные особенности газогорелочных
устройств.
190
Кроме того, горелки классифицируются по следующим характе-
ристикам:
номинальному давлению газа и воздуха (низкого, среднего и высо-
кого давлений);
теплоте сгорания газа (с низкой — до 16 МДж/м3, средней —
16... 30 МДж/м3 и высокой — более 30 МДж/м3 теплотой сгорания топлива);
номинальной тепловой мощности горелок (менее 0,2; 0,2...0,4;
0,4...0,8; 0,8... 1,6МВт);
номинальной относительной длине факела (беспламенные, до 10
калибров, 10... 16, 16...25 калибров);
локализации пламени (свободные факелы; в огнеупорном туннеле;
на огнеупорной поверхности; на металлической сетке).
Диффузионные горелки. В диффузионных горелках газ сжигается
по диффузионному принципу. Пламя длинное с невысокой температу-
рой, желто-белого цвета, с сажистыми частицами в верхней части при
наличии недожога. Требуется большой объем топочной камеры.
Диффузионные горелки применяют в основном для сжигания ис-
кусственных газов, так как для сжигания 1 м3 этих газов требуется не-
большой объем воздуха. Для сжигания природных и сжиженных газов
эти горелки применяются ограниченно, в основном на производстве, где
требуется длинный светящийся факел с равномерной температурой по
длине (мартеновские, цементные, стекловаренные печи, а также пла-
вильные печи, где требуется высокая степень чистоты пламени и темпе-
ратура до 1000 °C).
Наиболее распространенные конструкции диффузионных горелок
приведены на рис. 9.1. Наиболее простые из них представляют собой
трубу с высверленными отверстиями. Расстояние между отверстиями
выбирается с учетом скорости распространения пламени от одного от-
верстия до другого.
Рис. 9.1. Схемы диффузионных горелок
К промышленным горелкам диффузионного типа относятся подо-
вые щелевые горелки. Обычно они представляют собой трубу диамет-
ром до 50 мм, в которой просверлены отверстия диаметром до 4 мм в
два ряда. Коллектор горелки размещается над колосниковой решеткой в
191
кирпичном канале. Канал представляет собой щель в поде котла. Про-
цесс смешения газа с воздухом осуществляется в специальной щели,
сделанной из огнеупорного кирпича.
Форкамерные горелки являются разновидностью подовых горелок и
их дальнейшим усовершенствованием. Они имеют индивидуальные ке-
рамические смесители и общий туннель.
Инжекционные горелки. В инжекционных горелках воздух для го-
рения поступает полностью (oq > 1) или частично (cq < 1) (рис. 9.2) за
счет кинетической энергии струи газа, истекающего из сопла. Процессы
смешения газа с воздухом для горения в этих горелках полностью или час-
тично разделены. Инжекционные горелки широко распространены в теп-
ловых агрегатах (печах, котлах средней мощности).
Рис. 9.2. Схемы инжекционных горелок: а — cq > 1; б — сц < 1:
1 — сопло; 2 — инжектор; 3 — горловина; 4 — диффузор; 5 — насадок;
6 — воздушная заслонка; 7 — огневые отверстия; 8 — коллектор
Газ, вытекая из сопла с большой скоростью, за счет кинетической
энергии струи засасывает в инжектор из окружающего пространства
воздух в количестве, необходимом для полного сгорания газа. Интен-
сивное смешение газа с воздухом начинается в горловине и заканчива-
ется в диффузоре. Выравнивание скоростей происходит в конфузорном
огневом насадке. Коэффициент первичного воздуха cq можно регули-
ровать перемещением заслонки 6. Горение происходит по кинетическому
принципу. Для этих горелок требуется небольшой объем топок и стаби-
лизация пламени. Горелки относятся к горелкам среднего давления
(Р=1О...8О кПа, производительность до 1000 м3/ч по природному газу).
192
При ат < 0,4 горение приближается к диффузионному, то есть име-
ет место недожог. Такие горелки работают на низком давлении газа (до
2 кПа). Во избежание проскока пламени cq выбирают таким, чтобы
первичная смесь была негорючей (для природного газа ат <0,59). Го-
релки с «]<1 требуют организованного подвода вторичного воздуха,
при установке в топках необходимо разрежение; обеспечивают сжига-
ние по промежуточному принципу, имеют большую, чем для горелок с
aj > 1, устойчивость к проскоку и отрыву, поэтому стабилизаторы не
требуются. Насадки обычно многофакельные различной формы. Часто
эти горелки атмосферные. Широко применяются в бытовых газовых
приборах, водонагревателях, ресторанных плитах, малых секционных
котлах, отопительных печах, в лабораторной практике и т.д. Все инжек-
ционные горелки саморегулируемые, т.е. количество подсасываемого
воздуха зависит от давления газа.
Инжекционные горелки низкого давления получили очень большое
распространение — ими оборудованы все бытовые плиты и водонагре-
ватели, они широко применяются в коммунально-бытовых установках
и небольших отопительных котлах. Инжекционные горелки низкого
давления имеют небольшую производительность, обычно не превы-
шающую 10 м3/ч природного газа. Они работают без разрежения или
с небольшим разрежением в топке (10...30 Па). Шум при работе этих
горелок незначителен.
Горелки инфракрасного излучения работают по принципу беспла-
менного сжигания газа и относятся к горелкам низкого давления полно-
го предварительного смешения газа с воздухом, у которых газовоздуш-
ная смесь сгорает вблизи поверхности горелочного насадка без види-
мых факелов пламени. Горелочный насадок выполнен в виде пористой
керамической или металлической плитки с мелкими сквозными отвер-
стиями. Живое сечение отверстий составляет 45...50% поверхности
плитки. Характерной особенностью инфракрасных горелок является
способность передавать значительную часть тепла в виде излучения от
раскаленной до температуры 750...950 °C поверхности огневого насад-
ка, при этом 50...60 % тепла передается в виде лучистой энергии. Лучи-
стый нагрев достаточно эффективен и экономически выгоден. Наилуч-
шие результаты дают инфракрасные лучи, которые мало подвержены
поглощению и рассеиванию и обладают большой проницаемостью.
Обычно горелки инфракрасного излучения выполняют с инжекционным
смесительным устройством типа трубки Вентури (рис. 9.3).
193
Рис. 9.3. Схема горелки инфракрасного из-
лучения: 1 — рефлектор; 2 — керамический
(металлический) насадок;
3 — инжектор-смеситель; 4 — форсунка;
5 — распределительная коробка
Горелки имеют дополни-
тельный элемент — рефлек-
тор, служащий для направле-
ния потока лучистой энергии
и защиты горелочного насад-
ка от попадания влаги и за-
дувания ветром. В связи с
тем, что горелки инфракрас-
ного излучения работают
преимущественно на низком
давлении и должны при этом
обеспечивать полный подсос
воздуха и равномерное пере-
мешивание его с газом, необ-
ходимо правильно выбирать
габариты горелок и обеспечивать их высококачественное изготовление
и монтаж. Существуют горелки, в которых смесь распределяется по па-
раболической или сферической поверхности специального рефлектора,
выполненного из огнеупорного материала.
В промышленных печах и котлах применяются панельные излу-
чающие горелки. Горелки инфракрасного излучения работают на при-
родном и сжиженном газе.
В инжекционных горелках среднего давления весь необходимый для
горения воздух поступает в качестве первичного и засасывается струей
газа. Пределы регулирования давления газа у инжекционных горелок
среднего давления, за исключением горелок с пластинчатыми стабили-
заторами, значительно меньше, чем у инжекционных горелок низкого
давления. Верхний предел регулирования по давлению не превышает
40...50 % и ограничивается вследствие появления в продуктах горения
химического недожога.
Преимуществом инжекционных горелок среднего давления являет-
ся постоянство коэффициента инжекции, недостатком — возникновение
сильного шума и вибрации во время работы. Для уменьшения шума ре-
комендуется устанавливать на горелке глушитель, который закрывает
торцевую часть, обращенную в сторону обслуживающего персонала.
Вторым существенным недостатком большинства горелок этого типа
является недостаточный диапазон регулирования, что приводит к уста-
новке на каждом котле или печи по несколько горелок.
По способу осуществления процесса горения инжекционные горел-
ки среднего давления разделяются на горелки беспламенные (коротко-
факельные) и пламенные (длиннофакельные). У беспламенных горелок
горение подготовленной газовоздушной смеси происходит в раскален-
194
ном огнеупорном керамическом туннеле или в раскаленном топочном
объеме. При этом горение протекает с коротким видимым факелом или
без видимого факела. Газовоздушная смесь у этих горелок поступает в
туннель или топочный объем через горелочное отверстие (обычно круг-
лого сечения в насадке), плотно примыкающее к туннелю или топочно-
му объему. Стабилизатором горения этих горелок служит раскаленный
туннель из огенупорного материала или раскаленная футеровка топки.
У инжекционных горелок среднего давления пламенного типа горе-
ние происходит в конце насадка. Для предотвращения наибольшей
опасности при работе горелок — отрыва пламени — в топке оборудуют
специальные горки из огнеупорных материалов. Раскаленные горелки
обеспечивают воспламенение вытекающей из них газовоздушной смеси,
тем самым предотвращая отрыв пламени. В других типах пламенных го-
релок для предотвращения отрыва пламени предусматривается устройст-
во особых полостей, куда отводится часть газовоздушной смеси для об-
разования застойных зон пламени и постоянного воспламенения выте-
кающей из горелки газовоздушной смеси.
Горелки с принудительной подачей воздуха иногда называют
дутьевыми или двухпроводными. Воздух, необходимый для горения,
нагнетается в горелку вентилятором, воздуходувкой или компрессором.
Газ из газопровода через газораспределительное устройство подается в
закрученный поток воздуха. Подготовленная газовоздушная смесь вы-
дается через насадок к месту сжигания (рис. 9.4). Горелки снабжаются
стабилизаторами пламени.
Рис. 9.4. Схема горелки с принудительной
подачей воздуха: 1 — насадок;
2 — завихритель; 3 — газораспределительное
устройство; 4 — отверстия для выхода газа;
5 — корпус
195
Преимущества горелок этого типа следующие:
возможность использования для любых расходов;
возможность использования предварительно нагретого воздуха;
сжигание газа по любому принципу, то есть организация процесса
смесеобразования в любом месте по отношению к зоне горения;
меньшая удельная металлоемкость по сравнению с инжекционными
горелками;
широкий диапазон регулирования;
возможность работы при любом давлении в топке.
Недостатки горелок:
необходимость расхода энергии на подачу воздуха, установка вен-
тиляторов, воздуховодов;
необходимость устройства автоматики регулирования соотношения
газа и воздуха и автоматики безопасности, отключения подачи воздуха
при погасании пламени;
более сложные конструкции горелок.
Комбинированные горелки предназначены для работы установок
как на газе, так и на другом виде топлива (мазуте или угольной пыли).
В горелках некоторых конструкций возможны одновременное сжигание
обоих видов топлива. На газовом топливе установки обычно работают
в летний период, когда расход газа другими потребителями сокращает-
ся. В зимний период эти установки переводят на мазут или угольную
пыль. Иногда для выравнивания суточной неравномерности газопотреб-
ления котлы или печи переводят на газовое топливо только в ночное
время. В тех случаях, когда самое кратковременное прекращение пода-
чи топлива может привести к порче ценной продукции или даже к вы-
ходу из строя агрегата, конструкции горелок должны позволять быст-
рый переход с одного вида топлива на другой.
Наиболее простыми по конструкции являются газомазутные горел-
ки, работающие с принудительной подачей воздуха. Горелки для одно-
временного сжигания газа и угольной пыли имеют более сложную кон-
струкцию и достаточно громоздки. Комбинированные горелки чаще
всего применяются на котлах электростанций и теплоэлектроцентралей
(ТЭЦ). Ими оборудуют крупные газопотребляющие установки про-
мышленных предприятий и котлы районных отопительных котельных.
Применение комбинированных горелок дает более высокий эффект, чем
одновременное использование газовых горелок и мазутных форсунок
или газовых и пылеугольных горелок.
Газомазутные горелки позволяют перейти с жидкого на газообраз-
ное топливо в течение нескольких минут. Они просты в изготовлении и
монтаже и в большинстве случаев обеспечивают экономичное сжигание
196
обоих видов топлива. Большинство конструкций горелок допускает ра-
боту как на холодном, так и на нагретом воздухе.
Пылегазовые горелки применяются главным образом на электро-
станциях, ТЭЦ и реже в крупных промышленных котельных, ранее ра-
ботавших на пылеугольном топливе. При оборудовании котлов пылега-
зовыми горелками стараются максимально сохранить существующее
оборудование. Газовые горелки обычно встраивают в пылеугольные.
9.3. ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ ГАЗОВ. ЧИСЛО ВОББЕ. ПЕРЕСЧЕТ ГОРЕЛОК
Взаимозаменяемыми называют такие газы, которые можно сжигать в
газогорелочных устройствах взамен первоначально предусмотренных без
нарушения нормальной работы устройств и изменения их конструкции
при сохранении тепловой мощности. Устойчивая работа газогорелочных
устройств характеризуется работой без отрыва и проскока пламени при
полноте сгорания газа, близкой к 100 %. То есть при оценке взаимозаме-
няемости газов необходимо учитывать следующие параметры работы га-
зогорелочных устройств: тепловую нагрузку, подсос первичного воздуха,
отрыв пламени, проскок пламени, образование оксида углерода и окси-
дов азота, образование сажи. Взаимозаменяемость газов допустима лишь
при условии сохранения постоянства всех приведенных параметров.
Наиболее полно характеризует тепловую мощность и аэродинамиче-
ские параметры горелки при постоянном давлении перед газовым соплом
число Воббе\ высшее — FFOb или низшее — 1ГОн кДж/м3,
у/d yjd
которое дает наиболее универсальную оценку горючих свойств газов.
Другой важный фактор взаимозаменяемости газов — равенство скоро-
стей распространения пламени. Физический смысл числа Воббе стано-
вится понятным, если рассмотреть тепловую мощность горелки
e=vreHp, (9.1)
где vr — секундный расход газа, выходящего из горелки, м3/с; —
низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.
lop
Vr = /и pbl, (9.2)
V Рг
где f — площадь выходного сопла, м2; ц — коэффициент расхода;
РИзб — избыточное давление перед горелкой, Па; рг — плотность газа, кг/м3.
197
Тогда тепловая мощность
откуда
(9.3)
(9.4)
, Рг
где а - —- — относительная плотность газа по воздуху; рв — плот-
Рв
ность воздуха при нормальных условиях (рв = 1,293 кг/м3).
Для того чтобы использовать одну и ту же горелку {f тп = const) при
неизменном давлении (7^зб = const) и сохранении тепловой мощности
(й = й), необходимо
^0н1 ^0н2 ИЛИ ^0в1 ^0в2ф
(9.5)
(9.6)
Практические данные показывают, что взаимозаменяемость газов
без существенных нарушений нормальной работы газопотребляющих
агрегатов наблюдается при колебаниях числа Воббе в пределах 5... 7 %
номинального значения. При этом необходимо, чтобы взаимозаменяе-
мые газы отличались нормальной скоростью распространения пламени
не более чем на 15... 20 %.
При сжигании в горелке, рассчитанной на газ с характеристиками
^01 и whp Другого газа, плотность и теплота сгорания которого отли-
чается от расчетного, наблюдается изменение тепловой мощности
и ухудшение условий работы. В связи с этим необходима переделка
горелок. Для инжекционных горелок достаточно изменить диаметр
газового сопла:
d-d l^1 1Р1Р2? (9 7}
Если давление газа в сети достаточно для сохранения тепловой
мощности горелки, то можно, не меняя конструктивных размеров, из-
менить давление газа перед горелкой:
198
(9.8)
Однако в этом случае необходимо проверить диапазон устойчивой ра-
боты горелки.
Для горелок с принудительной подачей воздуха при переходе
на другой газ необходимо изменить не только площадь газовыходных
отверстий, но и обеспечить постоянство соотношения скорости газа
и воздуха.
Контрольные вопросы
1. Перечислите требования, предъявляемые к горелкам.
2. Какие технические характеристики горелок вы знаете?
3. Назовите признаки классификации газовых горелок.
4. Назовите особенности и область применения диффузионных горелок.
5. Опишите принцип работы инжекционной горелки.
6. В чем принципиальное отличие инфракрасных горелок?
7. Перечислите преимущества и недостатки горелок с принудительной подачей
воздуха.
8. В каких случаях применяют комбинированные горелки? В чем их конструк-
тивное отличие?
9. Что такое число Воббе? Для чего оно применяется?
10. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗА НА КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫЕ
И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
10.1. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛЫХ ДОМОВ
10.1.1. Требования к прокладке газопроводов
Жилые дома снабжают газом низкого давления от распределитель-
ных газопроводов низкого давления или от газопроводов высокого
(среднего) давления через местные ГРП. Система газоснабжения вклю-
чает газопровод-ввод (ответвление от уличного газопровода, дворовые
или квартальные газопроводы), вводы в здания и внутренние газопро-
воды. В отдельных случаях ответвления являются и газопроводами-
вводами в жилые дома. Ответвления и сети согласно требованиям [31]
прокладываются подземно. По согласованию с местными органами ар-
хитектурного надзора прокладка внутриквартальных и дворовых газо-
проводов допускается надземно на опорах и по наружным стенам зданий.
Ввод газопроводов осуществляется в помещения кухонь или в другие
нежилые помещения. Не разрешается ввод и прокладка газопроводов
через шахты лифтов, лестничные клетки, помещения мусоросборников,
дымоходы. В местах прохода газопровода через строительные конструк-
ции устраиваются футляры с тщательным уплотнением между футляром
и стеной на всю толщину пересекаемой конструкции. Концы футляра
выполняются на одном уровне с поверхностями пересекаемых конструк-
ций стен и выводятся не менее чем на 50 мм выше поверхности пола.
Внутренние газопроводы выполняются из стальных труб. В жилых
зданиях разрешается использование стальных водогазопроводных труб
по [12] с диаметрами условного прохода 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80 мм.
Присоединение к газопроводам бытовых газовых приборов возможно с
помощью гибких рукавов (шлангов), которые должны иметь маркиров-
ку «газ» и внутренний диаметр не менее 10 мм.
Прокладка газопроводов может быть скрытой и открытой. При скры-
той прокладке газопроводов должна предусматриваться возможность их
осмотра и ремонта защитных покрытий. Скрытая прокладка может быть
в штрабе стены, в полах монолитных конструкций, в каналах полов.
200
При открытой прокладке крепление газопроводов к стене осуществля-
ется с помощью кронштейнов и крюков. Не допускается прокладывать га-
зопроводы в местах, где они могут омываться горячими продуктами сгора-
ния или соприкасаться с нагретым металлом, а также в помещениях с по-
вышенной влажностью (ваннах и санузлах). При необходимости допуска-
ется открытая транзитная прокладка газопроводов через жилые помещения,
если на газопроводе нет разъемных соединений и обеспечена возможность
доступа для его осмотра. Отключающие устройства предусматриваются:
для отключения стояков, обслуживающих более 5 этажей;
перед газовыми счетчиками;
перед каждым газовым прибором.
Отключающие устройства на стояке должны размещаться вне квартир
в месте, доступном для обслуживания. Запрещается устанавливать от-
ключающие устройства на скрытых и транзитных участках газопроводов.
Для коммерческого учета расхода газа отдельными потребителями
в кухнях квартир или в нежилых помещениях, имеющих естественную
вентиляцию, обязательно предусматривается установка бытовых газовых
счетчиков исходя из условий удобства их монтажа, обслуживания и ре-
монта. Высоту установки счетчика, как правило, принимают 1,6 м от
уровня пола. Расстояние от мест установки счетчиков до газовой плиты
должно быть не менее 0,8 м. Технические характеристики счетчиков
представлены в табл. 10.1.
Таблица 10.1
Технические характеристики бытовых газовых счетчиков
Обозна- чение Расход газа, м3/ч Максмаль- ное рабочее давление, кПа Габаритные размеры, мм Масса, кг
Мини- маль- ный Макси- маль- ный Длина Ширина Высота
G2,5K 0,025 4 10 295 200 130 3,5
G4 0,04 6 50 188 163 218 1,6
G4-1K 0,04 6 10 295 200 130 3,5
СГК-4 0,04 6 3 193 170 220 2,5
G10 0,10 16 100 395 270 385 9,85
G 16 0,16 25 100 391 267 394 9,5
G25 0,25 40 100 449 297 419 13,3
G40 0,4 65 50 612 392 715 45
G65 0,65 100 50 680 410 773 68
G 100 1 160 50 800 546 895 140
В целях пожарной безопасности газопровод должен быть оборудо-
ван термочувствительным запорным устройством (клапаном), автома-
тически перекрывающим газопровод при достижении температуры воз-
201
духа в помещении при пожаре 100 °C. Технические характеристики
термозапорных клапанов приведены в табл. 10.2.
Таблица 10.2
Технические характеристики клапана термозапорного КТЗ (TGSA)
по ТУ 3742-001-18366538—99
Технические параметры Величина
Температура управления, °C 71±2
Рабочее давление, МПа 0,6
Допустимая температура среды, °C -50...+45
Материал корпуса и затвора Сталь
Допустимые утечки газа через затвор в закрытом положе- нии, л/мин, не более 0,5
Для отопления жилых помещений без центрального отопления или
если центральная система не обеспечивает эффективного отопления
возможна установка отопительного газоиспользующего оборудования
радиационного и конвективного действия (камины, калориферы, термо-
блоки, конвекторы и т.д.). Устанавливаемое оборудование должно быть
заводского изготовления с отводом продуктов сгорания в атмосферу.
Газогорелочные устройства должны быть оснащены автоматикой безо-
пасности по отключению горелок при погасании пламени и нарушении
тяги в дымоходе. Помещения для установки вышеуказанного оборудо-
вания должны иметь окно с форточкой (открывающейся фрамугой) или
вытяжной вентиляционный канал. Для притока воздуха в помещение
с вытяжным каналом следует предусматривать приточное устройство.
Размер вытяжного канала и приточного устройства определяется расче-
том. Топки газифицируемых печей следует предусматривать, как пра-
вило, со стороны коридора или другого нежилого помещения. Перед
печью должен быть проход шириной не менее 1 м. В помещениях
с печным газовым отоплением не допускается устройство вытяжной
вентиляции с искусственным побуждением.
При установке газоиспользующего оборудования конвективного
действия в жилых помещениях забор воздуха на горение должен осуще-
ствляться снаружи и отвод продуктов сгорания также через стену нару-
жу или в дымоход.
В жилых зданиях при установке отопительного оборудования мощ-
ностью более 60 кВт, а в подвальных и цокольных этажах — любой
мощности предусматривается устройство системы контроля загазован-
ности помещения с автоматическим отключением подачи газа.
Рекомендуется для помещений, предназначенных для установки отопи-
тельного газоиспользующего оборудования, соблюдать следующие условия:
202
высота не менее 2,5 м (2 м — при мощности оборудования менее
60 кВт);
естественная вентиляция из следующего расчета: вытяжка — в объ-
еме трехкратного воздухообмена в час; приток — в объеме вытяжки и
дополнительного количества воздуха на горение газа. Для оборудования
мощностью свыше 60 кВт размеры вытяжных и приточных устройств
определяются расчетом;
оконные проемы с площадью остекления из расчета 0,03 м2 на 1 м3
объема помещения и ограждающие от смежных помещений конструк-
ции с пределом огнестойкости не менее REI45 — при установке обору-
дования мощностью свыше 60 кВт или размещении оборудования
в подвальном этаже здания независимо от его мощности.
В жилых зданиях рекомендуется установка бытовых газовых плит в по-
мещениях кухонь, в том числе и в кухнях с наклонными потолками, имею-
щих высоту помещения в средней части не менее 2 м, при этом установку
плит следует предусматривать в той части кухни, где высота не менее 2,2 м.
Установку газовой плиты рекомендуется предусматривать у стены
из несгораемых материалов на расстоянии не менее 6 см от стены (в том
числе боковой). Допускается установка плиты у стен из трудносгорае-
мых и сгораемых материалов, изолированных несгораемыми материа-
лами (кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм,
штукатуркой и т.п.), на расстоянии не менее 7 см от стен. Изоляция стен
предусматривается от пола и должна выступать за габариты плиты на
10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху;
Установку настенного газоиспользующего оборудования для ото-
пления и горячего водоснабжения следует предусматривать:
на стенах из несгораемых материалов на расстоянии не менее 2 см
от стены (в том числе от боковой стены);
на стенах из трудносгораемых и сгораемых материалов, изолиро-
ванных несгораемыми материалами (кровельной сталью по листу асбе-
ста толщиной не менее 3 мм, штукатуркой и т.д.), на расстоянии не ме-
нее 3 см от стены (в том числе от боковой стены).
Изоляция должна выступать за габариты корпуса оборудования на
10 см и 70 см сверху. Оборудование для поквартирного отопления следует
предусматривать на расстоянии не менее 10 см от стены из несгораемых ма-
териалов и от стен из трудносгораемых и горючих материалов. Допускает-
ся установка газоиспользующего оборудования у стен из трудносгораемых
и сгораемых материалов без защиты на расстоянии более 25 см от стен.
Расстояние от выступающих частей газоиспользующего оборудова-
ния в местах прохода должно быть в свету не менее 1,0 м.
203
10.1.2. Бытовые газовые приборы
Бытовыми газовыми приборами называют устройства, использующие
тепловую энергию, получаемую от сжигания газа, для приготовления пищи,
получения горячей воды, для хозяйственных нужд и отопления помещений.
Бытовые газовые приборы подразделяют на устройства для приго-
товления пищи — кухонные многогорелочные напольные плиты, на-
стольные и туристские; устройства для нагрева воды — проточные во-
донагреватели; отопительные приборы с использованием воздуха или
воды в качестве теплоносителя. Наиболее распространены газовые пли-
ты и проточные водонагреватели.
Газовые плиты [18] имеют следующую классификацию: высший
класс «а», высший класс «б», первый класс «а», первый класс «б». Пли-
ты высшего класса оснащаются автоматическими устройствами для за-
жигания и отключения горелок и для регулирования температуры духо-
вого шкафа.
Основными частями унифицированной газовой плиты (рис. 10.1)
являются корпус с духовым и сушильным шкафами, выполненный из
штампованной листовой стали, покрытой защитно-декоративным слоем
керамической эмали; газопроводы из оцинкованных стальных труб
диаметром 15 мм для коллектора плиты и 10... 14 мм для горелочных
патрубков; латунные пробковые краны с фиксатором положения «за-
крыто»; инжекционные конфорочные горелки вертикального типа, раз-
мещенные на закрытом столе-поддоне, и инжекционная горелка духово-
го шкафа П-образной формы. Технические характеристики унифициро-
ванной газовой плиты ПГ приведены в табл. 10.3.
Рис. 10.1. Бытовые газовые плиты
На отечественных бытовых газовых плитах используют многофакель-
ные инжекционные горелки низкого давления. В этих горелках содержа-
ние первичного воздуха в смеси для природного газа составляет примерно
204
55 % теоретически необходимого. Основные требования к конфорочным
горелкам таковы: максимально полное сжигание газа с минимальным об-
разованием вредных продуктов сгорания, так как последние поступают
непосредственно в жилое помещение; минимальное время приготовления
пищи и максимальное использование теплоты сжигаемого газа.
Таблица 10.3
Технические характеристики унифицированных газовых стационарных
бытовых плит (по [18])
Основные параметры и размеры Нормы для на- польных плит
Число горелок стола, не менее 2
Число горелок стола нормальной тепловой мощности для плит, не менее:
двухгорелочных; 1
трехгорелочных; 2
четырехгорелочных 2
Тепловая мощность горелок стола, кВт/ч:
пониженная; 0,7±0,06
нормальная; 1,94=0,12
повышенная 2,8±0,12
Тепловая мощность основной горелки духового шкафа на 0,09
единицу ее объема, кВт/дм3, не более
КПД горелок стола при номинальном режиме, %, не менее 56
Полезный объем духового шкафа, дм3, не менее:
двух- и трехгорелочных плит; 35
четырехгорелочных и более 45
Размеры плиты, мм:
высота Н\ 850
глубина Z; 450; 600
ширина В 500; 520
Расстояние от стены до входного штуцера, мм 15
Условный проход входного штуцера, мм 15
Расстояние от пола до входного штуцера, мм 770
Номинальное давление при работе на природном газе, кПа 1,3
Масса плиты, кг, не более:
двухгорелочных; 40
трехгорелочных; 50
четырехгорелочных 60
Процесс выпечки различных изделий, жарение и разогрев пищи в духо-
вом шкафу протекают за счет конвекционной передачи теплоты потоком
циркулирующих в полости шкафа горячих продуктов сгорания и воздуха.
205
Конструкция духового шкафа должна обеспечивать нагрев изделия
потоком циркулирующих газов со всех сторон. Это достигается за счет ус-
тановки горелочного устройства под съемным дном духового шкафа. Дно
шкафа и его боковые стенки омываются потоком горячих газов, посту-
пающих затем в духовой шкаф через высверленные в боковых стенках щели.
Водонагревателями называются аппараты, нагревающие воду до
определенной температуры. Газовые водонагреватели бывают проточ-
ного и емкостного типов. В первых вода нагревается при протекании по
змеевику и используется для горячего водоснабжения, во вторых вода
нагревается в баке и может быть использована для горячего водоснаб-
жения и местного водяного отопления.
Газовый водонагреватель ВПГ-20 (рис. 10.2) является проточным с
многоточечным разбором горячей воды. Калорифер, собранный из од-
ного ряда медных пластин, пересекается тремя горизонтальными участ-
ками змеевика. Инжекционная горелка, имеющая два инжектора, обес-
печивает на природном газе поступление первичного воздуха 50...60 %
теоретически необходимого для сгорания, благодаря чему обеспечива-
ется полное сжигание газа в коротких факелах.
Рис. 10.2. Принципиальная схема во-
донагревателя ВПГ-20: 1 — предохра-
нитель от обратной тяги; 2 — газоотво-
дящее устройство; 3 — дымоход;
4 — трубопровод холодной воды;
5 — ввод газа; 6 — кожух; 7 — блок-
кран; 8 — основная горелка;
9 — калорифер; 10 — змеевик
Высота огневой камеры в этом водонегревателе уменьшена до ми-
нимума за счет того, что основная часть теплоты воде передается через
пластины калорифера. Охлаждение огневой камеры обеспечивается од-
ним витком змеевика.
Блок-кран водонагревателя обеспечивает последовательную подачу
газа на запальник и основную горелку, а также прекращение подачи газа
206
при отсутствии давления или разбора горячей воды и при затухании за-
пальника. Ручка блок-крана фиксируется в трех положениях. В крайнем
левом кран полностью закрыт, в среднем — пропускает газ только на
запальник, в крайнем правом — обеспечивает подачу газа на запальник
и горелку. Технические характеристики проточного водонагревателя
типа ВПГ приведены в табл. 10.4.
Таблица 10.4
Технические характеристики газовых проточных
водонагревательных аппаратов типа ВПГ (по [20])
Основные параметры и размеры ВПГ-20-1-3-П ВПГ-23-1-3-П ВПГ-29-1-3-В
Номинальная тепловая мощность основной горелки, кВт 20,93±2,093 23,26±2,326 29,075±2,908
КПД, не менее 82 82 83
Расход воды при нагреве на 45 °C, л/мин, не менее 5,4 6,07 8,0
Давление воды перед аппаратом, кПа: минимальное; номинальное; максимальное 49,0 147,0 588,4 49,0 147,0 588,4 49,0 150,0 590,0
Давление газа номинальное при ра- боте на природном газе, кПа 1,3 1,3 1,3
Разрежение в дымоходе для нор- мальной работы аппарата, Па, не менее 2,0 2,0 2,0
Габаритные размеры, мм: высота; ширина; глубина 780 390 295 800 375 225 780 420 315
Масса, кг, не более 20 22 25
Диаметр присоединительного штуцера газопровода, мм 15 15 20
Клапан блокировки воды и газа открывается лишь при нагреве биме-
таллической пластины. Шариковый замедлитель зажигания, частично пе-
рекрывая сечение пропускного канала, несколько замедляет перемещение
мембраны и клапана вверх и обеспечивает плавность включения горелки.
Аппараты отопительные газовые с водяным контуром типа
АОГВ (рис. 10.3), выпускаемые по [19], предназначены для отопления
помещений. Они выполняются в виде прямоугольной тумбы и состоят
из следующих основных частей: вертикально-цилиндрического резер-
вуара с теплообменником внутри, блока автоматики, горелочного уст-
ройства, узла «сильфон — термобаллон», датчика тяги с проводом, пре-
рывателя тяги, термопары, запальника, основания.
207
20
Рис. 10.3. Схема отопительного аппа-
рата АОГВ-23,2: 1—тягопрерыватель;
2 —датчик тяги; 3 — экранированный
провод; 4 — кнопка клапана; 5 — кожух;
6 — блок автоматики; 7 — гайка регули-
рования температуры воды; 8 — выход
газа на основную горелку; 9 — резервуар
горячей воды; 10 — основная горелка;
11 — термопара; 12 — запальник;
13 — шайба воздушного регулятора;
14 — основание; 15 — вход воды;
16 — теплообменник; 17 — вход газа;
18 — биметаллическая пластина;
19 — выход горячей воды к потребителю;
20 — тягопрерыватель
Горелочное устройство состоит из радиальной инжекционной литой
чугунной горелки, смесителя и регулятора воздуха. Блок автоматики со-
стоит из корпуса блока, внутри которого находятся клапаны и система ры-
чагов, и электромагнита. Он служит для подачи газа к запальнику и горел-
ке, регулирования температуры воды и автоматического отключения по-
дачи газа при погасании запальника, падении давления газа в сети ниже
допустимого или прекращении подачи газа, отсутствии тяги в дымоходе.
Автоматика регулирования температуры воды состоит из узла «силь-
фон— термобаллон», установленного внутри бака аппарата, системы
рычагов, расположенных в блоке автоматики, клапана. Аппараты имеют
устройство, обеспечивающее стабилизацию разрежения в топочной ка-
мере при изменении разрежения в дымоходе от 3 до 30 Па. Технические
характеристики отопительных аппаратов типа АОГВ приведены в
табл. 10.5.
Таблица 10.5
Технические характеристики отопительных аппаратов АОГВ
Техническая характеристика Марки аппаратов
АОГВ- 11,6-3-У АОГВ- 17,4 АОГВ- 23,2-3-У АОГВ- 23,2-1-У
Площадь отапливаемых поме- щений, м2, не более 75 100 150 80... 150
Номинальная тепловая мощность основной горелки, Вт 11630 17445 23260 23260
Номинальная тепловая мощность запальной горелки, Вт 290 290 290 290
208
Окончание табл. 10.5
Техническая характеристика Марки аппаратов
АОГВ- 11,6-3-У АОГВ- 17,4 АОГВ- 23,2-3-У АОГВ- 23,2-1-У
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 по ПО ПО ПО
Диаметр присоединительного патрубка, мм:
для подвода и отвода воды; 40 50 50 80
для подачи газа 40 20 20 20
Коэффициент полезного дейст- вия, %, не менее 82 82 80 82
Габаритные размеры, мм:
диаметр; 410 — — 420
высота; 970 ИЗО 850 980
ширина; — 450 380 —
глубина — 536 656 —
10.2. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ КОТЕЛЬНЫХ
Отопительные котельные обеспечивают нагрев воды для отопления,
вентиляции и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий.
Температура воды в отопительных котельных малой мощности состав-
ляет 95...70 °C, в котельных большой мощности — 150...70 °C. В ото-
пительных котельных большой мощности одна группа водогрейных
котлов работает на отопление по отопительному графику, а другая
обеспечивает горячее водоснабжение. Циркуляцию воды в обоих кон-
турах осуществляют сетевые насосы.
При использовании газообразного топлива котельные оснащаются
устройствами автоматического регулирования и безопасности.
Отопительные котельные могут присоединяться к сетям высокого,
среднего и низкого давлений. Ввод газопровода осуществляется непо-
средственно в помещение, где расположены котлы, либо смежное с ним
помещение при условии соединения открытым проемом и обеспечения
трехкратного воздухообмена в час. Не допускаются вводы газопроводов
в помещения подвальных и цокольных этажей. Вводы газопроводов
в здания заключаются в футляр.
На вводе газопровода размещается электромагнитный клапан-
отсекатель, сблокированный с сигнализаторами загазованности. Клапан-
209
отсекатель автоматически прекращает подачу газа в котельную в случае
превышения ПДК оксида углерода и метана в помещении котельной.
В автономных котельных, работающих в автоматическом режиме, обя-
зательна установка термочувствительного запорного устройства (клапа-
на), автоматически перекрывающего подачу газа в котельную при дос-
тижении температуры воздуха в помещении при пожаре 100 °C.
Газопроводы внутри котельной выполняются из стальных труб, ко-
торые окрашиваются масляной краской желтого цвета с предупреди-
тельными красными кольцами. Соединения труб неразъемные. Разъем-
ные соединения допускаются в местах присоединения газового обору-
дования, арматуры и КИП.
Прокладка газопроводов может быть открытой или скрытой. От-
крытая прокладка газопроводов выполняется на несгораемых опорах,
креплениях к конструкциям зданий, каркасам и площадкам котлов.
Скрытая прокладка газопроводов предусматривается в штрабе стен,
в полах монолитной конструкции, в каналах полов. Не допускается про-
кладка газопроводов в каналах полов в местах, где по условиям произ-
водства возможно попадание в каналы агрессивных сред, а также пере-
сечения газопроводов каналами других коммуникаций.
Пересечение газопроводами вентиляционных решеток, оконных
и дверных проемов запрещено. Не допускается предусматривать прокладку
газопроводов в подвалах, помещениях подстанций и распределительных
устройств, через вентиляционные камеры, шахты и каналы, через шахты
лифтов и лестничные клетки, а также в местах, где они могут омываться
горячими продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым металлом.
На газопроводах котельной предусматривают продувочные трубо-
проводы от наиболее удаленных от места ввода участков газопровода, а
также от отводов к каждому котлу перед последним по ходу газа от-
ключающим устройством. Диаметр продувочного газопровода прини-
мается не менее 20 мм.
Отключающие устройства устанавливаются:
на вводе газопровода в помещение при размещении в нем газового
счетчика с отключающим устройством на расстоянии не более 10 м
от места ввода;
перед счетчиком (если для отключения нельзя использовать отклю-
чающее устройство на вводе);
перед горелками и запальниками котлов;
на продувочных газопроводах.
Установка отключающих устройств на скрытых участках газопро-
вода запрещается.
Для водогрейных котлов следует предусматривать устройства, авто-
матически прекращающие подачу газа к горелкам в следующих случаях:
210
при повышении или понижении давления газа перед горелками;
понижении давления воздуха перед смесительными горелками;
уменьшении разрежения в топке;
погасании факелов горелок, отключение которых при работе котла
не допускается;
повышении температуры воды на выходе из котла;
уменьшении расхода воды через котел;
неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения,
только для котельных второй категории.
В котельной осуществляется автоматическое регулирование про-
цессов горения.
Допускается размещение производственных газоиспользующих уста-
новок, а также газогорелочных с обвязкой контрольно-измерительными
приборами, арматурой, средствами автоматики, безопасности и регули-
рования на отметке ниже уровня пола первого этажа (в техническом
подполье), если это обусловлено технологическим процессом. При этом
автоматика безопасности прекращает подачу газа в случае прекращения
энергоснабжения, нарушения вентиляции помещения, понижения или
повышения давления газа сверх допустимого, понижения давления воз-
духа перед смесительными горелками. Техническое подполье оборуду-
ется системой контроля загазованности с автоматическим отключением
подачи газа и должно быть открыто сверху.
Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры
до стен или других частей здания принимается не менее 1 м по горизонта-
ли. Для обеспечения стабильного давления газа перед газовыми горел-
ками котлов котельных рекомендуется установка на газовых сетях регу-
ляторов-стабилизаторов. При установке регуляторов-стабилизаторов
наличие перед ними предохранительного запорного клапана, а после
них предохранительного сбросного клапана не требуется.
10.3. ПРОМЫШЛЕННЫЕ СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Промышленные предприятия получают газ от городских распреде-
лительных сетей среднего и высокого давления. Предприятия с малыми
расходами можно присоединять также к сетям низкого давления. Опти-
мальный вариант присоединения в этом случае должен быть обоснован
технико-экономическим расчетом. Крупные промышленные предпри-
ятия и ТЭЦ присоединяют с помощью специальных газопроводов к ГРС
или магистральным газопроводам.
Промышленные системы газоснабжения состоят из следующих
элементов:
211
вводов газопровода на территорию предприятия;
межцеховых газопроводов;
внутрицеховых газопроводов;
газорегуляторных пунктов (ГРП) и установок (ГРУ);
пунктов учета расхода газа (ПУРГ);
обвязочных газопроводов агрегатов, использующих газ.
Межцеховые газопроводы на промышленных предприятиях могут
быть как подземными, так и надземными. Выбор способа прокладки
межцеховых газопроводов зависит от степени насыщенности террито-
рии подземными коммуникациями, типа грунтов и покрытий, характера
строительных сооружений и зданий, расположения цехов, потребляю-
щих газ, и технико-экономических соображений. Как правило, на пред-
приятиях предпочтение отдается надземной прокладке межцеховых га-
зопроводов.
Газ от городских распределительных сетей поступает в промыш-
ленные сети предприятия через ответвления и газопровод-ввод. На от-
ветвлении устанавливают главное отключающее устройство, которое
следует размещать вне территории предприятия в доступном и удобном
для обслуживания месте, максимально близко к распределительному
газопроводу, но не ближе 2 м от линии застройки или стены здания. Для
газоснабжения промышленных предприятий проектируют тупиковую
распределительную сеть с одним вводом. Только для крупных предпри-
ятий, не допускающих перерыва в газоснабжении, — ГРЭС и ТЭЦ —
применяют кольцевые схемы сетей с одним или несколькими вводами.
Некоторые схемы промышленных систем предусматривают проек-
тирование центрального ГРП, который снижает и регулирует давление
газа в межцеховых газопроводах. В этом случае в них устанавливают и
приборы учета расхода газа.
На вводе газопровода в цех снаружи и внутри здания устанавлива-
ют отключающее устройство. На ответвлениях к агрегатам также уста-
навливают отключающие устройства. Газопроводы промышленных
предприятий и котельных оборудуют специальными продувочными
трубопроводами с запорными устройствами. Отводы к продувочным
трубопроводам предусматривают от последних участков внутрицехо-
вых газопроводов и от каждого газопровода агрегата перед последним
по ходу газа отключающим устройством.
В зависимости от расхода и давления газа, режима работы теплоаг-
регатов, территориального расположения потребителей газа на пред-
приятии, технико-экономических показателей и с учетом практики про-
ектирования и эксплуатации различают несколько типичных схем газо-
снабжения промышленных и коммунально-бытовых предприятий. Схе-
ма газоснабжения предприятия от городского газопровода низкого дав-
ления представлена на рис. 10.4.
212
Рис. 10.4. Схема газоснабжения предприятия от газопровода низкого
давления: 1 — городской распределительный газопровод; 2 — колодец глубокого
заложения с задвижкой; 3 — газопровод-ввод; 4 — конденсатосборник; 5 — про-
дувочный газопровод; 6 — штуцер с краном и пробкой для снятия пробы;
7 — подземные межцеховые газопроводы низкого давления;
8 — колодец мелкого заложения с краном
Средние и крупные промышленные предприятия присоединяются к
городским распределительным газопроводам среднего или высокого
давления (рис. 10.5).
Рис. 10.5. Схема газоснабжения предприятия от газопровода средне-
го и высокого давления: 1 — городской распределительный газопровод;
2 — газопровод-ввод; 3,11 — колодец глубокого заложения с задвижкой;
4 — подземный межцеховый газопровод среднего или высокого давления;
5 — ГРП или пункт учета расхода газа; 6 — подземный межцеховый газо-
провод среднего давления; 7 — надземный газопровод по стене здания;
8 — шкафной ГРП; 9 — задвижка с компенсатором в глубоком колодце;
10 — цеховая газорегуляторная установка; 12 — колодец мелкого заложе-
ния с задвижкой; 13 — отключающее устройство на вводе в цех; 14 — проду-
вочный газопровод; 15 — штуцер с краном и пробкой для взятия пробы
213
Выбор схемы обвязочного газопровода для агрегатов зависит от ви-
да газовых горелок, их числа, давления газа, вида отключающих уст-
ройств, а также типа автоматики регулирования и безопасности. Обвяз-
ка газовых горелок запорной арматурой и средствами автоматики безо-
пасности должна отвечать требованиям [17].
Для горелок котлов котельных с теплопроизводительностью еди-
ничного котлоагрегата 120 МВт и более перед каждой горелкой преду-
сматривают два запорных устройства с электрическими приводами, а во
вновь вводимых в эксплуатацию котельных — установку предохрани-
тельно-запорного клапана и запорного устройства с электроприводом.
Расстояние от выступающих частей газовых горелок или арматуры
до стен или других частей здания, сооружения и оборудования должно
быть не менее 1 м по горизонтали.
Допускается размещение производственных газоиспользующих ус-
тановок, а также газогорелочных устройств с обвязкой контрольно-
измерительными приборами, арматурой, средствами автоматики, безопас-
ности и регулирования на отметке ниже уровня пола первого этажа поме-
щения (в техническом подполье), если это обусловлено технологическим
процессом. При этом автоматика безопасности должна прекращать по-
дачу газа в случае прекращения энергоснабжения, нарушения вентиля-
ции помещения, понижения или повышения давления газа сверх допус-
тимого, понижения давления воздуха перед смесительными горелками.
Техническое подполье должно быть оборудовано системой контро-
ля загазованности с автоматическим отключением подачи газа и должно
быть открыто сверху. Допускается перекрывать подполье решетчатым
настилом для обслуживания установки при условии полностью автома-
тизированного газового оборудования.
На рис. 10.6 представлена схема обвязочного газопровода для агре-
гатов, оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха
и отключающими устройствами — задвижками.
На ответвлении от цехового газопровода к агрегату установлена
общая задвижка 2, которая отключает подачу газа при остановке агрега-
та. После задвижки устанавливается клапан-отсекатель 4, который явля-
ется исполнительным органом автоматики безопасности. При аварий-
ном изменении контролируемых параметров он перекрывает подачу га-
за к агрегату. В качестве клапана-отсекателя применяют электромаг-
нитные, пневматические клапаны и задвижки с электроприводом.
После клапана-отсекателя на газовом коллекторе агрегата устанав-
ливается поворотная заслонка 5, служащая исполнительным органом
автоматики регулирования и изменяющая подачу газа к горелкам в за-
висимости от потребности теплоты.
214
Рис. 10.6. Схема обвязочного газопровода агрегата,
оборудованного горелками с принудительной подачей
воздуха: 1 — цеховой газопровод; 2 — общая задвижка;
3 — манометр; 4 — клапан-отсекатель; 5 — поворотная за-
слонка; 6 — кран; 7 — трубопровод безопасности; 8 — про-
дувочный газопровод; 9 — запальник; 10 — кран с пробкой
для взятия пробы; 11 — задвижка; 12 — контрольная за-
движка; 13 — шибер; 14 —воздуховод; 15 — дутьевой вен-
тилятор; 16 — горелка; 17 — тягонапоромер
Непосредственно перед горелкой имеется шибер (заслонка) 13,
предназначенный для регулирования подачи воздуха при розжиге и от-
ключении неработающей горелки.
При пуске агрегата после вентиляции топки и газоходов открывается
общая задвижка 2, блокируется на время розжига, а затем открывается
вручную клапан-отсекатель 4, открывается клапан на продувочном га-
зопроводе и начинается продувка всего газопровода. После окончания
продувки зажигают переносной запальник 9 и вводят его в топку. Затем
закрывают кран 6 на трубопроводе безопасности 7. Открывают кон-
трольную задвижку 12 и приоткрывают рабочую 11. После воспламене-
ния вытекающего из горелки газа приоткрывают шибер 13 и подают в
горелку воздух.
Каждый котел, его топка, газоходы и борова должны быть оборудова-
ны предохранительными взрывными клапанами. На газоходах их устанав-
ливают в местах наиболее вероятного скопления газов, где возможно обра-
зование «газовых мешков» (на спусках и поворотах газопроводов).
Предохранительные взрывные клапаны устанавливают в кладке или
обмуровке топки, в последнем газоходе котла и газоходе водяного эко-
215
номаизера, золоуловителя, газоходе до дымососов, горизонтальном га-
зоходе после дымососа до дымовой трубы. В вертикальных котлах кла-
паны могут не устанавливаться.
Предохранительные взрывные клапаны могут быть конструктивно
выполнены в виде следующих конструкций:
чугунной откидной крышки, закрепляемой на металлической раме
с помощью петель и откидывающейся при взрыве газовоздушной смеси;
мембраны из листового асбеста толщиной 2...3 мм, закрепленной
в раме и разрывающейся при взрыве;
плиты из смеси огнеупорной глины с асбестом, армированной ме-
таллической сеткой, свободно лежащей над отверстием в кладке или
закрепленной в металлической раме с помощью петель (в первом случае
при взрыве она отбрасывается, во втором — открывается на петлях);
специальной металлической мембраны, рассчитанной на разрыв при
повышении давления в газоходе до определенного значения.
Контрольные вопросы
1. Как осуществляется ввод газопровода в жилые дома?
2. Перечислите требования к прокладке внутренних газопроводов в жи-
лых зданиях.
3. Какие требования необходимо выполнять при установке бытовых газо-
вых приборов?
4. Перечислите основные части бытовой газовой плиты.
5. Опишите принцип работы проточного газового водонагревателя.
6. Как работают отопительные газовые аппараты?
7. Опишите устройство газового ввода в котельную.
8. Какие требования предъявляются к прокладке газопроводов внутри ко-
тельных и производственных цехов?
9. В каких случаях в котельных с водогрейными котлами срабатывает ав-
томатика безопасности?
10. Перечислите основные элементы промышленных систем газоснабжения.
11. Для чего и где устанавливаются предохранительные взрывные клапаны?
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
По прогнозам специалистов, к середине XXI столетия доля газа
в энергетическом балансе РФ достигнет 75...80 %, в мире —
30...50 %. Увеличение Россией и странами СНГ объемов добычи газа
к 2003—2010 гг. и в более отдаленной перспективе связывается с ос-
воением рынков стран Европы и Восточной Азии. Осуществление
крупных газопроводных проектов в Европе, Средней Азии и на Дальнем
Востоке позволит покрыть потребности в газе целого ряда стран и тем
самым значительно увеличить потребление газа в мире.
В соответствии с разрабатываемой Концепцией развития рынка газа
в Российской Федерации, подготовленной ОАО «Газпром», стратегиче-
скими целями развития газовой промышленности являются следующие:
стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовле-
творение внутреннего и внешнего спроса на газ;
развитие действующей ЕСГ и ее расширение на Восток России,
усиление на этой основе интеграции регионов страны;
совершенствование организационной структуры газовой отрасли с
целью повышения экономических результатов ее деятельности и фор-
мирования либерализованного рынка газа;
обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государст-
венного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных
отраслей (металлургии, машиностроения и др.);
обеспечение политических интересов России в Европе и сопредель-
ных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.
Для достижения этих целей предусматривается решение следующих
основных задач:
рациональное использование разведанных запасов газа, обеспече-
ние расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат
на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, до-
быче и транспорте газа;
комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов
попутного и природного газа;
217
формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов
и центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове
Ямал и на шельфах арктических и дальневосточных морей;
развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
развитие транспортной инфраструктуры для использования воз-
можности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация
экспортных поставок газа.
Добыча газа в рассматриваемой перспективе будет осуществляться
и развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным
из которых является Западная Сибирь, так и в новых нефтегазовых про-
винциях — Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на Европейском
Севере (включая шельф арктических морей) и полуострове Ямал. К на-
стоящему времени базовые месторождения Западной Сибири, обеспе-
чивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже
выработаны: Медвежье — на 75,6%, Уренгойское (сеноман) — на
65,4 %, Ямбургское (сеноман) — на 54,1 %.
Основным газодобывающим районом страны в перспективе остает-
ся Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72 % всех за-
пасов России. Стратегически приоритетным регионом добычи газа на
долгосрочную перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории
северных морей России. Другим крупным районом газодобычи на пери-
од 2010—2020 гг. станет Восточная Сибирь.
Техническое перевооружение и реконструкция действующих газо-
перерабатывающих заводов будут направлены на повышение извлече-
ния ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и
экологической безопасности предприятий. В целом объем переработки
газа увеличится более чем в 2 раза. В результате проводимой политики
углубления переработки углеводородных ресурсов намечается рост
производства моторного топлива, сжиженных газов и серы, получение
полиэтилена и при благоприятной конъюнктуре внешнего рынка — ме-
танола. Также в 1,5...2 раза возрастет использование природного газа
метана на нетопливные нужды.
Продолжится газификация регионов России, в том числе крупных
промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири,
Дальнего Востока. Важное место в структуре топливоснабжения села и
рассредоточенных потребителей сохранит сжиженный газ, потребление
которого прогнозируется увеличить в 1,2... 1,3 раза.
Приоритетными направлениями НТП в газовой промышленности
являются следующие:
разработка оборудования и современных технологических устано-
вок в блочно-комплектном исполнении для конкретных объектов добы-
чи, транспортировки и переработки углеводородного сырья;
218
разработка конструкций скважин, предусматривающих демпфиро-
вание колоннами осевых нагрузок при различных дебитах добываемой
продукции с целью создания высоконадежных скважин для освоения в
первую очередь сложнопостроенных месторождений полуострова Ямал
и Прикаспия;
разработка и внедрение техники и технологий капитального ремон-
та эксплуатационных скважин без задавки продуктивного пласта;
создание и внедрение методов надежной ликвидации скважин с це-
лью снижения риска возникновения экологической нагрузки на недра и
окружающую среду;
использование технологии и техники обратной закачки газа или
других агентов в пласт при эксплуатации месторождений, а также пере-
ход к низкотемпературным процессам, что позволит повысить компо-
нентоотдачу недр;
создание и освоение техники и технологии для прокладки морских
газопроводов на мелководье и больших глубинах, необходимых для
освоения месторождений акватории Обско-Тазовской губы и полуост-
рова Ямал;
реализация технологии повышения эффективности создания и экс-
плуатации подземных хранилищ газа (ПХГ);
внедрение техники и технологии сжижения природного газа (СПГ)
и его транспортировки, включая «пик шевинг» — установки для снятия
пиковых нагрузок;
разработка в ближайшие годы российских вариантов техники и тех-
нологии конверсии природного газа в жидкофазные продукты (синтети-
ческая нефть, бензин, дизельное топливо и др.);
создание высоконадежных коррозионно-стойких труб для магист-
ральных газопроводов на базе новых трубных сталей и полимерных ма-
териалов с целью существенного продления межремонтного периода их
эксплуатации.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Брюханов О.Н. Природные и искусственные газы : учебник для сред,
проф. образования / О.Н. Брюханов, В.А. Жила. М. : Академия, 2004. 208 с.
2. Газовая промышленность РФ [Электронный ресурс]. ht^://www.bibb.m.
3. Гордюхин А.И. Газовые сети и установки. (Устройство и проектирование):
учебник для техникумов. М. : Стройиздаг, 1978. 383 с.
4. Гордюхин А.И. Эксплуатация газового хозяйства. М. : Стройиздат,
1983.336 с.
5. ГОСТ 21.609—83 (2003). Газоснабжение. Внутренние устройства. М. :
Госстрой, 2003.
6. ГОСТ Р 51617—2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие техни-
ческие условия. М.: Госстрой, 2000.
7. ГОСТ 10704—91 (2002). Трубы стальные электросварные прямошов-
ные. Сортамент. М. : Госстрой, 2002.
8. ГОСТ 10705—80 (2001). Трубы стальные электросварные. Технические
условия. М.: Госстрой, 2001.
9. ГОСТ 380—94 (2001). Сталь углеродистая обыкновенного качества.
Марки. М.: Госстрой, 2001.
10. ГОСТ Р 50838—95. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Техниче-
ские условия. М.: Госстрой, 1995.
11. ГОСТ Р 51617—2000. Жилищно-коммунальные услуги. Общие техни-
ческие условия. М. : Госстрой, 2000.
12. ГОСТ 3262—75 (1994). Трубы стальные водогазопроводные. Техниче-
ские условия. М.: Госстрой, 1994.
13. ГОСТ 1050—88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной от-
делкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали.
Общие технические условия. М.: Госстрой, 1988.
14. ГОСТ 9045—93 (2002). Прокат тонколистовой холоднокатаный из
низкоуглеродистой качественной стали для холодной штамповки. Технические
условия. М.: Госстрой, 2002.
15. ГОСТ 19281—89. Прокат из стали повышенной прочности. Общие
технические условия. М. : Госстрой, 1989.
16. ГОСТ 17356—89. Горелки на газообразном и жидком топливах. Тер-
мины и определения. М. : Госстрой, 1989.
17. ГОСТ 21204—97. Горелки газовые промышленные. Общие техниче-
ские требования. М.: Госстрой, 1997.
220
18. ГОСТ 10798—85*. Плиты газовые бытовые. Общие технические усло-
вия. М. : Госстрой, 2001.
19. ГОСТ 20219—93. Аппараты отопительные газовые бытовые с водя-
ным контуром. Общие технические условия. М. : Госстрой, 1993.
20. ГОСТ 19910—94. Аппараты водонагревательные проточные газовые
бытовые. Общие технические условия. М. : Госстрой, 1994.
21. Жила В.А. Газовые сети и установки : учеб, пособ. для сред. проф. образо-
вания / В.А. Жила, М.А. Ушаков, О.Н. Брюханов. М.: Академия, 2003. 272 с.
22. Ионин А. А. Газоснабжение : учебник для вузов. М. : Стройиздат,
1989. 439 с.
23. Кязимов КГ. Справочник газовика. М. : Академия, 2000. 304 с.
24. Кязимов КГ. Устройство и эксплуатация газового хозяйства / К.Г. Кя-
зимов, В.Е. Гусев. М.: Академия, 2004. 384 с.
25. Миронова ТА. Развитие газовой отрасли России, международное со-
трудничество и участие в социально значимых проектах ее предприятий
[Электронный ресурс] / Т.А. Миронова, Т.П. Самарина, http://www.budgetrf.ru.
26. Основные требования к оформлению курсовых и дипломных проектов :
методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов
3—6-го курсов специальности 290700 всех форм обучения / сост. Е.Е. Мариненко,
С.В. Улазовский ; Волгоград : ВолгГАСА, 2000. 46 с.
27. ПБ 12-529—03. Правила безопасности систем газораспределения и га-
зопотребления. М.: Стройиздат, 2003. 78 с.
28. Проект Концепции развития рынка газа в Российской Федерации, под-
готовленный ОАО «Газпром» [Электронный ресурс] /http://www.gasforum.ru.
29. Рябцев Н.И Природные и искусственные газы. М.: Стройиздат, 1978.264 с.
30. СНиП 31-01—2003. Здания жилые многоквартирные. М.: Госстрой, 2004.
31. СНиП 42-01—2002. Газораспределительные системы. М. : Госстрой,
2003.31 с.
32. СНиП 2.07.01—89*. Градостроительство. Планировка и застройка го-
родских и сельских поселений. М. : Стройиздат, 2000.
33. СНиП 41-02—2003. Тепловые сети. М. : Госстрой, 2004.
34. СП 41-101—2000. Тепловая защита зданий. М.: Госстрой, 2001. 32 с.
35. СП 42-101—2003. Общие положения по проектированию и строитель-
ству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб.
М.: Госстрой, 2004. 165 с.
36. СП 42-102—2004. Проектирование и строительство газопроводов из
металлических труб. М.: Госстрой России, ГУП LJ1111, 2004. 105 с.
37. Стпаскевич Н.Л. Справочник по газоснабжению и использованию газа /
Н.Л. Стаскевич, Г.Н. Северинец, Д.Я. Вигдорчик. М.; Л. : Недра, 1990. 762 с.
38. Транспорт и хранение нефти и газа / под ред. Н.Н. Константинова,
П.И. Тугунова. М. : Недра, 1976. 248 с.
39. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. [Электрон, ре-
сурс]. http://www.gaso.ru.
221
Учебное издание
Елена Егоровна Мариненко
Татьяна Васильевна Ефремова
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ
Учебное пособие
Зав. редакцией О.Е. Горячева
Редактор М.Л. Песчаная
Компьютерная правка и верстка И. А. Бондаренко, М.Л. Песчаная
Подписано в печать 14.01.08. Формат 70x100/16.
Бумага офсетная. Печать трафаретная. Гарнитура Таймс.
Усл. печ. л. 18. Уч.-изд. л. 11,8.
Тираж 100 экз. Заказ № 18.
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет»
Редакционно-издательский отдел
Сектор оперативной полиграфии ЩИТ
400074, Волгоград, ул. Академическая, 1