Домой Регистрация
Приветствуем вас, Гость



Форма входа

Население


Вступайте в нашу группу Вконтакте! :)




ПОИСК


Опросник
Используете ли вы афоризмы и цитаты в своей речи?
Проголосовало 514 человек


Грс что это такое расшифровка


Газораспределительная станция (ГРС)

Газораспределительная станция (ГРС) — совокупность установок и технического оборудования, измерительных и вспомогательных систем распределения газа и регулирования его давления. Газораспределительные станции входят в газораспределительные системы. Различают: собственно газораспределительные станции, сооружаемые на конечных пунктах магистральных газопроводов или отходящих от них газопроводах производительностью до 500 тысяч куб м в час; промысловые газораспределительные станции; контрольно-распределительные пункты; газорегуляторные пункты; автоматические газораспределительные станции.

Промысловые газораспределительные станции служат для обработки газа, добываемого на промыслах, а также для снабжения газом близлежащего к промыслу населенного пункта, контрольно-распределительные пункты — промышленных или сельскохозяйственных объектов, а также для питания кольцевой системы газопроводов, сооружаемых вокруг города. Автоматические газораспределительные станции снабжают газом небольшие населенные пункты, совхозы и колхозы на ответвлениях от магистральных газопроводов.

В состав газораспределительных станций входят основные блоки: отключающих устройств; очистки газа; предотвращения гидратообразования (при необходимости); автоматического редуцирования (регулирования давления, измерения расхода газа); автоматической одоризации газа. Газ из входного газопровода поступает в блок отключающих устройств и направляется на очистку в масляные пылеуловители или в висциновые фильтры блока очистки, затем поступает в блок автоматического регулирования давления. Далее газ направляется в выходные газопроводы низкого давления, где производятся измерение расхода, его количественный учет и одоризация. Число линий редуцирования на газораспределительных станциях зависит от расхода газа; одна из линий предусматривается как резервная. Автоматизированные газораспределительные станции снабжаются комплектом запорной арматуры, которая при аварийной ситуации обеспечивает автоматический ввод в действие и отключение рабочих и резервных линий редуцирования.

Газораспределительная станция - это... Что такое Газораспределительная станция?

Газораспределительная станция (ГРС) , служит для понижения давления газа до уровня, необходимого по условиям его безопасного потребления [1]

Типы ГРС

По назначению различают несколько типов ГРС:

Схемы работы

ГРС на магистральных газопроводах понижают начальное давление газа (например, 5 МН/м², то есть 50 кгс/см²) по одно-, двух- или трёхступенчатой схеме до 0,1 МН/м² и менее, на автоматических ГРС давление снижается с 5,5 до 3 ·10-2 МН/м²-, на газорегуляторных пунктах высокое давление (1,2 или 0,6 МН/м²) снижается до среднего (0,3 МН/м²) или низкого (300 мм вод. ст.)Технологическая схема АГРС включает все необходимые узлы и системы, укомплектованные современным оборудованием, в том числе: узел переключений, узел очистки газа и сбора конденсата, подогрева, редуцирования, замера, одоризации, подготовки газа для собственных нужд, подготовки теплоносителя, отопления.

Измерение параметров газа

Измерение расхода газа в ГРС осуществляется турбинными или ротационными газосчетчиками, размещёнными на газопроводе среднего давления на выходе из ГРС. Температура газа измеряется показывающим термометром в диапазоне от −35 до +50 °C на входе в ГРС и на обоих линиях редуцирования за газовым счётчиком. В основном измерение количества потребляемого объема газа производится при помощи стандартных сужающих устройств таких, как диафрагма, сопла или сопла Вентури.

Измерение давления газа

Давление газа измеряется с помощью манометров, размещённых на входном газопроводе, выходном газопроводе, перед и за фильтром (или будет применён дифференционный манометр), перед газовым счётчиком, на байпасе, за регулятором давления и на линии редуцирования для котельной. Давление газа на входе и выходе регистрируется в регистрационном устройстве.

Современное состояние

В большинстве случаев, ГРС были построены в середине 1970-х годов. [2] В целом, срок эксплуатации российской газотранспортной системы приближается к полувеку: 14 % газопроводов отработали более 33 лет и требуют немедленной замены, еще 20 % приближаются к этому возрасту, 37 % построены 10-20 лет назад и еще 29 % моложе 10 лет. Оптимальным решением является полноценное финансирование и реализация «Газпромом» программы реконструкции и технического перевооружения[источник не указан 1121 день].

Примечания

газораспределительная станция - это... Что такое газораспределительная станция?

Газораспределительные станции газорегуляторные пункты

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для понижения высокого давления газа, поступающего из магистральных газопроводов, набор сооружений которой представлен на рис. 10.7.

ГРС устанавливается между магистральным газопроводом и газорегуляторными пунктами (ГРП) и установками (ГРУ).

Основное назначение ГРП и ГРУ – снижение давления газа и поддержание его постоянным независимо от изменения входного давления и расхода газа потребителями.

ГРП и ГРУ оснащаются схожим технологическим оборудованием и отличаются в основном только расположением, а также точностью измерительных приборов. ГРУ располагают непосредственно в помещениях, где находятся агрегаты, использующие газовое топливо (цехах, котельных). ГРП в зависимости от назначения и технической целесообразности размещают:

– в пристройках к зданиям;

– в отдельно стоящих зданиях;

– в специальных шкафах при блочном исполнении.

ГРП по своему назначению подразделяются на сетевые, которые обеспечивают подачу газа в распределительные сети низкого, среднего или высокого давлений, и объектовые служащие источниками газоснабжения для отдельных потребителей.

В состав технологического оборудования регуляторных пунктов входят следующие элементы:

– регулятор давления, понижающий или поддерживающий постоянным давление газа независимо от его расхода; предохранительный запорный клапан (ПЗК), прекращающий подачу газа при повышении или понижении его давления после регулятора сверх заданных значений;

– предохранительное сбросное устройство, предназначенное для сброса излишков газа, чтобы давление не превысило заданное в схеме регуляторного пункта;

– фильтр газа, служащий для его очистки от механических примесей;

– контрольно-измерительные приборы (КИП), которые фиксируют: давление газа до и после регулятора, а также на обводном газопроводе (манометр); перепад давлений на фильтре, позволяющий судить о степени его загрязненности (дифманометр); расход газа (расходомер); температуру газа перед расходомером (термометр);

Число технологических линий в зависимости от расхода газа и режима потребления может быть от одной до пяти. Если в ГРП и ГРУ имеется только одна технологическая линия, то предусматривается обводной газопровод с двумя последовательно расположенными запорными устройствами, который во время ремонта оборудования будет обеспечивать подачу газа потребителям. Временное снижение давления обеспечивается ручным редуцированием с помощью запорных устройств.

ГРП могут быть одно- и двухступенчатыми. В одноступенчатом пункте входное давление газа снижается до выходного в одном регуляторе, в двухступенчатом – в двух. Установленные последовательно на технологической линии регуляторы будут снижать давление газа в два этапа: первый – до промежуточного (например, с 1,2 до 0,3 МПа), второй – до выходного (0,003 МПа). Фильтр очистки < 1,2 устанавливают перед регулятором первой ступени. Одноступенчатые схемы применяют при разности между входным и вы ходным давлениями до 0,6 МПа. При больших перепадах используют двухступенчатые схемы.

Рис. 10.7. Газораспределительная станция

Таблица 10.2

Спецификация оборудования

№ поз. Наименование Количество Тип Размер
Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду300 64
Кран с ручным приводом 11с722бк1 Ду500 64
Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду150 64
Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду200 64
Кран с ручным приводом 11с20бк1 Ду100 64
11, 14 Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду200 64
Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду200 64
31, 33, 35 Кран с пневмоприводом 11с723бк1 Ду200 64
32, 34, 36 Кран с ручным приводом 11с320бк1 Ду300 64
РД Регулятор давления РД-150-64 Ду 150
КТ Кран трехходовой   Ду 150-64
Ек Емкость сбора конденсата   V = 2,5 м3
Ео Емкость одоранта   V = 2,1 м3
Ок Одоризатор капельный   V = 25 л
ПУ Пылеуловитель мультицикл. БОГ 800 V = 0,923 м3
SF Прибор учета «Суперфлоу» “SF” 2500 кг/м3
Д Диафрагма камерная УСБ-400 Ду 400
КП Клапан предохранительный ППК2 Ду 150
ЩА Щит автоматики Защита 3  
М Манометр ОБМ-160 0–10 кг/см2
М1 Манометр ОБМ-160 0–100 кг/см2
ВИ Вентиль игольчатый ВИ-6 Ру 80
КШ Кран шаровый КШ-10 Ру 160
Ко Котел отопительный ДОН  
16, 17, 18, 19, 20 Задвижка стальная 30с76нж Ру 64

При подаче газа двум потребителям, требующим подачи газа под различным давлением, ГРП проектируют в двухступенчатом исполнении с промежуточным отбором, т. е. первый регулятор давления настраивают на выходные параметры, требуемые для потребителя газа с повышенным давлением. ГРП имеет при этом один вход и два выхода.

В зависимости от назначения ГРП и ГРУ могут быть выполнены без учета или с учетом расхода газа. При использовании для измерения расхода газа счетчиков ротационного или турбинного типа их устанавливают после регуляторов давления, а в случае применения сужающих устройства (диафрагм) их монтируют до регуляторов давления и ПЗК, но после фильтра для уменьшения эрозии острой кромки диафрагмы.

Принципиальная схема одноступенчатого ГРП (ГРУ), (одна технологическая линия и одна резервная линия – байпас), приведена на рис. 10.8.

Она включает в себя входной газопровод 1, задвижки 2, фильтр 3, предохранительный клапан 4, регулятор давления 5, выходной газопровод 6, манометры 7. Газ, поступающий на ГРП, сначала очищается в фильтре 3 от механических примесей. Затем проходит через предохранительный клапан 4, который служит для автоматического перекрытия трубопровода в случае повышения выходного давления сверх заданного, что свидетельствует о неисправности регулятора давления 5. Контроль за работой регулятора 5 ведется также с помощью манометров 7.

Рис. 10.8. Схема ГРП:

1 – входной газопровод; 2 – отключающие устройства; 3 – фильтр;

4 – предохранительный запорный клапан; 5 – регулятор давления;

6 – выходной газопровод; 7 – манометр; 8 – предохранительный сбросной клапан; 9 – байпас; 10 – регулирующая задвижка на байпасе

Некоторые ГРП оборудуются приборами для измерения количества газа: диафрагмами в комплекте с дифференциальными манометрами или ротационными счетчиками.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Выбор типа и размера регулятора давления зависит от расхода газа, его входного и выходного давлений. Основными параметрами, определяющими пропускную способность регулятора, является условный диаметр Dy проходного сечения дросселирующего органа и соответствующий ему коэффициент пропускной способности Kv.

Варианты определения параметров регулятора давления осуществляют по двум принципам:

1) по заданной пропускной способности Q, перепаду давлений P–Pi на дроссельном органе и температуре газа Т определяют коэффициент пропускной способности Kv, а затем по справочным данным выбирают соответствующий регулятор;

2) по заданному расходу, перепаду давлений и температуре газа выбирают регулятор, а затем рассчитывают условное проходное сечение и коэффициент пропускной способности.

Коэффициент пропускной способности Kv характеризует пропускную способность дросселирующего органа и зависит от его проходного сечения и гидравлического сопротивления. Численно Kv равен количеству воды в тоннах, которое пропускает данное исполнительное устройство при перепаде давлений на его дросселирующем органе 1 кг/см2 за 1 ч, т. е. единицей измерения коэффициента пропускной способности принят т/ч для воды.

Способ определения зависит от вида истечения газа через дросселирующее устройство: докритическое, критическое или сверхкритическое.

Под критическим понимается истечение газа с максимальной скоростью, равной скорости звука, которая может быть достигнута на выходе из дросселирующего органа регулятора при критических или сверхкритических отношениях входного рх и выходного р2 давлений. Характер течения газа через дросселирующий орган регулятора в значительной мере характеризует его пропускную способность.

В процессе истечения газов при заданном давлении рх скорость истечения и расход растут с уменьшением выходного давления р2 только до достижения этим отношением определенного для этого газа значения, которое называется критическим (p2/Pi)Kp. Если р2, рх достигло критического значения, то при заданном рх расход газа становится максимальным при наименьшем давлении р2 = ркр,, где К – показатель адиабаты, равен Cp/Cv.

Из уравнения следует, что отношение ркр/рх не зависит от Рх, а также от выходного давления р2 и является функцией показателя адиабаты, а значит, зависит только от свойств газа.

Для природного газа К = 1,32, следовательно, (Зкр = р2/р = 0,542), т.е. в регуляторе давления, который поддерживает низкое давление 200 Па (200 мм. вод. ст.), при входном избыточном давлении 0,1 МПа и более наступит критический режим истечения газа.

Пропускная способность регулятора Qр (при р = 0,1013 МПа и t=0°С), м3/ч,

где – коэффициент, зависящий для данного газа от р2/рх;

fc – площадь седла, см2; - коэффициент расхода; р1 – входное давление (абсолютное), МПа; ρ – плотность газа, кг/м3.

До достижения критического значения р2/рх расход газа растет с увеличением входного давления рх. Если отношение р2/рх меньше критического, то расход газа через регулятор растет пропорционально увеличению p, т. е. отношение р2/рх на расход не влияет, а коэффициент остается постоянным:

Учитывая значительные потери давления в корпусе регулятора, действительный расход газа через регулятор будет меньше теоретического, и для его определения вводят поправочный коэффициент , который меньше единицы.

Вопросы для самопроверки

1. Для чего предназначены регуляторы давления? Представьте схему регулятора давления прямого действия.

2. Какие регуляторы давления Вы знаете. Какие дроссельные органы регуляторов Вы знаете, и почему чаще используют регуляторы прямого действия?

3. В каком конструктивном оформлении находятся дроссельные регуляторы. Почему в качестве дросселей в регуляторах наибольшее распространение получили клапаны?

4. Какие недостатки имеют клапаны регуляторов?

5. Каким требованиям должны удовлетворять регуляторы?

6. Из каких элементов состоит регулятор давления (например, РДУК-2-200)? Расскажите о принципе его работы.

7. Представьте схему обвязки РДУК 2-200. Для чего предназначен пилот? Поясните его работу.

8. Какие Вы знаете регуляторы (редукторы) для сжиженного нефтяного газа. Представьте схему регулятора типа РДГ.

9. Для чего предназначены предохранительные запорные клапаны? Принцип их действия.

10. Основное назначение ГРП, ГРУ, где они размещаются, чем отличаются?

11. Представьте схему ГРП, расскажите о принципе его работы.

12. По какому принципу выбирается регулятор давления?

13. Зачем нужно знать доктрическое, критическое и сверхкритическое истечение газа через дроссельное устройство при выборе регулятора.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

Под сжиженными углеводородныими газами, используемыми для газоснабжения городов, понимают пропан-бутановую смесь с небольшим содержанием этана. Эта смесь при обычных условиях находится в газообразном состоянии, но при небольшом повышении давления превращается в жидкость. Такое свойство сжиженных углеводородных газов облегчает их транспортирование и хранение. Так как углеводородные газы при транспортировании, хранении и эксплуатации могут находиться в жидком и парообразном состоянии, при проектировании систем снабжения сжиженными газами необходимо знать физические свойства как жидкой, так и газообразной фазы. В таблице 11.1 приведены физические свойства углеводородов, входящих в состав технических сжиженных газов.

Основным источником получения сжиженных газов являются попутные нефтяныеи газы, из которых на газобензиновых заводах выделяют пропан, бутан и газовый бензин.

На нефтеперерабатывающих заводах получают предельные и непредельные углеводороды. Непредельные углеводороды представляют собой ценное сырье для производства синтетических продуктов, а предельные (пропан-бутановая фракция) могут быть использованы для газоснабжения городов.

Углеводороды Химическая формула Молекулярная масса Содержание углеводорода в массовых % Плотность при 0°С и давлении 760 мм рт. ст. Удельный объем при 0°С и давлении 760 мм рт. ст. Критические параметры Фактический объем газа от испарения 1 м3 жидкости
жидкость в кг/л газ в кг/м3 газ по воздуху температура, °С давление, ат. плотность, кг/м3 объем, м3/кг
Метан СН4 16,04 74,97 0,416* 0,717 0,554 1,4 -82,1 45,8 0,099
Этан С2Н6 30,06 79,96 0,546* 1,356 1,048 0,745 32,3 48,2 0,147
Пропан С3Н8 44,09 81,8 0,585* 2,019 1,562 0,51 95,7 43,4 0,195
изо-Бутан С4Н10 58,12 82,8 0,569* 2,668 2,064 0,386 36,1 0,248235
н-Бутан С4Н10 58,12 82,8 0,589* 2,703 2,091 0,386 152,8 35,7 0198,219658  
н-Пентан С5Н12 72,15 83,3 0,637* 3,22 2,448 187,8 32,6 0,311  
изо-Пентан С5Н12 72,15 83,3 0,637* 3,22 2,448 0,312 197,2 32,8 0,308  

Таблица 11.1

Физические свойства углеводородов, входящих в состав технических сжиженных газов

* Плотность жидкости дана при температуре кипения

Сжиженные газы, получаемые из нефтяных и из жирных газов газоконденсатных месторождений состоят из предельных (насыщенных) углеводородов – алканов, имеющих общую химическую формулу .

Сжиженные нефтяные газы СПГ имеют более высокую, чем природные газы, объемную теплоту сгорания. В газообразном виде они тяжелее воздуха, а в жидком – тяжелее воды. Помимо этого сжиженные газы весьма восприимчивы к изменениям окружающих условий: при повышении температуры значительно увеличивается объем их жидкой фазы, а при понижении температуры до точки росы и повышении давления возможна конденсация паровой фазы, в том числе и в газопроводах. Сжиженные газы не токсичны, но имеют низкие пределы взрываемости в воздухе и медленную диффузию в атмосферу. Это в сочетании с отсутствием у них запаха, цвета и вкуса как в жидком, так и в газообразном виде диктует необходимость тщательной их одоризации.

Как топливо сжиженные газы обладают всеми достоинствами природных газов. Кроме того, они позволяют создать у потребителей необходимый запас газа в жидком виде и их можно транспортировать не только по трубопроводам, но и перевозить в баллонах, цистернах (автомобильных и железнодорожных), а также танкерах речных и морских судов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 4

Нормативы устанавливают основные требования к газовому топливу для населенных пунктов, представленные в таблице 11.1.

Таблица 11.1

Допустимые отклонения от номинальной низшей теплоты сгорания, % 10
Максимальное содержание, г/100 м3: сероводорода аммиака смолы и пыли нафталина летом нафталина зимой цианистых соединений в пересчете на HCN кислорода (% по объему)   0,1 не более 1

Сжиженные газы должны удовлетворять техническим требованиям, определенным нормативными документами (табл. 11.1). При этом смесь пропана и бутана для зимнего времени составляет с повышенным содержанием пропана, а для летнего – с повышенным содержанием бутана. Соотношение пропана и бутана в смеси устанавливается договоренностью между поставщиком и заказчиком с учетом местных климатических условий.

Сжиженные газы для коммунально-бытового потребления поставляются в соответствии с «Техническими условиями» следующих марок: СПБТЗ – смесь пропана и бутана техническая зимняя; СПБТЛ – смесь пропана и бутана летняя; БТ – бутан технический. Область их применения показана в табл. 11.2.

Таблица 11.2

Области применения различных марок сжиженных газов

Система газоснабжения За исключением холодной зоны Холодная зона
Летний период Зимний период Летний период Зимний период
Газобалонная: с наружной установкой баллонов; с внутриквартирной установкой баллонов; портативные баллоны.     СПБТЛ   СПБТЛ   БТ   СПБТЗ   СПБТЛ   БТ   СПБТЛ   СПБТЛ   БТ    
Групповые установки:   без испарителей;   с испарителями.     СПБТЛ   СПБТЛ БТ     СПБТЗ   СПБТЗ СПБТЛ БТ     СПБТЗ СПБТЛ СПБТЗ СПБТЛ       СПБТЗ   СПБТЗ СПБТЛ

В товарных сжиженных газах при получении их на нефтеперерабатывающих заводах могут присутствовать различные компоненты. Однако в качестве бытового топлива предусматривается применение только фракций С3 и С4 и допустимые к ним примеси с избыточным давлением до 1,6 МПа.

Для осуществления регазификации (испарения) сжиженного газа в емкостях и баллонах для получения проектного давления используют тепло окружающего воздуха или искуственный подогрев жидкости для её испарения. Температуру в емкостях можно принимать на 5–6 °С ниже темпратуры внешней среды. Минимально необходимое давление в емкости для работы установки с учетом потерь давления в горелках и регуляторе давления можно принимать 1,4 атм.

Емкость баллонов с СНГ категорически запрещается заполнять более чем на 85 %, из-за аварийных ситуаций, при его расширении. Поставляемые сжиженные нефтяные газы, представляют собой в основном смесь пропана и бутанов. Причем зимой пользуются газом с максимальным содержанием пропана, т.к. температура его кипения

tкип = –42 °С, а летом – преимущественно Н-бутана, поскольку он легко испаряется, т.к. tкип = –0,5 °С.

Пропан-бутановые газы как топливо активно вытесняются сетевым и сжиженным природным газом как с промышленных объектов, так и сельскохозяйственных регионов, широко их использующих, по двум основным причинам. Во-первых, температура их возгорания – менеее 2 % в воздухе (природный газ воспламеняется при 7–17 %), во-вторых, плотность пропана в 1,5 раза выше плотности воздуха, бутана – в 2,2 раза и более. Все это часто вызывает аварийные ситуации.

Для сравнения, при утечке в помещении метана, плотность которого ниже воздуха (ρ = 0,716) – он накапливается в верхней зоне помещения, пропан-бутановые газы опускаются вниз, стелются по полу, по земле и могут заполнить подвалы, колодцы, нижние этажи и другие подземные помещения.

Вопросы для самопроверки

1. Из каких источников получают сжиженные газы (СНГ), из каких углеводородов они состоят, и какую имеют общую химическую формулу?

2. Расскажите о положительных и отрицательных сторонах СНГ, чем они одорируются?

3. Расскажите о качестве СНГ и его использовании. Какими видами транспорта его поставляют?

4. Что значит зимний, летний и технический пропан-бутан?

5. Из каких основных фракций состоит сжиженный газ?

6. При каком давлении содержится СНГ в баллонах, и какой объем баллона допускается им заполнять?

7. Какая температура кипения пропана и бутана, какова их плотность?

8. Почему пропан-бутановые газы вытесняются из рынков сбыта?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 5

Требования к газовым приборам и аппаратам

Работа газовых приборов характеризуется тепловой мощностью и эффективностью, которая оценивается коэффициентом полезного действия и теплопроизводительностью.

Различают номинальные и предельные значения этих показателей. Номинальной тепловой мощностью называют мощность, при которой аппарат имеет наилучшие рабочие показатели – наибольшую полноту сгорания газа при наиболее высоком КПД. При этом в конструктивных элементах газовых приборов и аппаратов не должно возникать опасных тепловых напряжений, которые смогут сократить срок их службы. Номинальная тепловая мощность, которая указывается в паспорте прибора, определяется при номинальной тепловой нагрузке. Предельной тепловой мощностью является максимальная тепловая нагрузка, превышающая номинальную на 20 %. Безопасность работы газовых приборов характеризуется полнотой сгорания газа и устойчивой работой газогорелочных устройств.

Для нормальной работы газогорелочного устройства необходимо обеспечить:

– подачу топлива с определенными параметрами; подачу воздуха в количестве достаточном для полного сжигания газа;

– перемешивание газа с воздухом;

– зажигание газовоздушной смеси и поддержание в зоне горения температуры, обеспечивающей полноту сгорания горючих компо­нентов этой смеси;

– своевременный отвод продуктов сгорания из зоны горения без нарушения процессов сжигания газа.

Бытовую газовую аппаратуру можно сгруппировать следующим образом:

– приборы для приготовления пищи (газовые плиты); приборы для горячего водоснабжения (проточные водонагреватели);

– приборы для индивидуального отопления (емкостные водонагреватели, газовые камины).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 6

Газовые плиты выпускают двух типов:

1) стационарные напольные 2-, 3- и 4-горелочные с духовым шкафом;

2) настольные переносные, преимущественно 2-горелочные.

Основные параметры и размеры серийно выпускаемых унифицированных газовых бытовых плит должны отвечать требованиямсуществующих норм (табл. 12.1).

Таблица 12.1

Характеристики унифицированных газовых стационарных

бытовых плит

Характеристика Норма для плит
напольных настольных
Число горелок стола, не менее
Число горелок стола нормальной тепловой мощности для плит, не менее: 2-горелочных 3-горелочных 4-горелочных        
Тепловая мощность горелок стола, кВт: пониженная нормальная повышенная   0,7 0,06 1,9 0,12 2,8 0,12
Тепловая мощность основной горелки духового шкафа на единицу объема, кВт/дм3, не более 0,09 -
Тепловая мощность жарочной горелки духового шкафа кВт, не более 3,5 -
КПД горелок стола при номинальном режиме, %, не менее    
Индекс оксида углерода, % об., не более 0,010
Полезный объем духового шкафа, дм3, не менее: 1- и 3-горелочных плит 4- горелочных и более         - -
Размеры входного объема духового шкафа, мм, не менее: высота ширина         - -

Универсальные газовые бытовые плиты с привязочными размерами представлены на рис. 12.1.

Детали бытовых газовых плит изготавливают из материалов, обеспечивающих коррозионную и термическую стойкость, долговечность и надежность в эксплуатации.

Для ручек и кранов используют пластмассы и, другие материалы, термически стойкие при температуре до 150 °С.

Газопроводы и арматура бытовых газовых плит должны быть герметичными. Потери давления в приборах при автоматическом регулировании не должны превышать 100 Па.

Плиты изготавливают для работы на природном и сжиженных газах с номинальным давлением 2…3 кПа.

Унифицированная бытовая газовая плита ПГ4 (рис. 12.2) представляет собой тумбу без ножек. На лицевой стороне плиты размещен распределительный щиток с пятью ручками, имеющими указатели. Все ручки снабжены устройствами, предохраняющими от случайного поворота из положения “0” (закрыто). Стол плиты закрытого типа одновременно служит поддоном для сбора пролитой пищи. Конфорочные решетки – прутковые, эмалированные или оксидированные.

Духовой шкаф представляет собой цельносварную конструкцию, имеющую съемное дно и подвески для трех полок; объем духового шкафа от 53 дм3. Дисковая горелка не имеет запальника и зажигается через откидной лючок на дне духового шкафа.

В настоящее время широко используются 4-горелочные плиты повышенной комфортности ПГ4-ВК, имеющие габаритные размеры 600x600x850 мм. Объем духового шкафа такой плиты 70 дм3.

а б

Рис. 12.1. Универсальные газовые бытовые плиты:

напольные (а); настольные (б)

Рис. 12.2. Общий вид унифицированной бытовой плиты ПГ4:

1 – крышка плиты или щиток; 2 – крышка горелки; 3 – насадка горелки стола;

4 – решетка духового шкафа; 5 – противень для выпечки; 6 – жаровня;

7 – горелка духового шкафа; 8 – дверка сушильного шкафа; 9 – дверка духового шкафа; 10 – термоуказатель; 11 – распределительный щиток; 12 – решетка стола

Автоматика терморегулирования включает в себя отсекатель газа (на случай погасания пламени) для обеих входящих в комплект плиты горелок: основной и жаровой.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 7

Основными узлами проточного водонагревателя (рис. 12.3) являются: газогорелочное устройство, теплообменник, система автоматики и газоотвод.

Газ низкого давления подается в инжекционную горелку 8. Продукты сгорания проходят через теплообменник и отводятся в дымоход. Теплота продуктов сгорания передается протекающей через теплообменник воде. Для охлаждения огневой камеры служит змеевик 10, через который циркулирует вода, проходящая через калорифер.

Газовые проточные водонагреватели оборудованы газоотводящими устройствами и тягопрерывателями, которые в случае кратковременного нарушения тяги предотвращают погасание пламени

газогорелочного устройства. Для присоединения к дымоходу имеется дымоотводящий патрубок.

Проточные водонагревательные аппараты предназначены для получения горячей воды там, где нет возможности обеспечить ее в централизованном порядке (от котельной или теплоцентрали), и относятся к приборам немедленного действия.

Рис. 12.3. Принципиальная схема проточного водонагревателя:

1 – отражатель; 2 – верхний колпак; 3 – нижний колпак; 4 –калорифер; 5 – запальник; 6 – кожух; 7 – блок-кран; 8 – горелка; 9 – огневая камера; 10 – змеевик

Аппараты оборудованы газоотводящими устройствами и тягопрерывателями, которые предотвращают в случае кратковременного нарушения тяги погасание пламени газогорелочного устройства. Для присоединения к дымовому каналу имеется дымоотводящий патрубок.

По номинальной тепловой нагрузке аппараты подразделяются:

— с номинальной тепловой нагрузкой 20934 Вт;

— с номинальной тепловой нагрузкой 29075 Вт.

Отечественная промышленность серийно выпускает аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые ВПГ-20-1-3-П и ВПГ-23-1-3-П. Техническая характеристика указанных водонагревателей приведена в табл. 12.2. В настоящее время разрабатываются новые виды водонагревателей, но их конструкция близка к ныне действующим.

Все основные элементы аппарата смонтированы в эмалированном кожухе прямоугольной формы.

Передняя и боковые стенки кожуха съемные, что создает удобный и легкий доступ к внутренним узлам аппарата для профилактических осмотров и ремонтов без снятия аппарата со стены.

Применяют водонагревательные проточные газовые аппараты типа ВПГ конструкция, которого представлена на рис. 12.4.

На передней стенке кожуха аппарата расположены ручка управления газовым краном, кнопка включения электромагнитного клапана и смотровое окно для наблюдения за пламенем запальной и основной горелок. Сверху аппарата размещено газоотводящее устройство, служащее для отвода в дымоход продуктов сгорания, снизу – патрубки для подсоединения аппарата к газовой и водяной сетям.

Рис. 12.4. Аппарат водонагревательный проточный газовый бытовой типа ВПГ: 1 – газопровод; 2 – кран блокировочный газовый; 3 – горелка запальная; 4 – горелка основная; 5 – вход воды; 6 – тройник горелки; 7– теплообменник; 8 – устройство безопасности по тяге; 9 – датчик тяги; 10 – термопара; 11 – выход горячей воды; 12 – отвод отработанного газа  

Аппарат имеет следующие узлы: газопровод 1, кран блокировочный газовый 2, горелку запальную 3, горелку основную 4, патрубок холодной воды 5, блок водогазовый с тройником горелки 6, теплообменник 7, автоматическое устройство безопасности по тяге с электромагнитным клапаном 8, датчиком тяги 9, патрубок горячей воды 11 и газоотводящее устройство 12.

Принцип работы аппарата следующий. Газ по трубе 1 поступает в электромагнитный клапан, кнопка включения которого расположена справа от ручки включения газового крана. Газовый блокировочный кран водогазогорелочного блока осуществляет принудительную последовательность включения запальной го­релки и подачу газа к основной горелке. Газовый кран снабжен одной ручкой, поворачивающейся слева направо с фиксацией в трех положениях. Крайнему левому положению соответствует закрытие подачи газа на запальную и основную горелки. Среднему фиксированному положению (поворот ручки вправо до упора) соответствует полное открытие крана для поступления газа на запальную горелку при закрытом положении крана на основную горелку. Третьему фиксированному положению, достигаемому нажимом на ручку крана в осевом направлении до упора с последующим поворотом до конца вправо, соответствует полное открытие крана для поступления газа на основную и запальную горелки. Кроме ручной блокировки крана, на пути газа к основной горелке имеются два автоматических блокировочных устройства. Блокировка поступления газа в основную горелку 4 при обязательной работе запальной горелки 3 обеспечивается электромагнитным клапаном.

Блокировка подачи газа в горелку в зависимости от наличия протока воды через аппарат производится клапаном, имеющим привод через шток от мембраны, расположенной в водогазогорелочном блоке. При нажатии на кнопку электромагнита клапана и открытом положении блокировочного газового крана на запальную горелку газ через электромагнитный клапан поступает в блокировочный кран и далее через тройник по газопроводу к запальной горелке. При нормальной тяге в дымоходе (разрежение составляет не менее 2,0 Па). Термопара, нагреваемая пламенем запальной горелки, передает импульс электромагнитному клапану, который автоматически открывает доступ газа к блокировочному крану. При нарушении тяги или ее отсутствии биметаллическая пластина датчика тяги нагревается уходящими продуктами сгорания газа, открывает сопло датчика тяги, и газ, поступающий во время нормальной работы аппарата на запальную горелку, уходит через сопло датчика тяги. Пламя запальной горелки гаснет, термопара охлаждается, и электромагнитный клапан отключается (в течение 60 с), т. е. прекращает подачу газа к аппарату. Для обеспечения плавного зажигания основной горелки предусмотрен замедлитель зажигания, работающий при вытекании воды из надмембранной полости как обратный клапан, частично перекрывающий сечение клапана и тем самым замедляющий движение мембраны вверх, а, следовательно, и зажигание основной горелки.

Таблица 12.2

Технические характеристики проточных газовых водонагревателей

Характеристика Марка водонагревателя
ВПГ-Т-3-П I ВПГ-20-1-3-П I ВПГ-231 ВПГ-25-1-3-В
Тепловая мощность основной горелки, кВт 20,93 23,26 23,26 29,075
Номинальный расход газа, м3/ч: природного сжиженного     2,34-1,81 0,87-0,67     2,58-2,12 0,96-0,78     2,94 0,87     не более 2,94 не более 1,19
Коэффициент полезного действия, %, не менее
Расход воды при нагреве на 45 °С, л/мин, не менее 5,4 6,1 7,0 7,6
Давление воды перед аппаратом, МПа: минимальное номинальное максимальное   0,049 0,150 0,590   0,049 0,150 0,590   0,060 0,150 0,600   0,049 0,150 0,590
Разряжение в дымоходе для нормальной работы аппарата, Па        
Габариты аппарата, м: высота ширина глубина                
Масса аппарата, кг, не более 15,5

К высшему классу относится аппарат водонагревательный проточный ВПГ-25-1-3-В (табл. 12.2). Всеми процессами он управляет автоматически. При этом обеспечивается: доступ газа к запальный горелке только при наличии на ней пламени и протока воды; прекращение подачи газа к основной и запальной горелкам при отсутствии разряжения в дымоходе; регулирование давления (расхода) газа; регулирование расхода воды; автоматический розжиг запальной горелки. Пока еще широко используются емкостные водонагреватели АГВ-80 (рис. 12.5) состоящие из бака из листовой стали, горелки с запальником и приборов автоматики (электромагнитный клапан с термопарой и терморегулятором). В верхней части водонагревателя установлен термометр для контроля за температурой воды.

Рис. 12.5. Автоматический газовый водонагреватель АГВ-80

1 – тягопрерыватель; 2 – муфта термометра; 3 – блок автоматики безопасности по тяге;

4 – стабилизатор; 5 – фильтр; 6 – магнитный клапан; 7– - терморегулятор; 8 – кран газовый; 9 – горелка запальная; 10 – термопара; 11 – заслонка; 12 – диффузор; 13 – горелка основная; 14 – штуцер для подачи холодной воды; 15 – бак; 16 – термоизоляция;

17 –кожух; 18 – патрубок;для выхода горячей воды к квартирной разводке;

19 – предохранительный клапан

Элементом безопасности служит электромагнитный клапан 6. Газ, поступая в корпус клапана из газопровода через кран 8, зажигая запальник 9, нагревает термопару и поступает на основную горелку 13,на которой газ зажигается от запальника.

Таблица 12.3

Технические характеристики газовых водонагревателей

с водяным контуром

Характеристика Марка водонагревателя
АОГВ-6-3-У АОГВ-10-3-У АОГВ-20-3-У АОГВ-20-1-У
Габариты, мм: диаметр высота ширина глубина   – –   – –   –   – –
Площадь отапливаемого помещения, м2, не более 80–150
Номинальная тепловая мощность основной горелки, Вт
Номинальная тепловая мощность запальной горелки, Вт
Температура воды на выходе из аппарата, °С 50–90 50–90 50–90 50–90
Минимальное разряжение в дымоходе, Па
Температура продуктов сгорания на выходе из аппарата, °С, не менее
Присоединительная трубная резьба штуцеров, дюйм: для подвода и отвода воды для подачи газа     1 ½ 1 ½     1 ½ 1 ½     ¾     ¾
Коэффициент полезного действия, %, не менее

Автоматический газовый водонагреватель АГВ-120 предназначен для местного горячего водоснабжения и отопления помещений площадью до 100 м2. Водонагреватель представляет собой вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 120 л, заключенный в стальной кожух. В топочной части установлена чугунная инжекционная газовая горелка низкого давления, к которой закреплен кронштейн с запальником. Горение газа и поддержание определенной температуры воды регулируются автоматически.

Схема автоматического регулирования двухпозиционная. Основные элементы блока автоматики регулирования и безопасности - сильфонный терморегулятор, запальник, термопара и электромагнитный клапан.

Водонагреватели с водяным контуром типа АОГВ работают на природном газе, пропане, бутане и их смеси.

Рис. 12.6. Аппарат отопительной газовой АОГВ-15-1-У:

1 – терморегулятор; 2 – датчик тяги; 3 – запорно-регулирующий кран;

4 – клапан-отсекатель; 5 – штуцер запальной горелки; 6 – фильтр;

7 – термометр; 8 – штуцер прямого (горячего) водопровода; 9 – соединительная трубка (общая); 10 – тройник; 11 – соединительная трубка датчика тяги; 12 – импульсный трубопровод запальной горелки; 13 – предохранительный клапан; 14 – соединительная трубка датчика погасания пламени; 15 – крепежный болт; 16 – асбестовая прокладка; 17 – облицовка; 18 – датчик погасания пламени; 19 – коллектор; 20 – газопровод

Аппараты типа АОГВ в отличие от емкостных водонагревателей применяются только для отопления.

Аппарат АОГВ-15-1-У (рис. 12.6), выполненный в виде прямоугольной тумбы с белым эмалевым покрытием, состоит из котла теплообменника, дымоотводящего патрубка с регулировочной заслонкой в качестве стабилизатора тяги, кожуха, газогорелочного устройства и блока автоматического регулирования и безопасности.

Газ из фильтра 6 попадает в клапан-отсекатель 4, из которого имеется три выхода:

1) основной – на запорно-регулирующий кран 3;

2) к штуцеру 5 верхней крышки для подачи газа на запальную горелку;

3) к штуцеру нижней крышки для подачи газа к датчикам тяги 2 и погасания пламени 18;

Через запорно-регулирующий кран газ поступает в терморегулятор 1 и по газопроводу 20 в коллектор 19, откуда через два сопла подается в конфузор горелочных насадков, где смешивается с первичным воздухом, и затем направляется в топочное пространство.

а б

Рис. 12.7. Горелки вертикальная (а) и регулируемая с горизонтальным

трубчатым смесителем (б):

1 – колпачок; 2 – огневой насадок; 3 – диффузор; 4 – шибер; 5 – ниппель сопла;

6 – корпус сопла; 7 – резьбовая втулка; 8 – трубка-смеситель; 9 – мундштук-смеситель

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 8

В бытовых газовых плитах (рис. 12.7) применяют инжекционные горелки с предварительным смешением газа с частью воздуха. Горелки имеют торцевой шибер для регулирования первичного воздуха, раструб конфузора и вставной распределитель с центральным каналом для двухстороннего подвода вторичного воздуха. Горелки выполнены вертикальными (рис. 12.7, а), смесители газа с воздухом – трубчатые – горизонтальные (рис. 12.7, б).

Вопросы для самопроверки

1. Какими параметрами характеризуется работа газовых приборов?

2. Назовите величину предельной тепловой нагрузки газового прибора. Чем характеризуется безопасность работы газовых приборов и аппаратов?

3. Какими условиями необходимо обеспечить газовый прибор для нормальной его работы?

4. Что Вы знаете о газовых плитах, дайте их характеристику.

5. Какие Вы знаете конструктивные показатели газовых плит?

6. Для чего служат водонагреватели? Дайте характеристику проточных водонагревателей.

7. Что Вы знаете об автоматическом водонагревателе АГВ-80?

8. Расскажите о конструктивных особенностях аппарата отопительного 15-1-У.

9. Из каких основных узлов состоит горелочное оборудование?

10. Изобразите инжекционную горелку водонагревателя АГВ-80.

Учет расхода газа

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 9

Расход – это количество вещества, протекающего через данное сечение в единицу времени. Прибор, измеряющий расход вещества, называется расходомером, а прибор, измеряющий массу и объем вещества, – счетчиком. Прибор, позволяющий одновременно измерять расход и количество вещества, называется расходомером со счетчиком.

Устройство, воспринимающее измеряемый расход (диафрагма) и преобразующее его в другую величину (перепад давлений), удобную для измерения, называют преобразователем расхода.

Количество вещества измеряют в единицах массы (т, кг, г) или в единицах объема (м3, см3, л). Расход измеряют в единицах массы или объёма, отнесенных к единицам времени (кг/ч, м3/ч).

Расход характеризует мощность системы, например газопровода. На практике для расчета между поставщиками и потребителям и важно знать не только расход газа, подаваемого к потребителю, но и количество газа, поданного за определенный промежуток времени (сутки, месяц, год).

Так как объем измеряется счетчиком при текущих значениях рабочей температуры, давления и плотности газа, необходимо измеренную величину привести к единому постоянному физическому параметру (стандартным или нормальным физическим условиям).

Нормальные физические условия: давление – 101325 Па, температура – 273,15 К (0°С).

Стандартные условия: давление – 101325 Па, температура – 293,1 К (20 °С).

Приведение измеренного расхода газа к нормальным физическим условиям (н.у.) производится по формуле

где Qo – расход газа при нормальных физических условиях; Qp – расход газа при рабочих условиях; рат – барометрическое давление воздуха; рр – избыточное рабочее давление воздуха; t0 – нормаль­ная температура; р0 – нормальное атмосферное давление; tp – температура воздуха при рабочих условиях; z – коэффициент сжи­маемости газа.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 10

Рассмотрим работу ротационных барабанных счетчиков типа РГ (рис. 13.1, табл. 13.1), предназначенных для измерения расхода газа с давлением не более 0,1 МПа при температуре газа окружающего воздуха в пределах от 0 до +50 °С.

Счетчик типа РГ состоит из измерителя, счетного механизма и дифференциального манометра.

В чугунном корпусе измерителя расточены два полуцилиндра, в каждом из которых размещен ротор, имеющий форму восьмерки. Расположение роторов – взаимно-перпендикулярное. На шейках роторов смонтированы шестерни. Эти шестерни, находясь во взаимном зацеплении, обеспечивают синхронное вращение роторов в противоположных направлениях.

Рис. 13.1. Ротационный счетчик типа РГ: схема работы (а); общий вид РГ-40, РГ-100 (б); общий вид РГ-250, РГ-400, РГ-600, РГ-1000 (в)

а б в

В боковых стенках корпуса смонтированы подшипники-опоры для роторов. Газ поступает в счетчик через верхний патрубок и выходит через нижний. Давление газа на выходе всегда меньше, чем на входе. Этот перепад давлений расходуется на вращение роторов в направлениях, показанных на рис. 13.1 а. За один полный оборот роторов дважды проходит наполнение газом пространства между ними и стенками корпуса (на рисунке условно отмечено точками), являющегося измерительным объёмом, и дважды происходит выталкивание этого объема газа через нижний патрубок. Число оборотов фиксирует счетный механизм, имеющий окошко для снятия значений объема газа, пропущенного через счетчик.

Таблица 13.1

Размеры и масса ротационных счетчиков

Марка счетчика Размеры, мм Масса, кг
Dy H A Б D В Г
РГ-40 164 260 10,5
РГ-100 260 340 27,5
РГ-250 380 425 275 170
РГ-400 380 530 290 170
РГ-600 470 620 290 200
РГ-1000 548 710 290 275

Примечания.1.Цифры в марке счетчика – номинальный расход газа, м3/ч.

2. Присоединительные размеры фланцев на py = 2,5 кгс/см2.

Ротационные счетчики барабанного типа являются высокоточными, на изменение их показания трудно повлиять, но применяются они преимущественно при больших расходах газа. В настоящее время созданы и другие конструкции газовых счетчиков, чувствительным элементом которых является, например, вибрирующаяся мембрана, определяющая расход газа, через слабый подаваемый на одноточечную ЭВМ электрический сигнал. Но эти счетчики дают погрешность и в первую очередь при внешних воздействиях на неё.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 11

Промышленные и коммунальные предприятия расходуют большое количество газа, измеряемое сотнями и даже десятками тысяч кубических метров в час. Поэтому эти предприятия в большинстве случаев присоединяют к газопроводам высокого или среднего давления, и нередко под таким давлением газ подается к газопотребляющим установкам. Иногда в район промышленных предприятий прокладывают специальные газопроводы, в которых поддерживают более высокое давление, чем в остальных сетях города, например, на газоперерабатывающие заводы.

Газ на территорию предприятия обычно подают по подземному газопроводу. Для обеспечения большей надежности газоснабжения желательно делать второй ввод от другого магистрального газопровода и на территории предприятия эти вводы соединять между собой. На промышленных предприятиях, использующих газ для технологических целей, очень часто для разных установок требуется различная величина давления. Для снижения давления и поддержания его на заданном уровне, на вводе газопровода на территории предприятия оборудуют газорегуляторный пункт (ГРП), в котором нередко также размещают пункт учета газа. Кроме того, для отдельных цехов и крупных газопотребляющих установок оборудуют местные редуцирующие установки (ГРУ), снижающие давление газа до необходимой величины. При этом ГРУ по конструктивному оформлению отличается от ГРП только наличием более точных показывающих приборов. Схема газоснабжения предприятия показана на рис. 14.1.

Вводы газопроводов в цехи промышленных предприятий и котельные, как правило, устраивают непосредственно в помещениях, где находятся агрегаты, использующие газ. При устройстве ввода газопровода на территории коммунального или промышленного предприятия, обычно перед забором газа, устанавливают отключающее устройство. Чаще всего для этих целей используют задвижку с линзовым компенсатором или кран в колодце. Отключающее устройство также устанавливают на вводе в цех, как правило, внутри здания.

Рис. 14.1. Схема газоснабжения предприятия

Газопроводы, прокладываемые на территории предприятия (межцеховые) могут быть как подземные, так и надземные. К подземным газопроводам предъявляют такие же требования, как и к уличным. Широко распространена надземная прокладка особенно на небольших территориях и при большом количестве подземных коммуникаций. Надземную прокладку газопроводов производят по наружным стенам зданий, несгораемым покрытиям, отдельно стоящим колоннам (опорам) и эстакадам из несгораемых материалов (рис. 14.2). Трубы и арматуру надземных газопроводов для защиты от коррозии

Рис. 14.2. Прокладка газопроводов на предприятии:

на столбах (а); по стенам (б); 1 – растяжки; 2 – футляр; 3 – газопровод в цехе

окрашивают. При транспортировании влажного газа газопроводы покрывают тепловой изоляцией и укладывают с уклоном не менее 0,003 с установкой в низших точках дренажных устройств и штуцеров (для спуска конденсата). Желательно внутренний диаметр таких газопроводов увеличивать на один размер (на возможную пленку льда).

Таблица 14.1

Минимальная высота прокладки надземных газопроводов

Место прокладки Высота, м
В непроезжей части территории в местах прохода людей 2,2
На свободной территории вне проезда транспорта и прохода людей 0,5
В местах:
пересечения автомобильных дорог 4,5
пересечения путей неэлектрифицированной железной дороги (до головки рельса) 5,6  
пересечения электрифицированных участков железных дорог и трамвайных путей (до головки рельса) 7,1  
пересечения с контактной сетью троллейбуса 7,3
пересечения внутризаводских железнодорожных путей для перевозки жидкого чугуна или горячего шлака (до головки рельса)  
то же, при устройстве тепловой защиты газопровода

Надземные газопроводы, пересекающиеся с воздушными линиями электропередач (ЛЭП), должны проходить ниже ЛЭП на расстоянии 1–5 м в зависимости от величины напряжения. В местах пересечения с линиями электропередачи на газопроводе устанавливают ограждения для защиты от падения на него провода. Высота прокладки надземных газопроводов зависит от места прокладки и наличия искусственных сооружений, которые пересекаются газопроводами. Минимальная высота прокладки надземных газопроводов от нижней точки конструкции перехода газопровода до поверхности земли приведена в табл. 14.1. Газопроводы разрешается прокладывать по опорам или эстакадам совместно с другими трубопроводами при условии обеспечения свободного осмотра и ремонта каждого из трубопроводов. Совместная прокладка газопроводов и электролиний не допускается. Пролет между опорами стальных газопроводов при транспортировке сухого газа определяется по условиям прочности, а при подаче влажного газа — по условиям допустимого прогиба, чтобы в газопроводе (в прогибе) не скапливалась вода.

Таблица 14.2

Величины пролетов стальных газопроводов

Диаметр условного прохода, мм Расстояние между опорами, м Диаметр условного прохода, мм Расстояние между опорами, м
по условиям прочности по условиям прочности при уклоне 0.000 по условиям прочности по условиям прочности при уклоне 0.000
9,5 2,5 37,5 14,5
10,5 41,5 16,5
3,5 18,5
46,5 20,5
4,5 22,5
16,5 53,5
21,5 6,5
26,5
28,5
33,5

Максимальный прогиб газопровода должен быть ограничен величиной

Δ = 0,02Dy , (14.1)

где Dy – условный диаметр газопровода.

Рекомендуемые величины пролетов для стальных газопроводов приведены в табл. 14.2 (расстояние между опорами).

Газопроводы внутри зданий коммунальных и промышленных предприятий, как правило, прокладывают открыто. Допускается скрытая прокладка в бороздах стен, закрываемых легко снимаемыми щитами, имеющими отверстия для вентиляции. В предприятиях общественного питания, лабораториях, а также в некоторых цехах промышленных предприятий допускается прокладка подводящих газопроводов к отдельным агрегатам и газовым приборам с заделкой в бетонном полу. В цехах промышленных предприятий допускается также прокладка газопроводов в каналах пола со съемными несгораемыми щитами. Однако такая прокладка недопустима, если по условиям производства возможно попадание в каналы кислот и других жидкостей, вызывающих коррозию газопровода. Нельзя прокладывать газопроводы в каналах пола на предприятиях пищевой промышленности и предприятиях общественного питания, так как в каналы могут попадать пищевые продукты (отходы), создающие антисанитарные условия. При открытой прокладке газопроводов внутри помещений необходимо соблюдать определенные расстояния от строительных конструкций, технологического оборудования и трубопроводов другого назначения, обеспечивающие возможность монтажа, осмотра и ремонта газопроводов и установленной на них арматуры. Нельзя прокладывать газопроводы, пересекая оконные и дверные проемы и в местах возможного воздействия коррозионно-активных. жидкостей и газов. При прокладке газопроводов в зоне непосредственного теплового излучения топок производственных агрегатов предусматривают тепловую защиту труб. Прокладка газопроводов через помещения, где газ не используется, допускается только для газопроводов низкого и среднего давления при выполнении следующих условий: соединение газопроводов сваркой; отсутствие какой-либо арматуры; обеспечение беспрепятственного круглосуточного доступа эксплуатационного персонала в помещения. Не допускается прокладывать газопроводы транзитом через подвальные помещения, помещения взрывоопасных производств, через склады взрывоопасных и горючих материалов, помещения электрораспределительных устройств и подстанций.

В цехах промышленных предприятий и котельных на газопроводе у каждого агрегата устанавливают последовательно два отключающих устройства, причем вторым отключающим устройством служат кран, задвижка или вентиль, устанавливаемые непосредственно перед горелкой. Монтируемая на газопроводах арматура должна быть доступна для обслуживания, осмотра и ремонта. При расположении арматуры на высоте более 2 м предусматривают площадки из несгораемого материала с маршевыми лестницами или дистанционный привод.

Газопроводы цехов промышленных предприятий и котельных оборудуют специальными продувочными линиями с запорными устройствами, присоединяющимися к газопроводам между отключающими устройствами агрегатов. Продувочные линии предназначены для того, чтобы обеспечить сброс газовоздушной смеси из газопровода при пуске газа и полностью исключить возможность попадания газа в топочное пространство агрегатов при их отключении за счет соединения участка газопровода.

Вопросы для самопроверки

1. Почему чаще всего на промышленных и коммунальных предприятиях применяют газопроводы среднего и даже высокого давления?

2. Дайте схему газоснабжения предприятия.

3. Чем отличается в конструктивном плане ГРП от ГРУ? Почему ГРУ часто применяют на производстве, где не допускается недожог или пережег продукции?

4. Виды прокладки газопроводов на территории предприятия и в цехах.

5. Какие Вы знаете размеры высоты надземных газопроводов и как они связаны с другими инженерными коммуникациями?

6. По какой формуле определяют максимальный прогиб газопровода, и для каких целей он определяется?

7. Для каких целей применяются продувочные линии на газовых сетях?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 12

Процессы коррозионных разрушений

Коррозией называется процесс разрушения металлов при их химическом, электрохимическом и биохимическом взаимодействии с окружающей средой. На промышленных объектах ничто не имеет такой планомерной разрушительной силы на металлы как коррозия. Она ежегодно выводит из строя до 10 % производимой стали, которая поступает на объекты в виде трубопроводов, оборудования различных конструкций. Процесс коррозии – самопроизвольный, он приводит к снижению свободной энергии металла, т. е. к получению термодинамически менее устойчивых по сравнению с исходным металлом соединений. Сам термин произошел от латинского corrosion – разъедание. Следует отличать от эрозии (errodere – разрушать). По механизму процесса коррозия подразделяется на:

– химическую – процесс, который протекает за счет химической реакции, без разделения на отдельные стадии. К ней относят газовую коррозию, например, окисление металла при нагреве, коррозию в неэлектролитах.

– электрохимическую – процесс, который подчиняется законам электрохимической кинетики. В отличие от химической коррозии в этом случае всегда протекают две группы реакций - катодная и анодная, которые не обязательно локализованы на отдельных участках поверхности коррозирующего образца. За счет возникающего электрического тока возможно удаление продуктов коррозии от участков разрушения.

– биокоррозию – процесс, который связан с воздействием микроорганизмов на метал. При этом металл разрушается или является питательной средой, а также может подвергаться действию продуктов выделения микроорганизмов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 13

Общая коррозия называется равномерной, если фронт коррозионного разрушения распространяется параллельно плоскости металла (рис. 15.1, а), и неравномерной, если скорость коррозии на различных участках неодинакова (рис. 15.1, б).

Примером общей коррозии (рис. 15.1, в) является избирательная коррозия, которая характерна для сплавов – твердых растворов. Она заключается в разрушении одного из компонентов. Например, в случае коррозии латуни разрушается цинк, ионизируясь и переходя в раствор, а поверхностный слой материала обогащается медью.

Местная коррозия имеет ряд разновидностей, среди которых наиболее распространены следующие:

– коррозия пятнами, в виде отдельных раковин, язв (рис. 15.1, г);

– точечная или питтинговая коррозия – разрушение в глубину металла с образованием пор, вплоть до сквозных отверстий (рис. 15.1, д);

– межкристаллитная коррозия – разрушение металла по границам кристаллов (рис. 15.1, е), при этом внешних проявлений процесса может и не наблюдаться;

– внутрикристаллитная коррозия – разрушение металла по зернам кристаллов (рис. 15.1, ж). Этот вид коррозии наблюдается при коррозионном растрескивании, протекающем под воздействием внешних механических нагрузок или внутренних напряжений в металле, или под влиянием водорода при сероводородной коррозии.

а б в

г д е ж

Рис. 15.1. Виды общей коррозии:

сплошная равномерная коррозия (а); сплошная неравномерная коррозия(б); избирательная коррозия (в); неравномерная коррозия пятнами (г); неравномерная точечная коррозия (д); межкристаллитная коррозия(е); внутрикристаллитная коррозия при

коррозионном растрескивании под действием внешних сил(ж)

Внутренние поверхности газопроводных систем могут быть подвержены как химической, так и электрохимической коррозии. Например, внутренние полости газовых скважин на определенной глубине, где присутствуют высокие температуры газа, а вода находится в парообразном состоянии, коррозия протекает по химическому процессу. А в газопроводах, где вода сконденсировалась, а в составе газа присутствуют агрессивные компоненты (углекислый газ, сероводород, кислород, органические кислоты) протекает электрохимическая коррозия.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 14

Наружные поверхности подземных стальных газопроводов подвергаются электрохимической (почвенной) коррозии (т. к. находятся под влиянием отрицательного воздействия влажных насыщенных агрессивными компонентами грунтов и блуждающих токов).

Влажный грунт, окружающий газопровод, представляет из себя сложный комплекс воздействия, так как содержит в своем составе различные соли, кислоты (органическую, муравьиную, аминокислоты и др.), щелочи, кислород. В сочетании с неоднородностью металла, создаются условия для возникновения на поверхности газопровода гальванических элементов (пар), вызывающих коррозию металла на анодных участках. Причем, если коррозионные процессы в кислой среде (рН < 7), увеличиваются, то в щелочной (рН > 7) замедляются, а при рН = 14 вообще, как правило, приостанавливаются.

Условия образования гальванических пар можно рассмотреть на примере (рис. 15.2).

Рис. 15.2. Поляризация элементов:

при разных металлах (а); при структурной неоднородности

одного и того же металла (б)

Если, например, в электролит поместить два электрода, один из цинка, а другой изжелеза (рис. 15.2, а), и соединить их внешней цепью, то в образовавшейся замкнутой электрической цепи цинковый электрод поляризуется анодно, а железный катодно. Во внешней цепи ток потечет от катода (+) к аноду (–), а в электролите, наоборот – от анода к катоду. На аноде будет происходить вынос ионов металла в электролит, сопровождающийся разрушением анода, а на катоде пойдет процесс восстановления из электролита водорода и кислорода, не вызывающий разрушения металла. Из двух железных электродов (рис. 15.2, б) анодно будет поляризоваться электрод с нарушенной структурой или внешним повреждением (царапина, наклеп и др.).

Аналогично протекает процесс на поверхности трубопроводных систем и на поверхности газопровода (рис. 15.3).

При транспортировке труб или укладке трубопровода в траншею иногда при неаккуратном обращении на их поверхности образуются вмятины, царапины, а иногда в подповерхностном слое образуются металлургические дефекты (нарушение структуры, трещины, волосовины и др.). Эти места, при недостаточно надежной гидроизоляции трубопровода, являются инициаторами коррозионных разрушений. На рис. 15.3 показана гальваническая пара, образуемая на газопроводе.

В образовавшееся гальванической паре по металлу трубы, как по внешней цепи, ток потечет от катода к аноду, а в грунте (электролите) он потечет от анода к катоду, вызывая анодное разрушение стали в этом месте.

Рис. 15.3. Схема гальванической пары на поверхности газопровода:

1 – мокрый коррозионно-активный грунт; 2 – царапина; 3 – стенка трубы; 4 – внутренняя полость трубы; 5 – неповрежденный участок металла

При физико-химической и микроструктурной неоднородности металла на его поверхности образуется большое число микрокоррозионных пар, которые в короткие сроки могут вывести газопровод из строя. Особенно это опасно когда протекают коррозионные процессы, как на внешней, так и на внутренней поверхности газопровода. Поэтому при проектировании, строительстве и эксплуатации газопровода необходимо предусматривать надежную его защиту от коррозии и бережно сохранять на всех этапах строительства и во время эксплуатации.

Внешняя поверхность надземных газопроводов подвержена смешанной (атмосферной) коррозии. Этот вид, наиболее распространенной в природе коррозии, также считается электрохимической коррозией.

Коррозионной средой в этом случае является пленка влаги, в которой растворены кислород и двуокись углерода, а в промышленной атмосфере также двуокись серы, окислы азота, сероводород, органические кислоты и др. Толщина пленки в зависимости от условий образования может меняться в диапазоне от десятков ангстрем до десятых долей миллиметра. При толщине 1 мм и более считают, что газопровод полностью погружен в электролит.

Пленка влаги образуется после дождя или в результате конденсации влаги на поверхности. При относительной влажности ниже 100 % образуется капельная, химическая и адсорбционная конденсация. В природе почти всегда имеются условия образования конденсации даже при влажности близкой к 100 %.

Механизм атмосферной коррозии во многом определяется толщиной слоя электролита. При толщине пленки менее 100 ангстрем наблюдается сухая атмосферная коррозия (это разновидность химической коррозии). При толщине пленки от 100 ангстрем до 0,1 мкм –область влажной коррозии, от 0,1 мкм до 1 мм – область мокрой коррозии. Оба вида этой коррозии являются электрохимическими. Область мокрой коррозии имеет характерную особенность: утолщение пленки влаги снижает скорость коррозии, утончение увеличивает, поэтому самая большая коррозия наблюдается в щели, например в муфтовом соединении. При строительстве и эксплуатации трубопроводных систем иногда приходится сталкиваться и с морской коррозией. Морская коррозия представляет собою разновидность электрохимической коррозии в электролитах.

Своеобразие коррозионной среды заключается в достаточно высокой агрессивности морской воды. Соленость морской воды в мировом океане составляет 3,5 %, а в средиземном приближается к 4 %.

Особенно высокая коррозия наблюдается на разделе фаз: вода – воздух, грунт – воздух. Коррозионная активность грунта определяется его пористостью (воздухопроницаемостью), влажностью, солевым составом, электропроводностью, значением РН. Особенно опасны почвы, имеющие повышенную кислотность (РН ниже 3) и умеренную влажность (около 20 %). В сухих грунтах коррозия практически не протекает.

Электрокоррозия – это электрохимическая коррозия под воздействием блуждающих токов, вызванная действием утечек постоянного тока с линий вдоль трассовых электропередач, железнодорожных путей электропоездов, рельсовых путей трамвайных линий, силовых шин и т. д. Параллельные цепи блуждающих токов возникают из-за недостаточной изоляции рельсов от земли или силовых шин от пола; из-за плохого контакта между отдельными участками рельсового пути. Если в зоне блуждающих токов оказываются трубопроводы, то они становятся частью параллельной цепи, так как имеют несравнимо более высокую проводимость по сравнению с почвой.

Рис. 15.4. Схема воздействия блуждающих токов:

1 – рельсы; 2 – газопровод; 3 – электротранспорт;

I – катодная зона; II – нейтральная зона; III – анодная зона.

Участок входа становится катодной зоной, участок выхода тока – анодной, средняя часть составляет нейтральную зону (рис.15.4).

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 15

Коррозия внутренней поверхности газопроводных систем относится преимущественно к электрохимическому процессу, так как в составе транспортируемого газа всегда присутствует то или иное количество сконденсировавшейся влаги. И только в нижней части газовой скважины, где присутствуют высокие температуры (100 °С и более) процесс протекает в виде газовой незначительной коррозии, так как влага находится в паровой фазе.

В газопроводах, особенно в магистральных, а также на устье скважины коррозионные процессы вызывают коррозию значительных размеров, поскольку в составе газа всегда находятся те или другие активные в коррозионном отношении компоненты, такие, например, как: h3S, CO2, O2, органические кислоты и др.

Кроме того, разрушительные процессы увеличиваются, т. к. наряду с коррозией протекают эрозионные воздействия, в особенности на углах поворота трассы, тройниковых соединениях и т.д.

Коррозия в распределительных газопроводах значительно меньше, чем в магистральных, поскольку газ проходит многократную осушку на УКПГ, ГС, КС, ГРС.

Скорость коррозии и виды нарушений внутренней поверхности газопроводов наблюдаются в зависимости от скорости газового потока, наличия агрессивных компонентов, парциального давления компонентов, состава металла газопровода.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 16

Вопрос защиты внутренней и внешней поверхности газопроводных систем связан со знанием скорости их коррозионных разрушений. В практических условиях внутренняя коррозия газопроводов чаще всего определяется по потере массы образцов-свидетелей, устанавливаемых кассетным способом во фланцевое соединение газопровода или люк газопромыслового сосуда или аппарата.

а б в

Рис. 15.5. Схема установки образцов-свидетелей в межфланцевое

соединение трубопроводов:

кассета с образцами (а); образец-свидетель (б); фланцевое соединение с кассетой

и образцами-свидетелями (в); 1 – пластмассовое кольцо; 2 – крепежные винты

На рис.15.5, а представлена кассета блока образцов-свидетелей, на рис. 15.5, б – сам образец-свидетель, а на рис. 15.5, в – схема установки кассеты с образцами между фланцевыми соединениями газопровода.

Определение коррозии внутренней поверхности газопровода по образцам-свидетелям определяется по потере их веса за определенное время, находившееся в потоке газа.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 17

Коррозионная активность грунтов зависит от электропроводности, влажности, воздухопроницаемости, структуры и т. д.

Каждый из этих факторов определяет коррозионную активность, но учесть все их одновременно очень сложно. Поэтому выделяется основной показатель коррозионной активности грунта – его удельное электрическое сопротивление, которое является как бы функцией таких свойств грунта, как влажность, концентрация растворенных веществ, состав грунта и т.д., т.е. как бы объединяет все главные факторы, определяющие активность грунта. Определяется оно несколькими способами – полевыми и лабораторными. Наиболее распространено полевое измерение при помощи миллиамперметра и двух электродов (использование омметра).

Электрод с наконечником большей площади является катодом, а электрод с наконечником меньшей площади – анодом. Различная площадь наконечников электродов уменьшает влияние поляризации. Внутри электродных стержней имеются провода, с их помощью наконечники соединяются с источником питания – сухой трехвольтной батареей. Для измерения величины сопротивления наконечники устанавливаются на глубину прокладки газопровода, через 100–200 м, а само удельное сопротивление грунта определяется по формуле:

,

где – удельное сопротивление грунта; – электродвижущая сила батареи; – коэффициент, определяемый экспериментально для каждого прибора; – величина тока, протекающего через электроды.

Величина удельного сопротивления, полученная по этой формуле, сравнивается с табл. 15.1 и по этой таблице определяется коррозионная активность грунта.

Критерии оценки коррозионной активности грунтов определяется по 100 бальной системе выраженной в Ом/м.

Таблица 15.1.

Коррозионная активность грунтов

Удельное эл. сопротивление Ом·м Потеря массы образца, г Коррозионная активность Ориентировочная характеристика грунтов
более 100 до 1 низкая Песчаные, суглинистые
20 -100 1-2 средняя Глинистые, бедные черноземы
10-20 2-3 Повышенная Известняковые, богатые черноземы
5-10 3-6 Высокая Зашлакованные, замусоренные
менее 5 более 6 Весьма высокая Торфянистые

Для измерения сопротивления на трассе используют четырех электродную установку с приборами типов МС и ЭП-1 или двух электродную установку почвенного омметра.

Принцип действия этих установок заключается в пропускании постоянного тока между электродами, помещенными в исследуемый грунт на некотором расстоянии друг от друга в трассовых условиях. Фиксируемые при этом силы и напряжения тока на установке позволяют определить по закону Ома электрическое сопротивление грунта. Принципиальная схема измерения удельного сопротивления грунта с помощью двух электродной установки представлена на рис. 15.6.

Рис. 15.6. Схема измерения сопротивления:

1 – электрод катодный; 2 – источник постоянного тока; 3 – вольтметр; 4 – амперметр;

5 – электрод анодный

Лабораторный способ определения скорости коррозии наружной поверхности также определяется через величину коррозионной активности грунтов.

Для уточнения коррозионной активности грунта на трассе газопровода с глубины его заложения, через каждые 50–100 м, отбирают пробы грунта и определяют их в лабораторных условиях. г*

Просушенную при температуре не более 105 °С пробу грунта размельчают, просеивают через сито, засыпают в стальную банку диаметром 80 мм, высотой 110 мм и увлажняют до полного насыщения (рис. 15.7).

Перед засыпкой грунта в банку на диэлектрической опоре 1 размещают очищенную и взвешенную стальную трубку – образец диаметром 19 мм и длиной 100 мм. Затем к трубке и банке подключают источник постоянного тока напряжением 6 В на 24 часа. По истечении указанного срока трубку, являющуюся в электрической цепи анодом, вынимают из грунта, тщательно очищают от продуктов коррозии и взвешивают с точностью до 0,1 г.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 18

Направление блуждающих токов вгазопроводе определяют милливольтметрами, подключаемыми к газопроводу. Если стрелка прибора отклоняется вправо, то можно сделать вывод, что положительный потенциал будет на той точке газопровода, к которой подключен положительный полюс прибора. А так как ток течет от точки с положительным потенциалом к точке с отрицательным потенциалом, то при отклонении стрелки прибора вправо направление тока будет справа налево.

Величину тока, протекающего по газопроводу, можно определить по формуле:

;

где – падение напряжения на участке; – сопротивление измеряемого участка газопровода.

Это сопротивление можно определить по формуле:

где – удельное сопротивление газопровода в ом∙мм2/м; – длина измеряемого участка газопровода; – диаметр газопровода в мм; – толщина стенки газопровода в мм.

Если известно омическое сопротивление 1 погонный мгазопровода, то общее сопротивление на участке легко определяется по формуле

,

где – удельное сопротивление, обычно для стали равно 0,14 ом·мм2/м; – длина измеряемого участка газопровода.

Для определения зоны действия блуждающих токов составляются совместные потенциальные диаграммы газопроводов и прилегающих к ним рельсов электрифицированных путей по общим схемам газопроводов и рельсов. На схему наносятся места присоединения. После измерения потенциалов газопроводов и рельсов относительно земли составляется совместная диаграмма их потенциалов.

По этим диаграммам легко определить места входа и выхода блуждающих токов, что позволяет выбрать наиболее подходящий способ защиты газопроводов от электрической коррозии.

После укладки газопровода в грунт и его засыпки на нем производят основной комплекс электрических измерений с целью определения действительных электрических потенциалов газопровода относительно грунта, рельсов электротранспорта и соседних металлических сооружений, а также определяют величину инаправление блуждающих токов, протекающих по газопроводу. Замеры потенциалов газопровода производят вольтметрами или самопишущими приборами.

а б

Рис. 15.8. Контрольный пункт:

общий вид(а); клеммная головка(б);

1 –бетонный стакан; 2 –защитный колпак (ковер,); 3 –съемный колпачок; 4 –изолированная часть стального кожуха; 5 –разделительный слой битума внутри кожуха;

6 –контрольный электропроводник; 7 –неизолированная часть кожуха; 8 –защитный слой битума; 9 – минусовой зажим; 10 –плюсовой зажим; 11 –высокоомный вольтметр; 12 –клеммная головка, надеваемая вместо съемного колпачка при проведении замеров

При измерениях положительную клемму прибора подключают к газопроводу. Для подключения прибора к газопроводу используют контрольные пункты (см. рис. 15.8).

Вопросы для самопроверки

1. Что называется коррозией металлов, и какие Вы знаете коррозионные процессы. Поясните их сущность.

2. Какие Вы знаете виды коррозионных разрушений? Изобразите на рисунках их структуру.

3. Какой коррозии подвергается наружная поверхность газопроводов? Представьте схему поляризации коррозионного элемента (гальваническую пару).

4. Представьте схему гальванической пары на поверхности газопровода. В каком месте образуется анодный процесс, к чему он приводит?

5. Чем отличается внутренняя и внешняя коррозия газопроводов?

6. Что такое электрокоррозия? В каких случаях она возникает?

7. Расскажите о внутренней коррозии газопроводов. Какими агрессивными компонентами она вызывается?

8. Какие устройства и средства применяются для определения внутренней и внешней коррозии?

9. Как определяется коррозия грунтов? Представьте схему определения омического сопротивления грунтов в полевых условиях.

10. По какой формуле определяется величина тока в газопроводе? Поясните её составляющие.

11. Что такое контрольный пункт для определения величины блуждающих токов? Из каких деталей он состоит?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 19

Защита внешней поверхности газопроводов от коррозии (пассивная защита) осуществляется лакокрасочными материалами, битумно-минеральными, битумно-полимерными мастиками из полимерных липких лент. Нанесение этих защитных покрытий осуществляется после подготовки поверхности газопровода путем очистки, осушки, обезжиривания или нанесения праймера (1 часть битума – 2,5 части бензина) для улучшения адгезии покрытий к поверхности металла. Состав и свойства битумоминеральных, битумо-полимерных мастик и полимерных липких лент представлены в табл. 16.1, 16.2, 16.3, 16.4.

Таблица 16.1

Физико-механические свойства битумно-минеральных мастик

Показатель Мастика
I II III IV
Температура размягчения, °С, не менее 76…93 95…98 67…73
Глубина проникания иглы при 25°С, мм-1, не менее 20…30 10…20 20…25
Растяжимость при 25 °С, см, не менее 3,0…3,5 1,5…2,0 3,0…4,0 2,0
Вспенивание Не допускается
Содержание воды Следы

Таблица 16.2

Состав битумно-полимерных мастик

Мастика Компоненты мастик, % по массе
Битум БН- 70/30 Битум БН-90/10 Битум переокисленный с температурой размягчения 100…110К Атактический полипропилен Полиэтилен Полиэтилен порош- кообразный нестабилизи-рованный Масло зеленое или соевое
Битумно- атактическая
Бутадиен-3
Бутадиен-Л
Бутадиен-90
Бутадиен-80

Таблица 16.3

Физико-механические свойства битумно-полимерных мастик

Показатель Мастика
Битумно-атактическая Бута- диен-3 Бута- диен-Л Бута- диен-90 Бута- диен-80
Глубина проникания иглы при 25 °С; мм-1, не менее 14…24
Растяжимость при 25 °С; см 1,5…3,6 3,5 3,0 2,0 2,5
Температура размягчения, °С, не менее 80…90
Вспучивание Не допускается
Содержание воды Следы

Таблица 16.4

Основные физико-механические свойства полимерных липких лент

Показатель По ГОСТ 9.015-74 Поливинилхлоридные Полиэтиленовые
ПИЛ (летняя, ТУ 6-9-103-78) ПВХ-СЛ (ТУ 51-456-78) ПВХ-ЛМЛ ПДБ и ПРДБ
Длина рулона, м, не менее 250 1 100,250
Толщина, мм, не менее ленты слоя клея   0,3 0,1   0,3 –   0,35 –   0,3 –   0,2 –

Окончание таблицы 16.4

Сопротивление разрыву, МПа, не менее
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее
Удельное электрическое сопротивление при 20 °С, Ом·см, не менее 1–1011 1–1011 1–1010 1–1111 1–1014
Температурный режим эксплуатации, °С –30…+55 –20…+40 –60…+50 –40…+60
Температура нанесения (нижний предел), °С   –     –12   –40   –20

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 20

К активной защите преимущественно от внешней коррозии относятся:

1) электродренажная защита;

2) катодная защита;

3) протекторная защита.

Электрический дренаж – это способ защиты подземного сооружения от коррозии блуждающими токами, заключающийся в отводе этих токов из анодной зоны защищаемого трубопровода к их источнику (например, рельсовой сети). Для обеспечения эффективной защиты необходима электрическая непрерывность подземного сооружения. Трубопровод соединяется с источником тока кабелем. В эту цепь включается дренажная установка. Принципиальная схема дренажной защиты представлена на рис. 16.1.

Отвод тока электродренажом производится через изолированный проводник к рельсу электрифицированного транспорта или к отрицательной шине тяговой подстанции. Для этого используют поляризованный и усиленный электродренаж, имеющий одностороннюю проводимость. При появлении положительного потенциала цепь автоматически разрывается. Усиленные электродренажные установки имеют важную особенность. При защите подземных металлических сооружений, их вредное влияние на соседние металлические коммуникации значительно меньше, чем при защите с помощью катодных станций, возникающих за счет наложения тока станции, на другие защищаемые ею сооружения. Особенно часто это наблюдается в условиях города, имеющего разветвленные сети металлических сооружений и сеть электрифицированного транспорта.

Рис. 16.1. Принципиальная схема электродренажной защиты:

–ток, дренажируемый с газопровода в рельсовую сеть;

1 – трубопровод; 2 – предохранитель; 3 – сопротивление; 4 – диоды; 5 – дренажная обмотка; 6 – амперметр; 7 – рубильник; 8 – рельс; 9 – точка дренажа на трубопроводе

Катодная защита. Принципом ее является катодная поляризация защищаемой металлической поверхности с приданием ей отрицательного потенциала относительно окружающей среды при помощи какого-либо источника постоянного тока. При этом защищаемое сооружение играет роль катода. Катодная защита устанавливается на газопроводах:

а)на участках высокой агрессивности грунта независимо от наличия изоляционных покрытий и, особенно, в местах их повреждения даже при отсутствии блуждающих токов;

б) в зонах слабой активности блуждающих токов при средней величине потенциала газопровода не более +0,5 В;

в) в зонах влияния блуждающих токов – в местах остаточных положительных потенциалов на газопроводах после введения в эксплуатацию электрических дренажей.

Основными элементами катодной защиты являются катодная станция (источник постоянного тока), анодное заземление и дренажная электролиния.

В установках катодной защиты отрицательный полюс источника тока присоединяется к газопроводу (рис. 16.2, а),а положительный – к заземлению (аноду).

Создается в системе замкнутая цепь, по которой, ток течет от положительного полюса источника через анодное заземление, через землю к трубопроводу и далее к отрицательному полюсу источника.

При этом постепенно разрушается анодное заземление, а трубопровод защищается от коррозии.

Основными параметрами установок катодной защиты являются сила защитного тока и протяженность защитной зоны. С целью увеличения протяженности зоны защиты созданы установки с экранным заземлением (рис. 16.2, б, в). При подключении экранных заземлений в районе, где имеется повышение установленной разности потенциалов труба–земля сверх допустимой, часть тока с анодного заземления стекает в трубопровод не через окружающий его грунт, а через эти заземления. Тогда на участке с экранным заземлением потенциалы в ближайших к трубопроводу точках земли по абсолютной величине ниже, чем когда экранное заземление не подключено к трубопроводу.

а

б в

Протекторная защита является одной из разновидностей катодной. Необходимый для защиты ток получается за счет работы гальванического элемента, в котором роль катода играет металл защищаемого сооружения, а роль анода выполняет более электроотрицательный металл, чем защищаемый. Внешним сопротивлением для этого элемента является омическое сопротивление соединительного проводника, а внутренним – электролита (рис. 16.3). При этом электролитом служит водонасыщенная почва, окружающая трубопровод.

Протекторные установки применяются:

а) для защиты от почвенной коррозии участков газопроводов, где нецелесообразно применение катодной защиты внешним током;

б) на участках, оборудованных станцией катодной защиты, в местах неполной защиты от блуждающих токов;

в) для зашиты кожухов газопровода на переходах через железные дороги, городские улицы и т. д.

Металлом для анода являются Zn, Mg, A1 и их сплавы, имеющие более отрицательный потенциал, чем сталь. Наиболее широко используют магниевые сплавы МЛ-4 и МЛ-5.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 21

3.1. Коррозия бетона первого вида

Этот вид коррозии сопровождается растворением составных частей цементного камня, в первую очередь, гидроксида кальция под действием проточной воды. Хотя растворимость Ca(OH)2 в воде невелика (1,7 г/л при 15°С), но под действием проточной воды из цементного камня может вымыться большое количество Ca(OH)2. в связи с этим цементный камень становится пористым, теряет связанность и часть прочности. Если бетон плотный и не имеет пустот и трещин, то коррозия его может протекать только с поверхности; если же бетон пористый и вода проходит сквозь него под напором, то процесс протекает очень интенсивно. Наиболее сильное растворяющее действие на гидроксид кальция оказывает чистая дистиллированная вода (на заводах) и мягкая природная (дождевая) вода. Однако растворению Ca(OH)2 препятствует защитный верхний слой из карбоната кальция, образующегося на поверхности твердеющего бетона по реакции:

Ca(OH)2 + СО2 = Ca(OH)3 +Н2О (1).

Эта реакция называется реакцией карбонизации. Растворимость карбоната кальция в чистой воде приблизительно в 100 раз меньше, чем гидроксида кальция. Поэтому верхний слой из карбоната кальция, хотя и очень тонкий – несколько микрометров, защищает цементный камень от вымывания Ca(OH)2 из бетона. Поэтому при строительстве морских сооружений из бетонных блоков последние обязательно выдерживают 2-3 месяца на берегу перед опусканием их в водоем.

3.2. Коррозия бетона второго вида

Этот вид коррозии происходит в результате реакций обмена между кислотами или солями, растворенными в воде, и составними частями цементного камня. В результате такого взаимодействия образуются вещества, которые легко растворяются в воде и вымываются ею из бетона. Это также способствует понижению прочности и разрушению бетона, т.е. его коррозии.

По вышеприведенной схеме протекает коррозия бетона при контакте его с природными водами, содержащими свободную углекислоту в количестве более 15-20 мг/л. Такая углекислота называется агрессивной по отношению к бетону, т.е. она разрушающе действует на бетон. Процесс коррозии бетона при действии агрессивной углекислоты начинается с растворения карбонатного слоя бетона: CaСO3 + СО2 ↔ Ca(НСO3)2 (2).

Гидрокарбонат кальция Ca(НСO3)2 обладает значительной растворимостью в воде и вымывается из бетона. Лишенный защитного карбонатного слоя бетон быстро разрушается.

Сточные воды могут содержать различные неорганические кислоты, разрушающе действующие на бетон, например:

CaСO3 + 2HCl = CaCl2 + CО2↑ + Н2О (3),

Ca(OН)2 + 2HCl = CaCl2 + 2 Н2О (4).

Образующийся хлорид кальция CaCl2 легко растворим в воде и ею вымывается из бетона.

Аналогично разрушают бетон и аммонийные соли, входящие в состав многих удобрений. Например, нитрат аммония, подвергаясь во влажной среде гидролизу по схеме

Nh5NO3 + h3O ↔ Nh5OH + HNO3 (5)

образует кислоту HNO3 . Азотная кислота также, как и соляная растворяет СаСО3 и взаимодействуя с Ca(OН)2 бетона, вымывает его.

Особенно опасны для бетонов растворы солей магния т.к. он реагируют не только с карбонатом и гидроксидом кальция, но и с основной составляющей затвердевшего цемента в бетоне – двухкальциевым гидросиликатом 2СаО · SiO2 · nh3O.

Вышеназванные процессы протекают по следущим реакциям:

MgCl2 + h3O ↔ MgOHCl + HCl; (6)

CaСO3 + 2HCl = CaCl2 + CО2↑ + Н2О (7)

Ca(OН)2 + MgSO4 + 2Н2О = Mg(OН)2↓ + Ca SO4 · 2Н2О (8)

2CaO · SiO2 · nh3O + 2MgSO4 + yh3O = 2Mg(OH)2 + 2[Ca SO4 · 2Н2О]↓ +

+ SiO2 ·mh3O↓ (9)

где n + y = m + 6.

Образующийся в реакциях (8) и (9) гидроксид магния Mg(OH)2 хотя и труднорастворим, но связанностью не обладает, поэтому тоже вымывается из бетона водой. Все эти процессы способствуют понижению прочности и разрушению бетона. Соли магния содержатся в морской воде, поэтому она особенно агрессивна по отношению к бетону.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 22

Этот вид коррозии происходит при взаимодействии реагентов с компонентами затвердевающего бетона и сопровождается образованием веществ, кристаллизирующихся в порывах бетона с увеличением объема по сравнению с исходными компонентами бетона. Вследствие этого в бетоне возникают расклинивающие напряжения и происходит его растрескивание. Таким образом на бетон действуют серная кислота, сульфаты, гипсовые воды. При этом протекают следущие реакции:

CaСO3 + Н2SO4 + Н2О = CaSO4 · 2Н2О + СO2↑ (10)

1) CaSO4 · 2Н2О – гипс при кристаллизации увеличивается в объеме по сравнению с исходным компонентом бетона (CaСO3) на 10%;

2) гипсовые воды,содержащие в растворе сульфат кальция, реагируют с трехкальциевым гидроаллюминатом, входящим в состав бетона, по схеме:

3СаО · Al2O3 · 6h3O + 3CaSO4 + 25h3O = 3CaO · Al2O3 · 3CaSO4 · 31h3O (11).

Образующийся трехкальциевый гидросульфоалюминат при кристаллизации увеличивается в объеме по сравнению с компонентом бетона 3СаО · Al2O3 · 6h3O в 2,5 раза. Коррозия бетона 3 вида происходит особенно быстро, если бетон находится под нагрузкой.

Разбавленные растворы щелочей не разрушают бетон, если они постоянно его омывают. Если же щелочные растворы попеременно контактируют с бетоном, то в этом случае происходит коррозия бетона третьего вида в последствие действия углекислоты воздуха на щелочь, остающуюся в порах влажного бетона. Например, при контакте цемента с раствором гидроксида натрия идет следущая реакция:

2NaOH + CO2↑ + 9h3O = Na2CO3 · 10h3O (12).

Образующаяся сода Na2CO3 · 10h3O также кристаллизируется с увеличением объема в порах высыхающего бетона.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 23

Предотвращение коррозии цементного камня обеспечивается различными способами: изменением минералогического состава клинкера, фторированием поверхности бетона, регулированием тонкости помола цемента, введением в его состав гидравлически активных материалов, автоклавной обработкой изделий из бетона и гидроизоляцией бетонных сооружений.

4.1. Влияние минералогического состава клинкера

Стойкость портландцемента в пресных водах можно повысить, уменьшив в нем содержание трехкальциевого силиката – минерала, твердеющего с выделением большого количества свободной извести. Обычно стандарт на сульфатостойкий цемент предусматривает следующие требования: 3СаО · Al2O3 не более 5%(мас.), сумма 3СаО · Al2O3 + 4СаОAl2O3 ·Fe2O3 – не более 22%, 3СаО · SiO2 – не более 50%.

4.2 Фторирование поверхности бетона

Другой мерой защиты бетона от коррозии является обработка поверхности бетона растворами фторосиликатов магния или натрия с целью придать ей водонепроницаемости. Фторосиликаты реагируют с карбонатом и гидроксидом кальция поверхностного бетонного слоя:

2CaСO3 + MgSiF6 + nh3O = 2CaF2↓ + MgF2 + SiO2 · nh3O↓ + 2CO2↑ (13) ;

2Ca(OH)2 + MgSiF6 + (n-2)h3O = 2CaF2↓ + MgF2↓ + SiO2 · nh3O (14).

Образуется труднорастворимые в воде вещества CaF2, MgF2, SiO2 · nh3O отличается в порах бетона, придавая поверхностному слою бетона водонепроницаемость.

4.3. Влияние тонкости помола на стойкость против коррозии

Согласно В.С.Горшкову, увеличение тонкости помола способствует повышению сульфатостойкости цементного камня, этот факт объясняется тем, что увеличение тонкости помола сопровождается формированием плотного цементного камня с высокой водонепроницаемостью, исключающей возможность миграции агрессивной среды, что и обуславливает высокую коррозийную стойкость бетона.

4.4. Влияние тепловлажностной обработки цементного камня на его

коррозийную стойкость

Обработка цементного камня паром при температуре выше 100°С обеспечивает хорошую коррозийностойкость бетона. При автоклавной обработке под высоким давлением Са(ОН)2 реагирует с SiO2 с образованием низкоосновных гидросиликатов, что повышает сульфатостойкость цемента, поскольку реакция Са(ОН)2 + Na2SO4 = CaSO4 · 2h3O + 2NaOH (15)

прекращается. Гидросиликаты кальция образующиеся при автоклавной обработке, устойчивы к воздействию агрессивных сред. В процессе обработки образуется 3СаО · Al2O3 · 6h3O и гидрогранаты кальция

3СаО · (Al,Fe)2O3 · 6h3O, SiO2, обладающие высокой устойчивостью к действию сульфатов натрия.

4.5. Введение гидравлически активных добавок

Введение добавок в цемент способствует повышению его коррозийной стойкости. В этом случае протекает реакция

Са(ОН)2 + SiO2 + h3O = CaO · SiO2 · h3O (16).

Образующиеся гидросиликаты кальция менее растворимы в воде и практически не вступают в обменные реакции с сульфатами. Кроме того, введение в состав гранулированного шлака и горелой породы тоже оказывает положительное действие на коррозийностойкость бетона.

4.6. Гидроизоляция бетона

Гидроизоляция бетонного сооружения является эффективным способом, предотвращающим проникновение воды в бетон. С этой целью сооружение покрывают различными непроницаемыми покрытиями. Однако этот прием очень трудоемкий и дорогой. В последние годы для повышения водонепроницаемости бетонов используют расширяющиеся цементы и полимерные композиции на их основе.

В качестве полимерных добавок применяют дивинилстирольный латекс СКС-65 ГП, водно-спиртовые растворы крмнийорганических жидкостей ГКЖ-10 или ГКЖ-11 (силиконаты или аллюмосиликонаты катрия жидкие), фуриловый спирт, водорастворимые алифатические смолы.

Цементный камень на расширяющемся цементе имеет более плотную структуру, чем цементный камень на портландцементе. Введение в цементный камень водорастворимых полимерных добавок приводит к значительному снижению микропористости, что вызывает уменьшение пор (появляются поры с радиусом 100 · 10 -10 м). Применение таких цементов позвляет обеспечить значительное снижение газо-, водо- и рассолопроницаимости цементного камня и раствора в сравнении с соответствующими составами на портландцементе.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 24

Воздушная известь получается путем обжига известняка, ракушечника и других природных материалов, содержащих карбонат кальция. Главной составной частью обожженного материала является безводная окись кальция – СаО («негашеная известь»):

СаСО3 900-1000°С СаО + СО2

Перед употреблением извести в качестве вяжущего ее гасят. При этом протекает следующая реакция:

СаО + Н2О = Са(ОН)2 + 15,5 ккал (64,8 кДж)

Свойством извести «гаситься» пользуются для превращения ее в дисперсное состояние. Известь является медленнотвердеющим вяжущим. В строительстве часто применяется в смеси с песком (1 часть извести на 3 части песка), которая называется известковым раствором.

Процесс твердения воздушной извести заключается в следующем: испаряющаяся с поверхности известкового теста влага способствует выделению Са(ОН)2 в кристаллическом состоянии как внутри, так и на поверхности теста. Находящийся на поверхности Са(ОН)2 поглощает из воздуха углекислый газ СО2, происходит очень медленное образование карбоната кальция СаСО3, называемое реакцией карбонизации, которая может протекать многие годы:

Са(ОН)2 + СО2 = СаСО3 +Н2О + 17 ккал (71,16 кДж).

СаСО3 – соединение, почти нерастворимое в воде. Из насыщенной жидкой фазы известкового теста, вследствие малой растворимости, выделяется Са(ОН)2 и СаСО3 сначала в коллоидном, затем в кристаллическом состоянии. За счет кристаллизации идет нарастание прочности известкового теста и превращение его в камневидное тело.

Таким образом, к получению твердого продукта приводят процессы гелеобразования, кристаллизации и карбонизации.

1.2.3. Магнезиальные вяжущие вещества

Магнезиальные вяжущие вещества получают при обжиге магнезита (МgCO3) или доломита (MgCO3 ·CaCO3):

MgCO3 → MgO + CO2

Получившийся обожженный магнезит называют каустическим магнезитом или магнезиальным вяжущим. Затворяются магнезиальные вяжущие насыщенными растворами хлорида или сульфата магния:

MgO + MgCl2 + h3O = 2MgOHCl

Это упрощенная схема твердения магнезиальных вяжущих. Чаще состав затвердевающих продуктов представляют формулой

xMgO · yMgCl2 · h3O.

Магнезиальные вяжущие имеют сроки схватывания от 20 минут до

6 часов. Хорошо соединяясь с древесно-волокнистыми материалами, позволяют готовить на их основе ксилолит (наполнитель – опилки) и фибролит (наполнитель – стружки). Ксилолит и фибролит – хорошие тепло- и звукоизоляционные материалы.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 25

Наиболее важным гидравлическим вяжущим является портландцемент. Это медленнотвердеющее вяжущее, получаемое путем высокотемпературного обжига (до спекания, т.е. примерно 1500 °С) мергелей или искусственных смесей, состоящих из 75-78% известняка СаСО3 и 22-25% каолина Аl2О3 · 2 SiO2 · 2h3O.

В процессе обжига можно выделить шесть зон мокрого способа получения цемента: 1 – испарения (100-200 °С), 2 – дегидратации (400-800 °С), 3 – декарбонизации (900-1200 °С ), 4 – экзотермических реакций (1200-1300°С), 5 – спекания (1450 °С), 6 – охлаждения.

Полученный материал, называемый цементным клинкером, подвергается тонкому помолу.

Таблица 2

Минералогический состав портландцементного клинкера

  Название минерала     Химический состав Обоз- наче- ние Название и обозна- чение Содержа- ние в клинкере %
Двухкальциевый силикат 2СаО · SiO2 C2 S Белит (В) 15-37
Трехкальциевый силикат 32СаО · SiO2 C3 S Алит (А) 37-60
Трехкальциевый алюминат 3CaO · Al2O3 C3 A - 7-15
Четырехкальциевый алюмоферрит 4CaO · Al2O3 ·Fe2O3 C4 AF Целит (С) 10-18

При помоле к клинкеру добавляют природный гипс в количестве от 3 до 5% с целью замедления сроков схватывания. Такой молотый тонкодисперсный продукт называется цементом.

При затворении цемента водой происходит взаимодействие его минералов с водой, сопровождающихся образованием новых соединений, которых не было в цементном клинкере. При этом протекают реакции гидролиза и гидратации:

1) 2СаО · SiO2 + nh3O = 2CaO · SiO2 · nh3O;

2) 3CaO · SiO + (n+1) h3O = Ca(OH)2 + 2CaO · SiO2 · nh3O;

3) 3CaO · Al2O3 + 6h3O = 3CaO · Al2O3 · 6h3O;

4) 4CaO · Al2O3 · Fe2O3 + (m+7)h3O = Ca(OH)2 + 3CaO + Al2O3 · 6h3O + Fe2O3 · mh3О.

В этом и состоит химизм твердения портландцемента. Однако, схватывание и твердение портландцемента обусловлены комплексом физико-химических процессов.

По теории А.А.Байкова процесс превращения цементного порошка при затворении его водой в цементный камень протекает в 3 стадии.

Первая стадия – затворение. При этом образуется насыщенный раствор.

Вторая стадия - стадия коллоидации. В результате взаимодействия с водой образуется гидросиликаты и гидроалюминаты кальция, обладающие малой растворимостью. Поэтому они образуют коллоидный раствор. Материал приобретает структуру геля, который еще не обладает механической прочностью, но способен сохранить форму.

Третья стадия – стадия кристаллизации. При этом наблюдается процесс перекристаллизации мелких частиц коллоидной системы в более крупные кристаллические частицы, которые, переплетаясь и срастаясь, образуют твердый материал, обладающий механической прочностью.

Наряду с кристаллизацией протекает уплотнение геля за счет связывания воды ранее непрореагированными частицами различных минералов цементного клинкера.

1.3.2. Глиноземистый цемент

Глиноземмистый цемент – быстротвердеющее, гидравлическое вяжущее, получаемое путем высокотемпературного обжига (до начала спекания, т.е. до 1600°С) смеси известняка (СаСО3) с бокситами (xAl2O3 · yh3O). Бокситы встречаются сравнительно редко и являются ценным сырьем для получения металлического алюминия. Поэтому глиноземный цемент является более дорогим строительным материалом, чем портландцемент.

Главной составной частью этого цемента является однокальциевый алюминат СаО · Al2O3. При взаимодействии с водой образуется гидрат двухкальциевого алюмината:

2(СаО · Al2O3) + 10Н2О = 2СаО · Al2O3 · 7Н2О + 2Al(OH)3.

Двухкальциевый гидроалюминат 2СаО · Al2O3 · 7Н2О – главная составляющая часть затвердевшего глиноземистого цемента. Гидратация глиноземистого цемента сопровождается выделением значительного количества тепла. Это ценно для работ при низких температурах.

В затвердеваемом цементном камне не содержится свободного Са(ОН)3 и 3СаО · Al2O3 · 6Н2О и это делает его более стойким в отношении физической и сульфатной коррозии.

Схватывание глиноземистого цемента начинается через час после затворения и длится не более 12 часов. Твердение происходит в основном в течение 1-3 дней.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 26

I.2.I. Строительный гипс

Строительный (полуводный) гипс CaSO4 · 0,5 h3 O получается из природного (двуводного) гипса СаSO4 · 2h3O путем нагревания при температуре 150-170°С. При этом происходит частичная дегидратация:

СаSO4 · 2h3O ↔ CaSO4 · 0,5 h3O + 1,5 h3O

Полученный полуводный гипс измельчается до порошкообразного состояния и при замешивании с водой подвергается гидратации при обычной температуре:

CaSO4 · 0,5 h3O + 1,5 h3O = CaSO4 ·2 h3O

Эта реакция протекает быстро и с выделением тепла, т.к. при обычных условиях двуводный гипс является более устойчивой формой, чем полуводный. Поэтому храниться гипс должен изолированно от внешних воздействий.

Процесс гидратации строительного гипса лежит в основе его твердения. Сложный физико-химический процесс твердения, согласно теории А.А.Байкова, слагается из трех стадий.

Первая стадия – стадия затворения (растворения и гидратации). На данной стадии происходит первоначальное взаимодействие порошкообразного вяжущего с водой с образованием насыщенного раствора полуводного гипса (растворимость которого 10 г/л). Полуводный гипс быстро гидратируется и переходит в двуводный, обладающий в 5 раз меньшей растворимостью (2 г/л). Вследствие этого CaSO4 · 2 h3O выделяется в виде мельчайших, постепенно растущих кристаллов в микродисперсном состоянии. Это состояние неустойчиво и непродолжительно, т.е. затворенная масса сохраняет пластичность на непродолжительный срок.

Вторая стадия – стадия схватывания, характеризуется прогрессирующей кристаллизацией двуводного гипса, выделением новых кристаллов, переплетающихся между собой. Жидкая фаза запустевает, ее подвижность Схватившаяся влажная масса не обладает еще заметной прочностью и при механическом воздействии вновь разжижается (тиксотропия).

Третья стадия – стадия твердения. На этой стадии наблюдается рост прочности массы. Влажная кристаллическая масса при хранении на воздухе высыхает. Эта стадия более длительная, чем стадия схватывания.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Автоматизированная газораспределительная станция

ГРС – газораспределительная станция, снабженная оборудованием, позволяющим понижать давление поступающего из магистральной сети газа до требуемого уровня. Кроме того, в задачи станции входят фильтрация и одоризация, распределение и учет потребленного газа.

Назначение

Газораспределительная станция является последним объектом в цепи газотранспортной системы и одновременно головным сооружением для городских систем газоснабжения. Ввиду того что прекращение подачи газа к городам и крупным промышленным предприятиям недопустимо, в ГРС предусмотрена защитная автоматика. Причем защитная автоматика выполнена по принципу резервирования. Резервная линия включается тогда, когда вышла из строя основная линия редуцирования.

ГРС предназначена для:

ГРС и АГРС делятся по своему назначению:

Автоматизация

В последние годы получили широкое распространение автоматизированные газораспределительные станции. АГРС производительностью до 200000 м3/ч эксплуатируют безвахтенным обслуживанием. В этом случае на станциях имеется комплекс оборудования и КИП, позволяющих осуществлять эксплуатацию ее в автоматизированном режиме.

Обслуживание таких ГРС осуществляют удаленно. Оператор газораспределительной станции, как правило, находится в помещении обслуживающей организации, мониторинг может осуществляться даже на дому. В случае возникновения аварийной ситуации звуковые и световые сигналы передаются в помещения и жилые дома операторов, которые располагаются на расстоянии не более 0,5 км от подконтрольной станции. Обслуживание ГРС производительностью более 200000 м3/ч производится в вахтенном режиме.

Оборудование

Газораспределительная станция включает последовательный комплекс технологического оборудования:

В качестве регуляторов давления на станции используются регуляторы прямого действия типа РД и непрямого действия типа РДУ.

Технологический цикл

Поступивший газ принимает газораспределительная станция. Схема его перемещения по технологической цепочке выглядит следующим образом:

  1. Из магистрального газопровода газ вначале проходит отключающее устройство и поступает в фильтр.
  2. После этого он закачивается в первую ступень редуцирования, имеющую две или три линии, одна из которых резервная. При наличии двух линий редуцирования, резервная нитка рассчитывается на стопроцентную производительность, а в случае трех линий – на 50 %. Резервную линию при указанной схеме можно использовать для байпасирования первой ступени.
  3. Если давление на входе в ГРС составляет 4 МПа, то в первой ступени давление газа понижается до 1-1,2 МПа, а во второй ступени до 0,2-0,3 МПа. После второй ступени давление газа будет иметь значение равное 0,6-0,7 МПа.

Установка фильтров и контроль давления

Выбор места установки фильтров зависит от входного давления и от состава газа. Если газораспределительная станция принимает влажный газ, то фильтры необходимо устанавливать перед 1-й ступенью редуцирования. Фильтры в этом случае будут улавливать как конденсат, так и механические примеси. После этого смесь пыли с конденсатом поступает в отстойники. Отстоявшийся продукт направляют в емкости, откуда производят его периодическую откачку и вывоз в автоцистернах.

Если на входе в ГРС рабочее давление менее 2 МПа, то фильтры устанавливают после 1-й ступени редуцирования. При такой схеме установки фильтров производят байпасирование (монтаж обводной линии) первой ступени. Фильтры в этом случае настраивают на давление 2,5 МПа. При повышении газового давления на входе свыше 2,5 МПа, отключающее устройство на байпасной линии закрывают и направляют газ в линию 1-й ступени редуцирования. После ее прохождения газ направляют во вторую ступень, а после 2-й – в отводящий газопровод.

Если газораспределительная станция требует замены оборудования на основной линии редуцирования, а также при создании аварийной обстановки, производят отключение этой линии и открытие байпасной линии, снабженной отключающим устройством и редуцирующим клапаном. Регулировка расхода газа и его давления осуществляется в этом случае вручную.

Устройство автоматизированных ГРС

Автоматизированные газораспределительные станции имеют несколько вариантов компоновки оборудования. Однако все они должны учитывать опасность как гидратообразования, так и наружного обмерзания наружных узлов редуцирования. В связи с этим в зимнее время обслуживающему персоналу станции приходится обращать особое внимание на указанные выше факторы. Для предотвращения гидратообразования в ГРС применяются узлы подогрева газа.

Узел подогрева включает в себя подогреватель и водогрейный котел. Вода поступает в котел из специальной емкости, собственно подогрев воды в котле осуществляется за счет сжигания газа поступающего на ГРС и прошедшего систему редуцирования. Газогорелочное устройство водогрейного котла работает на низком давлении газа. Для предотвращения подачи газа, идущего на сжигание в топку водогрейного котла с давлением свыше установленных пределов, имеется предохранительное устройство. Таким образом, газ с входным давлением, поступающий в ГРС, направляется сначала на очистку в фильтры, а затем в подогреватель. В подогревателе происходит подогрев газа, в результате чего из него удаляются гидратообразования. Пройдя подогреватель, осушенный газ поступает в линии редуцирования и затем в отводящий газопровод.

Меры безопасности

Во избежание взрывов и пожаров на ГРС устанавливают специальные установки для придания запаха газу. Эти установки устанавливаются, когда на головных сооружениях газ не одорируется или ее степень ниже установленных пределов. Установки по одоризации газа подразделяются на барботажные, капельные и фитильные. Последние называются еще испарительными.

Автоматизация газораспределительной станции

Принцип действия автоматизированной ГРС с надомным обслуживанием заключается в следующем. При отклонении выходного давления газа сверх допустимого значения, датчик, настроенный на определенное значение, дает команду на переключение крана с одновременным оповещением обслуживающего персонала станции при помощи звуковой и световой сигнализации, размещенной на щите.

В том случае, когда происходит повышение давления газа на выходе из ГРС на 5 % сверх установленного номинального значения давления, то происходит срабатывание соответствующего датчика. В результате чего, регулирующий кран на одной из рабочих линий редуцирования начнет закрываться, снижая тем самым выходное давление газа. Если давление не будет снижаться, то произойдет срабатывание другого датчика, который даст команду на еще большее прикрытие регулирующего крана, вплоть до полного отключения всей линии редуцирования. В случае же снижения выходного давления до 0,95Р, происходит открытие резервной линии.

Техническое состояние

Несмотря на простоту устройства, газораспределительные станции нуждаются в обновлении. Строительство газораспределительных станций в большинстве случаев осуществлялось в 70-х годах, когда прокладывались тысячекилометровые газопроводы от месторождений Сибири к европейским потребителям, и осуществлялась массовая газификация населенных пунктов и предприятий Советского Союза. Почти 34 % ГРС отметили 30-летний юбилей, 37% - старше 10 лет, лишь менее трети станций укомплектованы современным оборудованием младше 10 лет. На данный момент рассматривается комплексная программа технического перевооружения и реконструкции газораспределительных станций.

Газораспределительная станция (ГРС)

Газораспределительная станция (ГРС), служит для понижения давления газа до уровня, необходимого по условиям его безопасного потребления и обеспечивает также подачу газа обусловленного количества с определённой степенью очистки и одоризации. На ГРС осуществляются следующие основные технологические процессы: - очистка газа от твёрдых и жидких примесей; - снижение давления (редуцирование); - одоризация; - учёт количества (расхода) газа перед подачей его потребителю. По назначению различают несколько типов ГРС: станции на ответвлении магистрального газопровода (на конечном участке его ответвления к населённому пункту или промышленному объекту) производительностью от 5-10 до 300-500 тыс м3/час; промысловая ГРС для подготовки газа (удаление пыли, влаги), добытого на промысле, а также для снабжения газом близлежащего к промыслу населённого пункта; контрольно-распределительные пункты, размещаемые на ответвлениях от магистральных газопроводов к промышленным или сельскохозяйственным объектам, а также для питания кольцевой системы газопроводов вокруг города, производительностью от 2-3 до 10-12 тыс м³/час; автоматическая ГРС для снабжения газом небольших населённых пунктов, совхозных и колхозных посёлков на ответвлениях от магистральных газопроводов, производительностью 1-3 тыс м³/час; газорегуляторные пункты (ГРП) , производительностью от 1 до 30 тыс м³/час, для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне на городских газовых сетях высокого и среднего давления; газорегуляторные установки для питания газовых сетей или целиком объектов с расходом газа до 1,5 тыс м³/час. Основные узлы ГРС: и сбора конденсата, подогрева, редуцирования, замера, одоризации, подготовки газа для собственных нужд, подготовки теплоносителя, отопления. 1. узел переключения; 2. узел очистки газа и сбора конденсата; 3. узел предотвращения гидратообразования; 4. узел подготовки газа для собственных нужд; 5. узел редуцирования; 6. узел подготовки теплоносителя 7. узел отопления 8. узел учёта газа; 9. узел одоризации газа. Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления по обводной линии, а также для предотвращения повышения давления в линии подачи газа с помощью предохранительной арматуры. Узел очистки газа ГРС предназначен для предотвращения попадания механических (твёрдых и жидких) примесей в технологическое и газорегуляторное оборудование и средства контроля и автоматики. Узел предотвращения гидратообразований предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре. Узел редуцирования газа предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления подаваемого газа. Узел учёта газа предназначен для учёта количества расхода газа с помощью различных расходомеров и счётчиков.

Узел одоризации газа предназначен для добавления в газ веществ с резким неприятным запахом (одорантов). Это позволяет своевременно обнаруживать утечки газа по запаху без специального оборудования.


Смотрите также




© 2012 - 2020 "Познавательный портал yznai-ka.ru!". Содержание, карта сайта.