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


Одоризация газа что это такое


ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА

Одоризация газа — это придание голубому топливу специфического запаха с помощью специальных компонентов для своевременного обнаружения возможных утечек.

Для чего это нужно?

Природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому обнаружить утечку голубого топлива довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и использования газа, его одорируют, то есть специально придают резкий и неприятный запах. Для этой цели в голубое топливо вводят одоранты — вещества, предупреждающие о наличии газа в воздухе. Используемые для одоризации газа реагенты должны быть физиологически безвредны, неагрессивны по отношению к металлам и материалам газовых сетей и приборов, инертны к составным частям голубого топлива. Всем этим требованиям в большей степени удовлетворяют такие сернистые соединения, как этилмеркаптан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан, каптан, сульфан. Наибольшее распространение в качестве одоранта получил этилмеркаптан — жидкость с резким запахом. Наличие паров одоранта в газе должно быть таким, чтобы резкий запах ощущался уже при небольшой объемной концентрации.

Как это происходит?

Процесс одоризации происходит непосредственно перед подачей голубого топлива потребителям — на газораспределительных станциях. Реагент вводят в газопровод с помощью специальных установок, обеспечивающих подачу одоранта пропорционально расходу газа — строго по установленным нормам. Одоризационные системы на газораспределительных станциях работают в ручном и автоматическом режимах. В основном используют установки двух типов: капельные и барботажные. В одоризационных системах капельного типа реагент подается в газопровод в виде капель или тонкой струи. Барботажные одоризационные установки работают по принципу насыщения отведенного потока газа парами одоранта в барботажной камере и затем смешения его с основным потоком в газопроводе.

На складах одорант хранится в контейнерах заводского изготовления на открытых площадках, а непосредственно на ГРС — в подземных или надземных металлических емкостях, связанных технологическими линиями с одоризационной установкой.

А как у нас?

В ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» одоризацию голубого топлива проводят как на газораспределительных станциях, так и на установках кустовой одоризации, расположенных в системе магистрального транспорта газа. В качестве одоранта на ГРС Общества используют смесь природных меркаптанов (СПМ-1). Процесс одоризации на станциях осуществляют в автоматическом и ручном режимах. Реагент добавляют в голубое топливо из расчета 16 граммов на каждую тысячу кубических метров природного газа. Весь одорант, необходимый для производственных нужд Общества, хранится на технологической площадке Изобильненского ЛПУМГ. На газораспределительные станции Общества реагент доставляют в специальных передвижных контейнерах. Ежегодно для одоризации газа в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» используют десятки тонн одоранта.

Служба по связям с общественностью и СМИ

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

stavropol-tr.gazprom.ru

Одоризация газа это

сжиженный углеводородный газ безопасность

Пары сжиженных газов бесцветны и не имеют запаха. Это затрудняет обнаружение их в помещениях при утечке. Согласно требованиям государственных стандартов на сжиженный газ, запах газа должен ощущаться при объемном содержании его в воздухе, равном 0,5 %. Для придания сжиженному газу специфического запаха к нему добавляют сильно пахнущие вещества — одоранты (например, этилмеркаптаны). Одоризация сжиженных углеводородных газов бытового и коммунально-бытового назначения должна проводиться на нефтехимических, газо- и нефтеперерабатывающих заводах. Норма одоризации зависит от содержания основных компонентов сжиженного углеводородного газа. При массовом содержании пропана до 60 % (включительно), бутана и других газов более 40 % количество этилмеркаптана составляет 60 г на 1 т сжиженного газа, а при массовом содержании пропана свыше 60%, бутана и других газов до 40 % — 90 г на 1 т сжиженного углеводородного газа. Заводы-изготовители осуществляют одоризацию в потоке путем введения одоранта в трубопроводы, по которым газ подается из резервуаров к наливным железнодорожным эстакадам.

Органолептическая проверка интенсивности запаха одорированных сжиженных газов проводится пятью испытателями в специально оборудованной комнате — камере с температурой (273 ±4) К, где объемное содержание сжиженных газов в воздухе должно составлять 0,4 %, что соответствует Vs нижнего предела взрываемости. В камеру газ поступает из баллона или пробоотборника, заполненного не менее чем на 75% объема. Затем при помощи вентиляторов его перемешивают с воздухом.

Интенсивность запаха оценивают по пятибалльной шкале: 0 баллов — запах отсутствует; 1 балл–запах очень слабый, неопределенный; 2 балла — запах слабый, но определенный; 3 балла — запах умеренный; 4 балла — запах сильный; 5 баллов — запах очень- сильный. Степень одоризации считается достаточной, если не менее трех испытателей дадут оценку интенсивности не ниже 3 баллов. Если запах окажется недостаточным, то проводится оценка другой пробы газа пятью незаинтересованными испытателями. Одновременно осуществляют физико-химический анализ на содержание этилмеркаптана в углеводородной газовой смеси одним из следующих методов: хро-матографическим, иодометрическим, методом бромных индексов и др.

* Назначение одоршации газов.

* Требования к адорантам.

Все естественные и некоторые искусственные газы совсем не имеют запаха или он очень слабый. А потому его тяжело проявить в помещении, чтобы предупредить взрыв, отравление и пожар. Поэтому газам искусственно предоставляют запах – одорируют. Вещества, которые для этого применяются называются одорантами. А аппараты, где проходит одоризация – одоризаторами.

К одорантам предъявляют целый ряд требований:

они должны иметь резкий и специфический запах;

не должны вызвать коррозию металлических труб;

должны быть дешевыми и не дефицитными;

одоранты и продукты их сгорания не должны быть вредными для здоровья людей;

не должны вступать в реакцию с компонентами газа;

не быть похожими по запаху на все запахи кухни.

Как одоранты используются сернистые соединения:

дисульфиды, а также колодорант, кафтан, пенталарм.

На 1000 м 3 газа используют:

пенталарну -19,1 г

Одоризаторы могут иметь разную конструкцию:

Недостатки меркаптанов – наличие серы, во время сгорания которой образовываются токсичные оксиди, высокая степень опасности (для одоранта СПМ-3,2), высокая стоимость 1,8-2,1 тыс.Зза 1т. Кротоновый альдегид-показатель степени опасности кротонового альдегида значительно низший и составляет 2,1 против 3,2 для одоранта СПМ;

* во время сжигания не дает токсичных соединений, поскольку не содержит соединений серы;

* кроме предоставления природному газу специфического запаха, новый одорант обнаруживает роздрожающее действие на слизистые оболочки носа и глаз, что является дополнительным фактором его восприятия органами ощущения;

* производство в Украине начато на Черкасском заводе химреактивов в IV квартале 1998 года.

4. ОДОРИЗАЦИЯ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ сжиженный углеводородный газ безопасность Пары сжиженных газов бесцветны и не имеют запаха. Это затрудняет обнаружение их в помещениях при утечке.

Источник: trud.bobrodobro.ru

Углеводородные топлива бесцветны и не имеют запаха. Это затрудняет обнаружение их в помещениях при утечке. Согласно требованиям государственных стандартов на сжиженный газ, запах газа должен ощущаться при объемном содержании его в воздухе, равном 0,5 %. для придания сжиженному газу специфического запаха к нему добавляют сильно пахнущие вещество – одоранты.

Одорант – вещество, добавляемое в газ или воздух для придания ему характерного запаха. Ввод одоранта в поток газа осуществляется на одоризационных установках и способствует установлению его утечек.

Одоризация природного газа.

Одоранты, добавляемые в природный газ, в идеале должны обладать следующими свойствами:

– иметь резко выраженный, специфический запах (для четкого распознавания);

– проявлять физическую и химическую устойчивость в парообразном состоянии при смешении с природным газом и движении по трубопроводу;

– быть сильно концентрированными (для уменьшения общего расхода вещества);

– обладать минимальной токсичностью в рабочих концентрациях и не образовывать токсичных продуктов при сгорании (для безопасной эксплуатации);

– не оказывать корродирующего воздействия на материалы газопроводов, емкостей для хранения и транспортирования, запорно-регулирующей арматуры (для обеспечения длительного срока службы газопроводов и газового оборудования).

В настоящее время не существует одоранта, в полной мере отвечающего вышеперечисленным требованиям, поэтому потребителям приходится мириться с рядом неудобств, работая с имеющимися одорантами, и строго следовать требованиям безопасности при работе с ним [1]. Формулировки ряда пунктов вызывают справедливые нарекания со стороны специалистов эксплуатирующих организаций, однако другого официального нормативного документа, в части работы с одорантом, на сегодняшний день нет.

Для своевременного принятия мер по предотвращению аварийных ситуаций в случае утечек, природный газ должен обнаруживаться по запаху при его содержании в воздухе не более 20 % от нижнего предела взрываемости. Исходя из этого требования, процесс одоризации должен обеспечивать такое содержание одоранта в газе, чтобы человек с нормальным обонянием мог обнаружить запах при объемной доле газа в воздухе, равной 1 %. Количественное содержание одоранта в подаваемом потребителю газе нормируется в зависимости от химического состава используемой одоризационной смеси. Например, в соответствии с [2], для этилмеркаптана норма ввода составляет 16 г (19,1 см³) на 1 000 м³ газа, приведенного к нормальным условиям.

Этилмеркаптан был одним из первых промышленных одорантов, применявшихся в бывшем СССР (изготовитель – Дзержинский завод жирных спиртов). Его основным недостатком является химическая нестабильность, выражающаяся в легкой окисляемости и способности к взаимодействию с оксидами железа (всегда присутствующими в газопроводах) с образованием диэтилдисульфида. Как известно, дисульфиды имеют значительно меньшую интенсивность запаха, что снижает эксплуатационные свойства одоранта и ведет, в итоге, к увеличению расхода исходного вещества (этилмеркаптана). Особенно заметно снижение интенсивности запаха при транспортировании одорированного этилмеркаптаном газа по трубопроводам на большие расстояния. К другим недостаткам этилмеркаптана можно отнести его высокую токсичность, растворимость в воде (7,5 г/л), наличие серы, во время сгорания которой образовываются токсичные оксиди, высокая степень опасности.

Норма ввода многокомпонентного одоранта СПМ в России такая же, как и для этилмеркаптана – 16 г (19,1 см³) на 1 000 м³ газа, приведенного к нормальным условиям. В зарубежных странах в качестве одорантов широко используются меркаптаны, получаемые в результате химического синтеза на основе серы, сероводорода, сульфидов и других сернистых соединений. Как правило, используются смеси нескольких веществ, то есть синтезированный одорант также, как и природный, является многокомпонентным веществом. Такие одоранты – более стабильны по своему химическому составу и не содержат посторонних примесей. Хранятся и транспортируются синтезированные одоранты в специально предназначенных для этих целей сосудах из коррозионностойких материалов.

Наряду с другими факторами, качество одоризации газа напрямую зависит от способа одорирования и обеспечиваемой этим способом точности одорирования, а также, в значительной мере – от степени автоматизации и элементной базы оборудования, реализующего процесс одоризации газа. Учитывая непрерывную динамику в совершенствовании технологий и оборудования, следует ожидать в ближайшее время на данном направлении появления принципиально новых технических решений, позволяющих оперативно менять дозировку вводимого в поток газа одоранта, исходя из экспресс-анализа компонентного состава одоризационной смеси. При этом неизбежно потребуется внесение соответствующих изменений во все нормативно-технические документы, затрагивающие процессы производства, хранения, транспортировки и использования одоранта [1].

Одоризация сниженных углеводородных газов

Одоризация сжиженных углеводородных газов бытового и коммунально-бытового назначения должна проводиться на нефтехимических, газо- и нефтеперерабатывающих заводах. Норма одоризации зависит от содержания основных компонентов сжиженного углеводородного газа. При массовом содержании пропана до 60 % (включительно), бутана и других газов более 40 % количество этилмеркаптана составляет 60 г на 1 т сжиженного газа, а при массовом содержании пропана свыше 60 %, бутана и других газов до 40 % – 90 г на 1 т сжиженного углеводородного газа. Заводы-изготовители осуществляют одоризацию в потоке путем введения одоранта в трубопроводы, по которым газ подается из резервуаров к наливным железнодорожным эстакадам.

Читайте также  Опора под газопровод

Органолептическая проверка интенсивности запаха одорированных сжиженных газов проводится пятью испытателями в специально оборудованной комнате – камере с температурой (273±4) К, где объемное содержание сжиженных газов в воздухе должно составлять 0,4 %, что соответствует нижнего предела взрываемости. В камеру газ поступает из баллона или пробоотборника, заполненного не менее чем на 75 % объема. Затем при помощи вентиляторов его перемешивают с воздухом. Интенсивность запаха оценивают по пятибалльной шкале, если запах окажется недостаточным, то проводится оценка другой пробы газа пятью незаинтересованными испытателями. Одновременно осуществляют физико-химический анализ на содержание этилмеркаптана в углеводородной газовой смеси и делают корректировки.

Поскольку сырьевая база для производства природного одоранта далеко не исчерпана, и работы по улучшению качества СПМ продолжаются, можно ожидать, что использование в России отечественного одоранта будет еще долгим. Следовательно, внедрение современных технологий одоризации газа с применением одоризатора газа конкретного типа, позволяющего работать с различными одорантами без кардинальной реконструкции объекта, сегодня очень актуально.

Электронный научный журнал Международный студенческий научный вестник ISSN 2409-529X ИФ РИНЦ 0, 281 Одоризация газа это Углеводородные топлива бесцветны и не имеют запаха. Это затрудняет обнаружение их в помещениях при утечке. Согласно требованиям государственных стандартов на сжиженный газ,

Источник: eduherald.ru

Газораспределение и газоснабжение. Охрана труда и промышленная безопасность

Доклад «Одоризация» д-ра Франка Графа, Керстина Крегера (Исследовательский центр DVGW по газовым технологиям в Энглер-Бунте-Институте технологического университете в Карлсруэ (KIT)), Вернера Весинга (E.ON ENT) в рамках обмена опытом между E.ON New Build&Technology GmbH и ООО «Газпром межрегионгаз».

Информация с сайта компании Marcogaz. – [Электронный источник.] – Режим доступа: http://www.marcogaz.org

Основной компонент природного газа метан, как и его гомологи – этан, пропан, бутан, которые входят в состав природного газа, не имеет цвета и запаха. Для выявления утечек перед подачей в сети газораспределения природный газ одорируют (в газ добавляют сильно пахнущие вещества – одоранты). Необходимый уровень одоризации особенно важен для обеспечения безопасности использования газа в быту, так как в период между работами по техническому обслуживанию внутридомового и внутриквартирного газового оборудования (ВДГО и ВКГО) контроль над утечками газа осуществляется потребителем. В связи с тем, что у большинства потребителей отсутствуют приборы контроля загазованности, выявление утечки газа по запаху служит практически единственным методом контроля.

Важно, чтобы уровень одоризации газа, подаваемого во внутридомовые газопроводы, обеспечивал уверенное определение его содержания в воздухе еще до того, как оно достигнет взрывоопасных концентраций. Согласно ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» уровень запаха газа при объемной доле в воздухе 1 % должен быть не менее трех баллов (умеренный запах). Нижний концентрационный предел распространения пламени у природного газа примерно в 5 раз выше, следовательно, в условиях, при которых возможен взрыв, концентрация одоранта в воздухе помещения должна быть в 5 раз выше уровня, соответствующего трем баллам. Отмечу, что нормально одорированный газ при взрывоопасных концентрациях пахнет настолько сильно, что не почувствовать запах невозможно. Однако при анализе происшествий, связанных с использованием природного газа, выявляются случаи, когда люди, находящиеся в загазованном помещении, либо не почувствовали запаха газа, либо он был не настолько сильным, чтобы вызвать беспокойство. Это может быть следствием недостаточно одорированного газа.

Рис. 1. Распространение различных одорантов на территории Германии

В России нет федерального нормативного документа, который предписывал бы, как и чем одорировать газ. Существует только документ ПАО «Газпром» – ВРД 39-1.10-06-2002 «Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов», в котором содержатся норма одоризации и указание, где и чем одорировать газ. Однако этот документ не является нормативным для организаций, не входящих в Группу Газпром, а его несоблюдение не может расцениваться надзорными органами как нарушение обязательных норм.

Согласно этому ВРД в качестве одоранта могут применяться меркаптаны (смесь природных меркаптанов – СПМ) или другие вещества и их смеси, обладающие интенсивным неприятным запахом при малой концентрации в газе и легкой испаряемостью при обычных температурах. На практике для одоризации в РФ, как правило, используется смесь природных меркаптанов производства Оренбургского ГПЗ (ООО «Оренбурггазпром»). Состав одоранта СПМ зависит от состава полученного природного сырья и может значительно изменяться в диапазоне, ограниченном техническими условиями ТУ 51-31323949-94-2002. Норма одоризации установлена только для меркаптана – 16 г на 1000 м3 природного газа. При этом не указано, для какого конкретно меркаптана действует эта норма. Следует отметить, что в советское время для одоризации использовался синтетический этилмеркаптан, и норма в 16 г на 1000 м3 природного газа была определена именно для него. Меркаптаны, входящие в состав СПМ, имеют разную молярную массу, и для одних и тех же объемных концентраций (именно объемные концентрации определяют уровень запаха) бутилмеркаптана нужно в 1,5 раза больше, чем этилмеркаптана.

Рис. 2. Распространение различных одорантов на территории Западной Европы

За рубежом для одоризации применяются различные вещества. Чаще всего это серосодержащие вещества:

• одоранты на основе меркаптпанов (например: Scentinel® A – это чистый этилмеркаптан; Scentinel® E – это смесь трет-бутилмеркаптана – 77 %, изопропилмеркаптана – 16 % и n-пропилмеркаптана – 7 %);

• смеси тетрагидротиофена и меркаптанов (например, Scentinel® TB – это терогидротиофен – 70 % и трет-бутилмеркаптан – 30 %);

• тиофен и его смеси с меркаптанами (например: Scentinel® T это чистый тиофен; Scentinel® T-50 это тиофен – 50 % и трет-бутилмеркаптан – 50 %);

• одоранты на основе сульфидов и их смесей (например, Scentinel® S-50 – это метил- этилсульфид – 50 % и третбутилмеркаптан – 50 %).

Значительное распространение получили бессернистые одоранты на основе акрилатов (например, одорант марки Gazodor S-Free – это смесь этилакрилата – 60 %, метилакрилата – 37 % и метилэтилпиразина -3 %). Используются также одоранты с малым содержанием серы, например одорант Spotleak Z – это смесь этилакрилата – 88 % и тетрагидротиофена – 12 %.

В большинстве стран не существует требования применять какой-либо определенный одорант. Главное условие – он должен иметь сильный и неприятный запах. На рис. 1 показано распространение различных одорантов на территории Германии [1].

На рис. 2 демонстрируется распространение различных одорантов на территории Западной Европы [2].

В зависимости от используемых веществ запах одорантов существенно различается, и при смене одоранта газораспределительная организация обязана провести широкую информационную кампанию по оповещению населения. Кроме того, в течение некоторого времени после смены одоранта необходимо поддерживать повышенный уровень одоризации для выявления возможных утечек и ознакомления населения с новым запахом газа. Вследствие того что одоранты на различной основе имеют разный запах, люди, приехавшие в другой регион, не всегда могут однозначно идентифицировать утечку газа по запаху. Одна из составляющих обеспечения безопасности использования газа в быту – информирование населения о том, что в разных регионах газ может пахнуть по-разному.

В России были прецеденты использования в качестве одоранта бессернистых соединений. Однако ввиду того, что процесс перехода на новый одорант на национальном уровне никак не регламентирован, не были соблюдены необходимые меры по информированию населения. В итоге люди не могли понять, чем пахнет у них дома, что повышало риск несчастных случаев. На сегодняшний день автору неизвестно о действующей практике применения на территории РФ одорантов не на основе меркаптанов.

Таблица. Статистика по методам контроля одоризации в 18 европейских странах

¹ Германия: законодательно – приборный (органолептический дополнительно). ² Румыния: основной – органолептический.

³ Словакия: основной – органолептический.

⁴ Великобритания: основной – органолептический, приборный только для индикации.

С меркаптанами дело обстоит проще: все они имеют хорошо узнаваемый запах. Фактически при переходе одорирующей установки с одного меркаптана на другой или изменении соотношения разных меркаптанов в смеси не требуется специального оповещения населения о смене запаха газа. Именно поэтому переход от чистого этилмеркаптана на СПМ прошел в России незаметно для населения. Однако может потребоваться изменение нормы одоризации, обусловленное различной молярной массой меркаптанов, а также их различными физико-химическими свойствами.

Существенным недостатком меркаптанов является их химическая активность в условиях газораспределительной сети. Они вступают в химическую реакцию с оксидами железа, которых достаточно в газопроводах. Наибольшей реакционной способностью обладает метилмеркаптан, поэтому он не используется в составе одорантов. С ростом молекулярной массы меркаптанов наблюдается снижение их химической активности, при этом меркаптаны нормального строения проявляют более высокую реакционную способность по сравнению с меркаптанами изостроения. С другой стороны, применение меркаптанов более тяжелых фракций ограничено тем, что с увеличением молярной массы растет температура их кипения и снижается летучесть. При низких температурах (в зимний период) тяжелые меркаптаны конденсируются в газопроводах и не доходят до потребителей газа. Как уже упоминалось, норма в 16 г на 1000 м3 была установлена для этилмеркаптана. Устанавливалась она исходя из того, что для обеспечения необходимого уровня одоризации газа у потребителя требуется не менее 8 г этилмеркаптана на 1000 м3 газа. Такой двойной запас был принят с учетом снижения концентрации этилмеркаптана по мере продвижения газа по газопроводам.

Читайте также  Ведущее предприятие газовой промышленности

Чувства и приборы

В европейских странах норма одоризации, как правило, определяется для каждой конкретной одоризационной установки отдельно, исходя из обеспечения необходимого уровня одоризации газа у потребителей. Для этого не реже одного раза в год (в некоторых странах чаще) проводится замер концентрации одоранта в точках контроля. После замера делается вывод о необходимости пересмотра нормы в большую или меньшую сторону. В случае изменения нормы через две недели делается новый замер, и при достижении необходимого уровня одоризации во всех контрольных точках утверждается новая норма. Как правило, изменение нормы производится редко и обусловлено увеличением протяженности газораспределительной сети. Следует отметить, что в разных странах различается средняя норма добавления одних и тех же одорантов. Например, средняя дозировка смеси меркаптанов в Германии составляет 6 г на 1000 м3, а в Италии эта же дозировка составляет 8 г на

1000 м3. Данные различия объясняют особенностями восприятия запахов у различных народов, а также спецификой национальной кухни и ее влиянием на порог восприятия запахов.

Для контроля уровня одоризации в европейских странах используется, как правило, приборный метод контроля. Необходимо отметить, что термин «приборный метод», примененный в ГОСТ 22387.5-77, не соответствует правилам метрологии. В метрологии под приборными понимаются методы, при которых параметры измеряются приборами и не зависят от субъективных ощущений. Новая редакция ГОСТ 22387.5 от 2014 г., как и предыдущая, предусматривает применение только органолептических методов. Для исключения разночтений метод с применением аппаратов для приготовления газовоздушной смеси и последующим органолептическим определением уровня запаха в ГОСТ 22387.5-2014 назван «методом с использованием одориметра».

Рис. 3. Распространение различных методов контроля одоризации в Европе

На рис. 3 приведена статистика по методам контроля одоризации в 18 европейских странах.

Из этой статистики видно, что большинство государств полностью отказалось от органолептического метода контроля. Шесть стран применяют и приборный, и органолептический методы. Одно государство контролирует только расход одоранта в точке одоризации. И лишь Великобритания для измерения пользуется исключительно органолептическим методом. Правда, эти данные были собраны летом 2012 г. и, возможно, уже устарели.

Современная тенденция в мире такова, что все больше стран переходят на приборный метод контроля одоризации. Например, в Италии стандарт UNI 7133-2:2012 «Одоризация газа для бытового и подобного применения. Часть 2: Требования, контроль и управление» регламентирует применение и приборного, и органолептического методов. Пункт 6.1

этого стандарта в переводе звучит так: «На практике испытания осуществляются инструментальными газохроматографическими методами, которые оценивают концентрацию одоранта в единице объема горючего газа; тем не менее испытания могут проводиться также путем применения риноаналитичекого метода, описанного в п. 4.4.4 стандарта UNI 7133-3:2012, при помощи которого определяется непосредственно насыщенность запаха газа». Хотя в Италии допускаются оба способа, уже в стандарте признается, что де-факто итальянские ГРО выбрали приборный контроль.

В Европе приборный метод считается объективным и признается в качестве доказательного в ходе судебных разбирательств. Кроме того, приборный метод выгоден с точки зрения экономики: по сравнению с аппаратным, для которого необходимо несколько человек (в соответствии с ГОСТ 22387.5-2014 – пятеро испытателей плюс руководитель работ) и значительное время, измерения приборным методом проводятся одним человеком за пять минут. Экономия трудозатрат очевидна. Учитывая, что сотрудники получают зарплату не только за время измерений, но и за то время, которое им требуется, чтобы доехать на точку замера и обратно, то выгода получается еще более существенной. Не стоит забывать и о затратах на приобретение оборудования. Для осуществления органолептического контроля необходимо закупать аппараты для приготовления смеси, стоимость которых часто выше, чем стоимость переносных приборов измерения концентрации одоранта.

Еще одним существенным достоинством приборного метода считается возможность организации непрерывного контроля. Результат измерения уровня одоризации может использоваться для контроля работы одоризационной установки и автоматической корректировки, а также может быть сохранен в архиве для использования при необходимости.

ПРИБОРЫ И СТАНДАРТЫ

Чтобы перевести измеренную концентрацию одоранта в оценку запаха газа, в странах, применяющих приборный контроль одоризации, для каждого вида одоранта определены соответствия между диапазоном его содержания в газе и уровнем запаха. Учитывая, что широко применяемый в РФ одорант марки СПМ имеет непостоянный компонентный состав, АО «Газпром газораспределение» провело исследования в целях определения возможности установления стандартного соотношения уровня запаха и диапазона содержания СПМ. Результаты показали, что решающим для уровня запаха следует считать количество меркаптановой серы. При этом масса меркаптана не имеет значения – интенсивность запаха зависит только от суммарного объемного содержания меркаптанов в газе. Таким образом, исследование доказало, что приборный метод контроля одоризации применим не только к одорантам с постоянным компонентным составом, но и к СПМ. В ходе обмена опытом мы поделились результатами данного исследования с немецкими коллегами, которые провели подобные исследования в Германии и получили аналогичные результаты. На их основе в Германии были приняты решения по оптимизации контроля интенсивности запаха газа, и теперь проводится контроль уровня одоризации газа, одорированного смесями меркаптанов, без хроматографического разделения одоранта на составляющие. Для этого используются более дешевые электрохимические приборы измерения концентрации меркаптановой серы.

В России приборный метод контроля одоризации также набирает популярность. ГОСТ Р 54983-2012 предусматривает возможность использования приборов контроля интенсивности запаха газа, но еще до его принятия многие ГРО применяли индикаторы интенсивности запаха одоранта для оперативного контроля уровня одоризации. Некоторые ГРО включили в состав телеметрии на газорегуляторных пунктах поточные приборы контроля одоризации и получают оперативную онлайн-информацию о содержании одоранта в газе. Использование приборного контроля одоризации не согласуется с ГОСТ 22387.5-2014, тем не менее применение этого метода не нарушает обязательных требований документов по техническому регулированию, хотя и не заменяет органолептический метод в части доказательства соответствия подаваемого газа требованиям ГОСТ 5542-2014. Для стандартизации приборного контроля одоризации и перевода измеренной концентрации одоранта в балльную систему АО «Газпром газораспределение» подготовлен СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ «Проектирование, строительство и эксплуатация объектов газораспределения и газопотребления. Приборный контроль уровня одоризации природного газа».

Газовая промышленность Спецвыпуск № 3 2016 Одорирование не имеющего запаха природного газа применяется для обеспечения безопасности его использования в быту. В России в качестве одоранта применяется смесь меркаптанов. В других странах помимо меркаптанов применяются другие серосодержащие вещества, а также одоранты, не содержащие серу. Нормы концентрации одоранта в газе в разных странах могут различаться даже для одинаковых одорантов, что объясняется в числе прочего такими факторами, как особенность восприятия запахов у различных народов, а также специфика национальной кухни и ее влияние на порог восприятия запахов. Контроль одоризации осуществляется органолептическим методом или измерением концентрации одоранта. Для стандартизации приборного контроля и перевода измеренной концентрации одоранта в бальную систему АО «Газпром газораспределение» подготовлен СТО «Проектирование, строительство и эксплуатация объектов газораспределения и газопотребления. Приборный контроль уровня одоризации природного газа».

Источник: neftegas.info

Слесарь по ремонту и эксплуатации газового оборудования

Ответы на 1-е вопросы.

1. Физико–химические свойства природного газа: плотность, цвет, запах. Действие газа на организм человека.

Одоризация газа.

Природный газ добывается из недр Земли. Он состоит в основном из метана (СН4 – 77 ÷ 98%), остальная часть – другие газы: пропан, бутан, углекислый газ, угарный газ, азот и т.д.

Плотность ρ=073 кг/см 2 , он легче воздуха, поэтому при утечке из газопроводов и газового оборудования он скапливается в верхних частях помещений.

Читайте также  Система автономного газоснабжения

При атмосферном давлении и температуре -162 0 С метан сжижается и его объем уменьшается почти в 600 раз.

Природный газ без цвета и запаха.

На организм человека природный газ действует удушающе. Он также как и угарный газ (СО) поглощается кровью вместо кислорода и наступает кислородное голодание – удушье.

Пределы взрываемости от 5-15% по объему.

Поэтому для своевременного обнаружения утечки газа в него добавляют специальные резко пахнущие вещества – одоранты, например: этилмеркаптан С2Н5SH. На 1000 м3газа добавляют 16 г одоранта. Одоризацию производят так, чтобы наличие газа в воздухе ощущалось при его содержании не более 1/5 нижнего предела взрываемости (1/5 от 5%=1%).

Газ одорируют перед поступлением в городскую сеть на ГРС в специальных одоризационных установках.

Топливные свойства природного газа. Теплота сгорания, температура горения, пределы взрываемости.

Так как природный газ в основном состоит из метана, то топливные свойства его сравнимы со свойствами метана.

Темп-ра воспламенения: +650°С. Темп-ра горения +1800 ÷ 2000°С. Теплота сгорания (низшая) 8500 ккал/м. 3

Горение происходит по реакции: СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О.

Для сжигания 1м 3 природного газа требуется 9,5м 3 воздуха и при этом выделяется 10,5м 3 продуктов сгорания.

Пламя при горении светло-соломенного или голубоватого цвета.

При нехватке воздуха пламя будет красным или коптящим.

Пределы взрываемости природного газа в смеси с воздухом от 5 до 15% по объему.

Физико-химические свойства сжиженного газа. Одоризация сжиженного газа.

Сжиженными углеводородными газами (СУГ) называют углеводородные газы или их смеси, которые при нормальной температуре и атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, а при небольшом повышении давления переходят в жидкости.

Состав СУГ: смесь пропана – С3Н8и бутана – С4Н10 (смесь зимняя – не менее 75% пропана, смесь летняя – содер. пропана не норм.). СУГ в 1.5 раза тяжелее воздуха: Плотность пропана 1,88 кг/м 3 ; Плотность бутана 2,54 кг/м 3 .

Поэтому при утечке они скапливаются в нижних частях помещений, подвалах, колодцах.

При норм. давлении пропан переходит в жидкое состояние при температуре – 44,5 0 С, бутан – при темпер. – 0,5°С.

При хранении в закрытых сосудах (баллонах) давление в баллоне с пропаном зависит от температуры:

· -40 0 С → 0,8кгс/см 2 , +20 0 С → 9 кгс/см 2 , +45 0 С → 16 кгс/см 2 .

Температура баллона свыше +45° С недопустима, поэтому баллоны нельзя располагать вблизи нагревательных приборов, под прямыми солнечными лучами.

Сжиженный газ при нагреве расширяется в 16 раз больше, чем вода, 93 раза больше чем сталь. Поэтому баллоны заполняют только на 85% от объема или 0,425кг на 1л объема.

При испарении 1кг жидкого пропана получается 0.535 м 3 газа, 1кг жидкого бутана – 0.406 м 3 газа.

При утечке жидкого газа он интенсивно испаряется и происходит сильное местное охлаждение.

Пределы взрываемости смеси пропана и бутана: 2 – 9% по объему.

Одоризацию производят так, чтобы наличие газа в воздухе ощущалось при его содержании не более 1/5 нижнего предела взрываемости (1/5 от 2%=0,5%). Содержание в воздухе сжиженных газов должен ощущаться при его содержании в помещении 0,5% по объему, т.к. они имеют более низкий нижний предел взрываемости (2%).

Сжиженные газы одорируют из расчета 40 г одоранта на 1 т жидкого газа.

Дата добавления: 2015-01-30 ; просмотров: 282 | Нарушение авторских прав

Физико-химические свойства сжиженного газа Физико-химические свойства сжиженного газа. Одоризация сжиженного газа. Слесарь по ремонту и эксплуатации газового оборудования Ответы на 1-е вопросы. 1. Физико–химические свойства

Источник: lektsii.net

Наиболее часто в качестве топлива в промышленности и для бытовых нужд используются углеводородные газы, не обладающие запахом, что не позволяет обнаруживать утечки в газовых коммуникациях и аппаратах, а также присутствие газа в жилых и рабочих помещениях до момента достижения взрывоопасной или вредной концентрации.

Необходимым условием безопасности использования горючего газа в быту является появление запаха газа при утечке газа в помещении. Поэтому для своевременного обнаружения утечки газ одорируют – придают газу сильный характерный запах.

Для одоризации природных и искусственных газов наибольшее распространение получили установки капельного типа (одорант вводится с помощью одоризационной установки в газопровод в виде капель и испаряется в потоке газа). Для сжиженных газов различают установки периодической (порционной) и непрерывной одоризации, инжекционные и эжекционные.

Интенсивность запаха одорированного газа должна быть такой, чтобы его присутствие в помещении обнаруживалось при концентрации, не превышающей 20% от нижнего предела взрываемости этого газа и 0,3. 0,5% для различных марок сжиженного коммунально-бытового потребления. В настоящее время интенсивность запаха газов коммунально-бытового потребления определяется органолептическим методом по ГОСТ 22387.5-77. Предприятия используют технический этилмеркаптан, который позволяет применять химические и физико-химические методы анализа для контроля степени одоризации газов по содержанию в них меркаптановой серы.

Поскольку одоризация углеводородных газов коммунально-бытового потребления производится на заводах-изготовителях (НПЗ, ГПЗ и т.д.), то для обеспечения необходимой интенсивности запаха газа у потребителя практическая норма одоризации газа должна быть выше минимальной нормы с учетом возможных потерь одоранта при транспортировке газа по трубопроводам, в железнодорожных цистернах или баллонах, например, за счет адсорбции его металлическими стенками труб.

В последнее время все чаще озвучивается аргуметированные предложения отменить жестко регламентированные нормы одоранта в потоке газа. При установлении степени одоризации для каждого объекта необходима индивидуальная норма – предлагается принимать во внимание диаметр, состояние и протяженность газопровода, химический состав и качество транспортируемого газа. Как уже отмечалось выше, одоранты вступают в химическую реакцию с оксидами железа, образующимися на газопроводах под действием коррозии. В результате такого воздействия падает интенсивность запаха одоранта и, как следствие, требуется увеличение степени одоризации. К сожалению, в официальных источниках отсутствуют сведения по данному вопросу для газопроводов на основе полиэтиленовых труб.

Таким образом, давно возникла задача контроля степени одоризации не органолептическим методом, а аналитическим, причем этот метод должен обеспечить двоякую задачу – постоянный контроль степени одоризации газа на ГРП, который обеспечит изменения степени одоризации в случае падения давления газа или изменения состава газа, и мобильный контроль в точках распределения газа потребителям.

Решение этой задачи может обеспечить разработанный немецкой фирмой “QUMA Elektronik & Analytik GmbH” прибор “QUMAT® 110”, который с помощью эксклюзивного представителя в Украине – фирмы ООО “Техноком Газ Сервис” – прошел шестилетние испытания в газотранспортной системе НАК “Нефтегаз Украины” ДК “Укртрансгаз” УМГ и газораспределительной системе НАК “Нефтегаз Украины” ОАО по газоснабжению и газификации. Было установлено, что содержание этилмеркаптана зависит от рода газа (с какого месторождения газ) и установки, которой производится одоризация газа, а также место замера. Статистические результаты измерений органолептическим методом и приборным методом (прибором “Qumat® 110”) приведены в соответствующей статье. Как видно из результатов измерений статистическая ошибка результатов не превышает нормы, однако измерение прибором “Qumat® 110” производится в течение 10 секунд и точность измерений гораздо выше.

“Qumat® 110” может быть установлен стационарно на ГРП, ГРС и обеспечивать непрерывный контроль содержания одоранта в газе в течение суток, при этом он имеет возможность самотестирования и передачи данных на принтер, GSM-модем. Также он используется в переносном варианте (описание прибора приведено в соответствующем разделе сайта).

“Qumat® 110” внесен в государственный реестр Украины, при этом фирмой ООО “Техноком Газ Сервис” разработано и внедрено на русском и украинском языках программное обеспечение, а также с учетом пожеланий потребителей разработаны дополнительный приспособления, облегчающие процесс измерений.

Отличительной особенностью прибора является одновременная установка двух датчиков на различные одоранты. В частности, он может быть использован для определения тетрагидротиофена, который синтезирован в Германии. Тетрагидротиофен является более стойким химически и термически, что позволяет избежать закупорки продуктами разложения каналов газовых горелок и т.д. Содержание серы в тетрагидротиофене значительно ниже.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что прибор “Qumat® 110” имеет актуальность использования в настоящее время за счет обеспечения безопасной работы персонала на ГПР и ГРС, а также в системе транспортировки и горения газа. Перспективы использования в будущем за счет определения других одорантов, в том числе и тетрагидротиофена, который является перспективным из одорантов.

Одоризация газа и проблемы ее контроля Одоризация газа и проблемы ее контроля Наиболее часто в качестве топлива в промышленности и для бытовых нужд используются углеводородные газы, не обладающие запахом, что не позволяет обнаруживать

Источник: quma.info

Поделитесь статьей в соц. сетях:

progazosnabgenie.ru

ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА -

В газ, поступающий на бытовые и коммунальные нужды, должны добавляться одоранты — вещества с резким характерным запахом — для своевременного обнаружения по запаху даже небольших утечек.

Одоранты, добавляемые в газ, и продукты их сгорания должны быть безвредны для организма человека и не вызывать коррозии металла.

Одоризацию природных и попутных газов, как правило, осуществляют на промысловых сооружениях.

При получении от поставщиков неодоризованного газа его одорируют на ГРС, от которых газ поступает в сеть потребителей.

Если газ одорируется на промысловых ГРС или ГС, то при необходимости на ГРС проводится дополнительная одоризация.

Для одоризации газа на магистральных газопроводах применяется этилмеркаптан — горючая жидкость с температурой кипения 37 °С. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа 16 г (19,1 см3) на 1000 м3 газа (при 0 °С и 133 Па).

Одорант должен храниться в бочках заводского изготовления в специальном огнестойком помещении или в подземной металлической емкости, связанной технологическими линиями с одоризационной установкой.

Хранение одоранта вблизи отопительных приборов и под воздействием прямых солнечных лучей не разрешается.

Одорант из емкостей склада в промежуточную расходную емкость должен подаваться с помощью насоса через фильтр.

В расходный бачок одоризатора одорант должен поступать по специальному трубопроводу через фильтр путем передавливания газом из газопровода.

Эксплуатация емкостей одоризационной установки, работающих под давлением свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), а также материалы, из которых они изготовлены, должны соответствовать требованиям действующих Правил устройств и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением Госгортехнадзора.

Технологические линии одоризационных установок, их запорная арматура и сальниковая набивка должны быть выполнены из материалов инертных к одорантам.

К моменту сдачи одоризационной установки в эксплуатацию должны быть разработаны и утверждены руководством ЛПУМГ инструкции по их эксплуатации и ремонту; проведено обучение эксплуатирующего персонала.

При работе одоризационной установки необходимо:

а) следить за герметичностью аппаратуры и коммуникаций, а при обнаружении неисправностей немедленно принимать меры к их устранению:

б) соблюдать правила хранения, заливки и использования одоранта, помня, что чрезмерно одоризованный газ ядовит;

в) вести учет расхода одоранта и степени одоризации газа.

Склад хранения одоранта должен быть оборудован средствами пожаротушения и индивидуальными средствами защиты обслуживающего персонала.

Глава 29

ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВОК СЕПАРАЦИИ, ОЧИСТКИ ОТ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОТЫ, ОСУШКИ И ОДОРИЗАЦИИ ГАЗА

Для каждого производственного процесса должны быть разработаны технологические регламенты, согласованные и утвержденные в установленном порядке Мингазпромом.

Руководство предприятия, выпускающего продукцию, обязано обеспечить точное соблюдение утвержденного технологического регламента с максимальным использованием современных средств технологического контроля и автоматического регулирования процесса.

Запрещается эксплуатация предприятия без утвержденного технологического регламента или по технологическим регламентам, срок действия которых истек.

Лица, виновные в нарушении действующего технологического регламента, привлекаются к строгой дисциплинарной ответственности, если последствия этого нарушения не требуют применения к этим лицам более сурового наказания в соответствии с действующим законодательством.

Эксплуатации, освидетельствование и ремонт аппаратов и емкостей установок сепарации, очистки от сероводорода и углекислоты, осушки и одоризации газа проводятся в соответствии с Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением Госгортехнадзора.

+ 7 (495) 989-18-49

Покрытие, чистка и ремонт оборудования проводятся по графику, утвержденному руководством ЛПУМГ и ПО.

Вскрытие, очистка и промывка аппаратов и отдельных узлов проводятся в соответствии с действующей инструкцией под руководством ответственного за эксплуатацию установок лица.

Огневые работы на территории, где установлены пылеуловители и аппараты очистки и осушки газа, выполняют под руководством начальника (заместителя начальника) ЛПУМГ в соответствии с Типовой инструкцией на производство огневых работ на действующих магистральных газопроводах, газосборных сетях газовых промыслов и СПХГ, транспортирующих природный и попутный газ.

Извлеченные из аппаратов и коммуникаций загрязнения (в особенности содержащие пирофорные соединения) всегда должны быть под слоем жидкости и не иметь контакта с воздухом во избежание самовозгорания. Эти загрязнения должны сжигаться вне территории площадок установок в специально отведенных ямах с последующей засыпкой их землей.

Порядок эксплуатации, вскрытия, чистки и ремонта основного и вспомогательного технологического оборудования, эксплуатации приборов КИП и А, обращения с извлеченными из установок сепарации загрязнениями, очистки от сероводорода и углекислоты, осушки и одоризации газа определяются соответствующими инструкциями.

После монтажа или ремонта аппаратов и оборудования установок пуск в работу должен осуществляться под руководством ответственного инженерно-технического работника, за которым закреплено оборудование.

Контроль качества газа осуществляется по ОСТ 51.40-93  и действующим ГОСТ 20061-84.

По качественным показателям газ принимает поставщик в пунктах сдачи.

Пробы для контроля качества отбирают по ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997). Периодичность отбора проб определяется в каждом отдельном случае по договоренности между поставщиком и потребителем.

Качество газа контролируется по методам испытаний, указанным в ОСТ 51.40-74. В случае несоответствия качества газа требованиям этого ОСТа проводятся повторные периодические измерения в течение 8 ч только по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных измерений являются окончательными. В спорных случаях установления качественных показателей газа проводятся совместные контрольные измерения представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двухсторонним актом. Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества газа устанавливается по договоренности между поставщиком и потребителем.

Поставщик гарантирует соответствие качества природного газа требованиям ОСТ 51.40-74 при соблюдении Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов.

Природный газ пожаро- и взрывоопасен. Пределы и температуры воспламенения для конкретного состава природного газа определяются в соответствии с ГОСТ 12.1.044-89.

Влагосодержание газа определяется с помощью влагомера ТТР-8 или аналогичным прибором.

elezargaz.ru

Лекция № 20 Вопрос 6. Одоризация газа

Газ, очищенный от агрессивных примесей, осушенный и отбензиненный не имеет ни запаха, ни цвета, ни вкуса. Поэтому, обнаружить его утечку довольно трудно. Для обеспечения возможности быстрого обнаружения утечки газа при его транспортировании и использовании газ одоризируют, т.е. придают ему определённый запах. Для этой цели в поток газа вводят специальные вещества - одоранты.

Одорант должен обладать следующими свойствами:

1. Сильным (даже при малых концентрациях), резким и достаточно характерным запахом, отличаю­щимся от других запахов.

2. Физиологической безвредностью при тех концентрациях, которые нужны для придания газу ощу­тимого запаха

3. Реагент не должен оказывать агрессивного воздействия на металлы и другие материалы, применяе­мые в конструкциях, с которыми соприкасается одоризованный газ.

4. Малой растворимостью в воде и жидких углеводородах.

5. Не должен слишком сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должен создавать стойкий, медленно исчезающий запах.

6. Продукты сгорания одоранта не должны заметно ухудшать санитарно-гигеенические условия в по­мещениях.

7. Должен быть недорогим и недифицитным.

Известно, по крайней мере, несколько десятков веществ, отвечающих приведенным требованиям. Ими служат, как правило, S-содержащие соединения: тиолы (меркаптаны) - метан и этан тиолы; пенталарм (смесь этан и пентан тиолов); сульфиды - калган (N - трихлорметил тио-1,2,3,3 тетрагидрофталимид); диметил и ди-этилсульфиды, тетрагидротиофен и т.д.

Более интенсивным и устойчивым запахом по сравнению с отдельными составляющими обладают смеси из нескольких одорантов.

В России в качестве одоранта наиболее широко при меняется этилмеркаптан (C2H5-SH).

Среднегодовая норма одоранта для газа, предназначенного для коммунально-бытовых потребителей, со­ставляет 16 г/1000 м3 газа при ст.ус. Летом расход одоранта обычно бывает вдвое меньше, чем зимой.

Если газ сжижен, то норма одоранта 60 г/т (при содержании в сжиженном газе пропана до 60 %, а С 4+ыыс более 40 %) и 90 г/т (если содержание пропана свыше 60 %, а С 44-шю до 40 %).

Одоризация газа осуществляется, как правило, на головных сооружениях газопроводов.

Установки для ввода одоранта называются одоризаторами. Применяют два типа одоризаторов: барботажные и капельные (рис.68..).

Рис.68. Технологические схемы установок для одоризации газа.

Барботажный одоризатор «а» работает по принципу насыщения части отведённого газа парами одоранта в барботажной камере. Создаваемый диафрагмой 19 перепад давления в газопроводе 18, обеспечивает поступление газа из газопровода по трубе 2 в барботажнуто камеру 6. Вводная трубка 4 заканчивается в этой камере барботаж-ным колпачком 5, опущенным в слой одоранта. Камера 6 установлена внутри горизонтального цилиндрического корпуса 7 одоршатора. Из камеры, насыщенный одорантом газ проходит вдоль корпуса и за отбойной перегород­кой 15 выходит в газопровод. Уровень одоранта в камере 6 поддерживается поплавковым регулятором 3, обеспе­чивающим автоматически подачу одаранта в камеру из ёмкости 9, где хранится расходный запас одоранта. Она установлена непосредственно на корпусе одоризатора. По мерному стеклу 14 наблюдают за расходом одоранта. Трубка 10 служит для уравнивания в ёмкости и барботажной ёмкости давления, которое контролируется маномет­ром 11. Вентиль 13 предназначен для выпуска газа при переодическом заполнении ёмкости одорантом. При помо­щи вертиля 17 в конце смены выпускают механически увлечённый жидкий одорант. Ёмкость 9 заполняется одо­рантом при помощи газа. Бочку с одорантом с одной стороны соединяют с газопроводом через вентиль 1, а с дру­гой с вентилем 12. Под давлением газа одорант перетекает в ёмкость. Вентиль 8 служит для опорожнения ёмкости. Степень одоризации газа регулируется при помощи вентиля 16, которым можно изменять количество газа, прохо­дящего через одоризатор.

Капельный одоризатор служит для ввода одоранта в виде капель или тонкой струи. Из промежуточной ёмкости 8 одорант под давлением газа через фильтр 2 поступает в бачок 3. Ёмкость 8 снабжена предохранитель­ным клапаном 5. Давление газа, необходимое для продавливания одоранта из ёмкости 8 в бачок 3 поддерживается редуктором 7 и контролируется манометром 6. Уровень одоранта в бачке контролируется по мерному стеклу 4. Из бачка одорант по трубопроводу через второй фильтр 2 и калиброванное сопло 1 впрыскивается в газопровод 10 за диафрагмой 9. Перепад давления в диафрагме меняется в зависимости от расхода газа по газопроводу, что обеспе­чивает соответствующее изменение расхода реагента.

studfiles.net

ОДОРИЗАЦИЯ ГАЗА

Природный газ, очищенный от сероводорода, не имеет ни цвета, ни запаха. Поэтому обнаружить утечку газа довольно трудно. Чтобы обеспечить безопасность транспорта и исполь­зования газа, его одорируют, т. е. специально придают резкий и неприятный запах. Для этой цели в газ вводят одоранты, к которым предъявляются следующие требования. Продукты сго­рания одорантов должны быть физиологически безвредными, достаточно летучими (низкая температура кипения), не долж­ны вызывать коррозию, химически взаимодействовать с газом, поглощаться водой или углеводородным конденсатом, сильно сорбироваться почвой или предметами, находящимися в поме­щениях. Одоранты должны быть недорогими. Этим требовани­ям в наибольшей степени удовлетворяет этилмеркаптан. Одна­ко при его использовании следует учитывать все присущие ему недостатки. Так, по токсичности он равен сероводороду. Поэтому если газ идет на химическую переработку, то необхо­димо проводить очистку от меркаптана, так как меркаптан отравляет катализаторы. Этилмеркаптан химически взаимодей­ствует с оксидами металлов, вследствие чего при транспорте одорированного газа запах его постепенно ослабевает [37].

Кроме этилмеркапатана также используют сульфан, метил-меркаптан, пропилмеркаптан, калодорант, пенталарам и др. В качестве одоранта применяют смесь меркапатнов, получаемых при очистке природного газа с высоким содержанием серы и сернистых соединений. Одоризацию газа проводят на головных сооружениях газопровода и газораспределительных станциях. Концентрация паров одоранта в газе должна быть такой, чтобы резкий запах ощущался при объемной концентрации газа, не превышающей 1/5 от нижнего порога взрываемости. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана составляет 16 г на 1000 м3 газа. В летнее время расход одоранта примерно в 2 раза меньше, чем зимой.

Устройства, при помощи которых одорант вводится в поток газа, называются одоризаторами. Различают капельные, испа­рительные, барботажные и полуавтоматические одоризаторы.

Капельными одоризаторами одорант вводится в газопровод каплями или тонкой струей (рис. 4.19). Одоризатор действует за счет перепада давления, создаваемого диафрагмой. Одорант из поплавковой камеры проходит через диафрагму, смотровое стекло и по трубке поступает в газопровод. В поплавковой камере все время сохраняется постоянный уровень. Расход одоранта можно изменять при помощи сменной диафрагмы.

Рис. 4.19. Капельный одоризатор с диафрагмой: / — бачок для одоранта; 2 — фильтр-отстойник; 3 — поплавок; 4 — поплав ковая камера; 5, 8 — соединительные трубки; 6 — тонкая диафрагма; 7 — смотровое стекло; 9 — диафрагма в газопроводе; 10 — газопровод; 11 — ручной насос; 12 — запасная емкость

Наибольшее распространение получили испарительные (фи­тильные) и барботажные одоризаторы.

Рассмотрим принцип действия испарительного одоризатора (рис. 4.20). В резервуар с одорантом частично погружены фланелевые полосы. Над поверхностью одоранта между фла­нелевыми полосами проходит газ и насыщается одорантом. Резервуар снабжен подогревателем (на схеме не показан). Температура одоранта, от которой зависит интенсивность испарения, а следовательно, и степень одоризации, поддер­живается терморегулятором.

Рис. 4.20. Испарительный (фитильный) одоризатор:
1 — диафрагма; 2 — газопровод; 3 — резервуар; 4 — вертикально подве­шенные фитили; 5 — регулировочный вентиль; 6 — мерное стекло

Барботажный одоризатор представлен на рис. 4.21. Из га­зопровода 3 часть газа попадает в барботажную камеру 2, в которой происходит насыщение газа одорантом, поступаю­щим из расходного бака 13. При помощи поплавкового регу­лятора в барботажной камере поддерживается постоянный уровень. Отсюда газ через емкость одоризатора 17 поступает в газопровод за диафрагмой 1, создающей перепад давления для прохождения газа через одоризатор. Капли неиспарившегося одоранта, захватываемые газом из барботажной камеры, оседают на дно емкости 17. Накапливающийся там одорант сливается через кран 20. Регулирование степени одоризации осуществляется вентилем 19.

Однако для рассмотренных одоризаторов характерно от­сутствие прямой пропорциональной зависимости расхода одоранта от расхода газа, так как ввод одоранта происходит под действием меняющегося столба жидкости, не зависящего от количества проходящего газа. При колебании расхода в тече­ние суток часто приходится менять режим работы установки. Регулировку выполняют вручную игольчатым вентилем, поэтому точность дозирования зависит от опытности обслужи­вающего персонала.

На некоторых газораспределительных станциях внедрены полуавтоматические установки одоризации газа, которые просты по конструкции, надежны в работе и обеспечивают практи­чески полную пропорциональную зависимость расхода одоранта от расхода газа. Установка работает следующим обра­зом (рис. 4.22). На пути газового потока в газопроводе уста­новлена диафрагма 9, на которой создается определенный перепад давления в зависимости от расхода газа. Газ с давле­нием P1 до диафрагмы поступает в бачок 3 с одорантом и создает давление р2 на столб одоранта, равное р1 — рgН0. Одорант из бачка 3 через фильтр 2 и калибровочное стекло 1 впрыскивается в газопровод за диафрагмой с давлением р2. Давление впрыскивания меняется в зависимости от количе­ства газа, проходящего через диафрагму, и этим достигается пропорциональность расхода одоранта и газа. Уровнемерное стекло 4 используется для наблюдения за расходом одоранта. Емкость 8, предназначенная для заполнения бачка деодоран­том, снабжена предохранительным клапаном 5. Давление заполнения бачка поддерживается редуктором 7 и контролиру­ется по манометру 6. При монтаже фланец с соплом крепит­ся к фланцу задвижки 10, что позволяет заменять и чистить сопла. Изменение степени одоризации достигается за счет изменения диаметра сопла. Степень одоризации определяет­ся хроматографическим методом

Рис. 4.22. Полуавтоматическая одоризационная установка

.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

В составе природных газов многих месторождений содер­жатся сернистые компоненты и углекислый газ, так называ­емые кислые газы. Сернистые соединения отравляют катали­заторы в процессах переработки газа, при сгорании образу­ют SO2 и SO3, высокое содержание которых в воздухе опасно для человека и окружающей среды. Сероводород h3S и угле­кислый газ СО2 в присутствии воды вызывает коррозию сталь­ных труб, оборудования трубопроводов, компрессорных ма­шин и т. д. Их присутствие ускоряет гидратообразование. Требования к газу, поставляемому потребителю, по содержа­нию сернистых компонентов постоянно возрастают. В насто­ящее время допускается содержание h3S в природном газе не более 5,7 мг/м3, общей серы не более 50 мг/м3, углекисло­го газа СО2 до 2 %. Сернистые компоненты природного газа и в первую очередь h3S служат отличным сырьем для произ­водства серы. Из сероводорода природного газа получается наиболее чистая и дешевая сера. Степень чистоты так назы­ваемой газовой серы составляет 99,9 %. Современные про­цессы очистки природного газа связаны с производством серы и обеспечением чистоты воздушного бассейна.

Традиционные схемы очистки больших объемов газа вклю­чают процессы:

1) извлечения кислых компонентов, т. е. производство очи­щенного газа;

2) переработку кислых газов в серу;

3) очистку или сжигание отходящих газов;

4) очистку газов сгорания.

Для извлечения кислых компонентов из природного газа применяют главным образом абсорбционные регенеративные процессы. Кислые компоненты из газа извлекают в процессе химической или физической абсорбции. Затем при регенерации насыщенного абсорбента получают поток кислого газа, направляемый на установку производства серы.

В процессах химической абсорбции применяют водные ра­створы поглотителей, которые вступают в обратимую реакцию с кислыми компонентами природного газа. В качестве хими­ческих поглотителей используют моноэтаноламин, диэтаноламин, дигликольамин, растворы солей щелочных металлов, ра­створы солей аминокислот и др. Схема процесса, типичного для химической абсорбции, приведена на рис. 4.23 [38].

Часто применяют моноэтанолоаминовый процесс, характе­ризующийся высокой реакционной способностью поглотите­ля, его хорошей химической устойчивостью и небольшими капитальными вложениями. Реакцию взаимодействия моноэтанолоамина с сероводородом и углекислым газом можно представить следующими уравнениями:

Рис. 4.23. Схема установки для очистки природного газа методом химичес­кой абсорбции: 1 — входной сепаратор; 2 — абсорбер; 3 — гидравлическая турбина; 4 — насос; 5 — выветриватель; 6 — промежуточная емкость; 7 — теплообмен­ник; 8 — фильтр; 9 — десорбер; 10 — воздушный холодильник; 11 — сепаратор рефлюкса; / — сырой газ; II — очищенный газ; III — насыщен­ный абсорбент; IV — регенерированный абсорбент; V — газ выветривания; VI — кислый газ
Рис. 4.24. Схема установки осушки газа методом физической абсорбции: 1 — абсорбент; 2 — детандер; 3 — холодильник; 4, 5 и 6 — первая, вторая и третья ступени выветривания соответственно; 7 — выпарная колонна; 8 — воздуходувка; 9 — насос; 10 — теплообменик; / — исходный газ; II — насыщенный абсорбент; III — груборегенерированный абсорбент; IV — тонкорегенерированный абсорбент; V — очищенный газ; VI — рецикловый газ; VII — газ выветривания среднего давления; VIII — кислый газ; IX — воздух или инертный газ

Во избежание коррозии оборудования концентрация моноэтаноламина в растворе с водой не превышает 15 — 20 %.

При физической абсорбции кислых газов из потоков при­родного газа используются органические растворители: мета­нол, пропиленкарбонат, диметиловый эфир полиэтиленгликоля и др. Процессы физической абсорбции характеризуются высокой степенью насыщения абсорбента кислыми газами и соответственно низкими скоростями циркуляции поглотите­ля, низкими энергозатратами, небольшими габаритами и про­стотой оборудования.

Схема, типичная для процесса физической абсорбции, приведена на рис. 4.24. Выбор растворителя основан на со­ставе, температуре и давлении исходного газа, с учетом мето­да последующей его обработки и требований к качеству очи­щенного газа.

Вторая операция при очистке природного газа — получе­ние серы из сернистых соединений. При обработке больших потоков природного газа чаще всего используются различные модификации процесса Клауса, основанного на каталитичес­кой реакции кислорода воздуха с сероводородом, поступаю­щим из регенерационной колонны абсорбционных процес­сов, при повышенной температуре. Реакция Клауса протекает в две стадии по уравнениям

Рис. 4.25. Схема установки Клауса с однопоточным процессом: 1 — горелка и реакционная камера; 2 — котел-утилизатор; 3, 5,7 — конден­саторы; 4, 6 — первый и второй каталитические конверторы соответственно; / — кислый газ; II — воздух; III, VIII — пар (высокое давление); IV — обводная линия горячего газа; V, VII — пар (низкое давление); VI — сера; IX — «хвостовой газ»

Для увеличения выхода серы процесс проводится в соот­ветствии с двумя стадиями реакции. Сначала в печи Клауса при высокой температуре сжигается часть сероводорода с получением оксида серы. В результате очень высокой темпе­ратуры и некаталитического сжигания сероводорода с возду­хом получается непосредственно сера с выходом около 60 %. После высокотемпературного сжигания и утилизации тепло­ты продуктов сгорания устанавливаются один или несколько каталитических конвертеров Клауса (рис. 4.25), где оставший­ся сероводород взаимодействует с кислородом. Снижение температуры каталитической реакции способствует повыше­нию выхода серы. При очистке отходящих с установок Кла­уса газов возможны два варианта. В одном случае газы, отходящие с установок Клауса, подаются непосредственно в установку доочистки, в другом — они предварительно сжига­ются до превращения всех сернистых соединений в SO2 и только после этого поступают на установку доочистки.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназ­наченный для перекачки нефти и газа. Если хотят подчерк­нуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то упот­ребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называ­ют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т. д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие группы: внутренние — соеди­няют различные объекты и установки на промыслах, нефтепе­рерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтебазах; местные — по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыс­лы с головной станцией магистрального нефтепровода или НПЗ с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда либо НПЗ с головной станцией нефтепродуктопровода; магистральные — характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов — непрерывный, бесперебой­ный [25, 26].

Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм).

Класс ............................ I II III IV
Условный диаметр трубы ДУ мм............... 1000-1200 500-1000 300 - 500

studopedia.ru

Одоризация газа

Природный газ не имеет запаха и цвета, поэтому для своевременного обнаружения утечек его одорируют.

Одоризация газа – придание специфического запаха путем ввода в него специальных компонентов (одорантов).

Используемые для одоризации газа реагенты должны отвечать следующим требованиям:

- иметь резкий и специфический запах, отличающийся от других запахов жилых и производственных помещений;

- обладать физиологической безвредностью при применяемых концентрациях;

- не должны агрессивно действовать на металл и материалы газовых сетей и оборудования, с которыми контактирует одорированный газ;

- обладать достаточно высоким давлением насыщенных паров;

- не должны поглощаться почвой и создавать в помещениях стойкий, медленно исчезающий запах;

-продукты сгорания одоранта не должны ухудшать санитарно-гигиенические условия бытовых и производственных помещений.

Указанным требованиям в большей степени удовлетворяют некоторые сернистые соединения: этилмеркаптан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан, каптан, сульфан. Наибольшее распространение в качестве одоранта получил этилмеркаптан (С2Н5SH) – прозрачная бесцветная жидкость (иногда имеющая зеленоватый оттенок) с резким запахом и относительной плотностью 0,83 кг/м3.

Удельный расход одоранта зависит от состава и свойств одорируемого газа, климатических условий и т.д. Содержание одоранта в газе должно быть таким, чтобы человек с нормальным обонянием ощущал запах одоранта при объемном содержании газа в воздухе помещения, равным 1/5 его нижнего предела взрываемости. Для этилмеркаптана норма расхода составляет 16 г, или 19,1 см3 на 1 тыс. м3 газа.

В газопровод одорант вводят с помощью одоризационных установок, которые обеспечивают подачу одоранта пропорционально расходу газа в строгом соответствии с установленной нормой одоризации. Установка работает в полуавтоматическом и автоматическом режимах. В основном используют установки двух типов: капельные (дозирующие) и барботажные. В одоризационных установках капельного типа одорант подается в газопровод в виде капель или тонкой струи. Барботажные одоризационные установки работают по принципу насыщения отведенного потока газа парами одоранта в барбатажной камере и затем смещения его с основным потоком в газопроводе.

Одорируют газ чаще всего на ГРС, но иногда осуществляют и на головных сооружениях.

Вопросы для самопроверки

1. Какие технологические схемы сбора газ Вы знаете?

2. Какие устройства применяют для очистки газа от механических примесей?

3. Назовите методы осушки газа?

4. Каким образом осуществляется процесс низкотемпературной сепарации газа?

5. Расскажите принцип работы компрессионного метода.

6. Расскажите принцип работы адсорбционного метода осушки.

7. Каким образом осуществляется абсорбционный метод осушки газа?

8. Какие Вы знаете абсорбенты и адсорбенты?

9. Какой способ применяют для очистки газа от сероводорода и углекислого газа?

10. Расскажите принцип работы установки очистки газа от h3S и СО2.

11. Для чего осуществляют одоризацию газа?

12. Какие вещества используют в качестве одорантов (химическая формула)?

13. Какие Вы знаете установки для подачи одоранта?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Магистральный газопровод – это трубопровод, предназначенный для транспортировки больших объемов газа на значительные расстояния, от мест добычи до мест потребления. К магистральному относится газопровод диаметром 325 мм и более и длиною свыше 50 км.

Магистральные газопроводы по рабочему давлению разделяют на 2 класса:

I класс – 10 > Р > 2,5 МПа;

II класс – 2,5 > Р > 1,2 МПа.

Схема сбора и транспорта газа представлена на рис. 4.1. Природный газ из скважин 1 по газопроводам- шлейфам 2 поступает на установку комплексной подготовки газа УКПГ (газосборный пункт) 3. На УКПГ замеряется количество поступающего газа от каждой скважины и всепараторах производится грубая его очистка от влаги и механических примесей (песка, пыли, продуктов коррозии). Далее по газопроводу 4 через клапан отсекатель (обратный клапан) газ поступает в газосборный коллектор 5, который в зависимости от расположения скважин на промысле, может быть линейным, кольцевым или лучевым.

Рис. 4.1. Схема сбора и транспорта газа

На головных сооружениях 6, газ тщательно осушают от воды, тяжелых углеводородов, удаляют СО2, Н2S и одорируют.

В состав промысловых объектов входят скважины 1 насчитывающие десятки на каждом УКПГ (от 1 до 10 штук на промысле), газосборный коллектор 5, головные сооружения 6. Все эти сооружения соединены через ГС с магистральным газопроводом 7 (МГ).

Поднятие давления в МГ и перекачка газа по нему осуществляется компрессорными станциями 8 установленными по трассе газопровода примерно через 150 км.

Особенно ответственными участками магистрального газопровода являются участки на болотах и узлы переходов через реки, автомобильные и железные дороги, овраги и др. препятствия. Один из таких узлов - двухниточный переход (дюкер) через реку 11 показан на рис. 3.8. К магистральному газопроводу могут быть подключены ответвления (газопроводы-отводы) промежуточному потребителю.

Передача газа из МГ в распределительные газопроводы осуществляется через газораспределительные станции (ГРС) 9, в которых производится очистка газа, снижение его давления и дополнительная одоризация.

Заданная производительность в МГ в пиковые сезоны может быть обеспечена из подземных хранилищ газа 12, расположенных недалеко от трассы МГ и наибольшего потребителя газа. Хранилища могут быть естественными и искусственными. Естественными являются хранилища, образованные на выработанных месторождениях, искусственными – специальные резервуары.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

Линейная часть – основная составляющая часть магистрального трубопровода, она представляет собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную тем или иным способом в зависимости от особенностей ее эксплуатации и природно-климатических условий местности.

К линейной части относятся лупинги и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от коррозии и вдольтрассовые дороги.

Наиболее часто встречающимися диаметрами магистральных газопроводов и газопроводов-отводов являются: 530 мм, 720 мм, 820 мм, 1020 мм, 1220 мм и 1420 мм. МГ имеют давление 4,0 МПа, 5,5 МПа, 6,4 МПа и 7,5 МПа. В настоящее время проектируются МГ на давление 8,4 МПа и рассматриваются МГ на давление 10 МПа.

МГ сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении МГ, так и на отдельных его участках.

Параллельные трубопроводы, уложенные на отдельных участках газопровода для увеличения производительности и надежности его работы, называются лупингами.

Крановые узлы размещают на линейной части магистрального газопровода не реже чем через 30 км, которые включают запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии. Кроме того крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках примыкающих к компрессорным станциям, на расстоянии 500–700 м до границ их территории, на свечах и факелах для сброса газа.

В качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки и вентили.

В последнее время на магистральных газопроводах используют шаровые равнопроходные краны со сферическим затвором и пневмогидроприводом. Начиная с Dу = 1000 мм изготавливают два типа этих кранов: для колодезной и бесколодезной установки.

Задвижки ставят на газопроводах Dу = 50–700 мм на давление до 6,4 МПа. Вентили применяют на трубках контрольно-измерительных приборов.

Переходы газопроводов через большие судоходные реки обычно выполняются двумя–тремя нитками подводных трубопроводов, называемых дюкерами. Пропускная способность одного дюкера обычно составляет 70 % от всего транспортируемого газа. Дюкер выполняют из труб с утолщенной стенкой, покрывают антикоррозионным покрытием весьма усиленного типа, балластируют железобетонными, иногда чугунными пригрузами для придания отрицательной плавучести и заглубляют на 0,5-1 м в грунт от дна реки.

На пересечении нешироких рек, например горных с быстрым течением, а также ущелий и глубоких оврагов сооружают, как правило, воздушные переходы газопроводов балочной, подвесной, вантовой, арочной конструкций.

Под автомобильными и железными дорогами МГ прокладывают в гильзах (стальном кожухе), диаметр которого на 200 мм больше диаметра газопровода, концы гильзы герметизируют, а к полости присоединяется свеча, удаляемая от дороги не менее чем на 25 м, и поднимается над землей не менее 5 м.

Для сбора и удаления конденсата из газопровода устанавливаются конденсатосборники, размещаемые в наиболее низких местах МГ.

Возможность аварийных ситуаций на газопроводах требует обеспечения разрывов между осями газопроводов и строениями населенных пунктов. Так, для газопроводов диаметром 1020–1420 мм расстояние до городов и населенных пунктов, отдельных промышленных предприятий, зданий в три этажа и более, железнодорожных станций и аэропортов должно быть не менее 350 м при подземной и 700 м при наземной и надземной прокладке, до железных и автомобильных дорог при подземной укладке 200 м и при наземной и надземной 300 м, до мостов и территории КС при подземной укладке 250 м и при наземной и надземной 375 м, до отдельно стоящих небольших зданий 200 м, до ГРС при подземной укладке 175 м, при наземной и надземной 250 м.

Расстояние между осями трубопроводов см. табл. 4.1.

Таблица 4.1

Расстояние между осями проектируемого и действующего

магистральных газопроводов, м

Диаметр, мм На землях не сельскохозяйственного назначения, м На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м
До 400 400–700 700–1000 1000–1200 1200–1400

На период строительства для ведения работ по сооружению газопровода отводят полосу отчуждения, которая зависит от диаметра газопровода и условий местности, и составляет 20-45 м (см. табл. 4.2).

Таблица 4.2

Ширина полосы земель отчуждения одного подземного

газопровода, м

Диаметр, мм На землях не сельскохозяйственного назначения, м На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м
До 400 400–700 700–1020 1020–1220 1220–1420

Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным, полуподземным, наземным и надземным способами.

Подземная укладка наиболее широко применяемый способ (98% от общего объема линейной части МГ). При этом отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки поверхности грунта. Трубопровод укладывают в траншею на глубину 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы.

Засыпка трубопровода грунтом осуществляется с необходимостью обеспечения упругого радиуса изгиба трубы для конкретного рельефа местности, теплотехнических требований, использования минерального грунта для балластировки или удержания трубопровода от всплытия на обводненных участках. Для балластировки или удержания труб в проектном положении используются также бетонные и чугунные грузы и анкерные устройства.

Подземная укладка наиболее экономична. Однако, на участках многолетнемерзлых грунтов, горных выработок со значительным смещением грунтов, в районах активных оползней и на участках пересечения горных рек с быстрым течением и сильно размываемыми руслами практически не применяется.

Полуподземная прокладка предусматривает сооружение трубопровода, при котором нижняя образующая трубы расположены ниже, а верхняя выше поверхности грунта.

Наземная укладка характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта, или несколько выше нее (на грунтовой подушке) или ниже.

Наземную и полуподземную способы укладки используют в сильно обводненных и заболоченных районах и при наличии засоленных почв. При этом трубопровод обваловывается привозным или местным грунтом.

Преимущества этих способов в том, что они позволяют избежать дорогостоящей балластировки трубопровода и ограничивает влияние трубопровода на грунт в условиях многолетней мерзлоты. Однако применение данных способов укладки весьма ограничено, так как устройство грунтового валика нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает искусственное препятствие для движения транспорта.

Надземная укладка – это сооружение трубопровода над землей на опорах. Ее применяют в тех случаях, когда по технико-экономическим соображениям исключаются описанные выше способы: при переходах через искусственные и естественные препятствия, участки горных выработок и многолетнемерзлых грунтов.

Основным эксплуатационным показателем МГ является его расчетная пропускная способность.

Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано в сутки при установившемся режиме.

Производительностью магистрального газопровода или его участка называется количество газа, поступающего в него за год.

Расчетная пропускная способность МГ, необходимая для обеспечения заданной производительности, определяется из соотношения:

, (4.1)

где Vсут – суточная пропускная способность, млн. м3/сут в стандартных условиях; Vгод – производительность газопровода, млн. м3/год; Кгод – среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа; для МГ без хранилищ Кгод = 0,85, для отводов Кгод = 0,75.

Пропускная способность МГ выражается формулой:

, (4.2)

где d – внутренний диаметр газопровода, мм; рн и рк – начальное и конечное абсолютное давление, кгс/см2; λ – коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ρ – относительная плотность газа; Zср – средний по длине коэффициент сжимаемости газа; Тср – средняя по длине газопровода температура, L – длина расчетного участка, км.

Из формулы (4.2) видно, что при прочих равных условиях пропускная способность газопровода пропорциональна его диаметру в степени 2,5. Поэтому удалось с увеличением d значительно увеличить его пропускную способность.

Увеличивается производительность при повышении давления или прокладкой нескольких линий газопроводов.

На газопроводы - отводы к КС и ГРС распространяются все правила строительства и эксплуатации, применяемые для МГ.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 4

Компрессорные станции КС предназначены для сжатия (компремирования) газа до рабочего давления Р с целью обеспечения равномерной пропускной способности МГ. Они оборудуются поршневыми компрессорами или центробежными нагнетателями с газотурбинным и электрическим приводом.

При проектировании КС особое внимание уделяется автоматизации КС с управлением ее режима работы с одного пульта и утилизации отходов тепла.

Центробежные нагнетатели для увеличения степени сжатия газа работают последовательно по 2–3 агрегата в группе. Число групп зависит от пропускной способности МГ. Тип привода нагнетателей выбирается в зависимости от места и условий работы.

В районах, удаленных от энергосистем, целесообразно использовать газотурбинный привод, работающий на газе. Там же, где есть электричество, обычно применяют электропривод.

На рис. 4.1 изображена схема КС с электроприводом, на рис. 4.2 размещение газоперекачивающего агрегата в здании КС.

Рис. 4.1. Технологическая схема КС с электроприводом:

1 – магистральный газопровод; 2, 3, 6, 11, 12, 13, 14 – краны;

4 – пылеуловитель; 5 – маслоуловитель; 7 – центробежный нагнетатель;

8 – редуктор; 9 – электропривод4 10 – холодильник;

15 – кран с пневмоприводом; 16 – кран с ручным приводом

Рис. 4.2. Установка газоперекачивающего агрегата (СТД-4000-2)

в компрессорном цехе, на отметке + 4,8 м

Из МГ 1 через кран 2 газ поступает на блок масляных пылеуловителей 4, для очистки от механических примесей. Очищенный газ направляется в компрессорный цех на компремирование, при этом маслоуловителем 5 удаляется случайно захваченное масло для последующей регенерации.

Из маслоуловителей 5 через кран 6 газ поступает на всасывание в центробежный нагнетатель 7 и из него с повышенным давлением – на всасывание в следующий нагнетатель. Из последнего последовательно включенного нагнетателя 7 газ с рабочим давлением 5,5–7,5 МПа и температурой около 70 °С подается на охлаждение. При сжатии газа температура его повышается, что приводит к снижению пропускной способности и нарушению битумно-резиновой изоляции. Поэтому в холодильниках 10 температура газа понижается до 40-55 °С и далее газ через кран 13 поступает в МГ.

На рис. 4.3 изображено размещение центробежного компрессора в цехе перекачки газа.

Рис. 4.3. Центробежный компрессор в цехе перекачки газа

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 5

В результате неравномерности потребления газа возникает необходимость его хранения. В летний период, когда подача газа в город превосходит его потребление, излишки газа необ­ходимо направлять в газохранили­ще с тем, чтобы зимой аккумулиро­ванный газ можно было подавать в город. Для хранения газа используют подземные хранилища.

Для покрытия часовой неравно­мерности потребления газа широко используют аккумулирующую емкость последнего участка магистрального газопровода. Работа последнего уча­стка газопровода существенно от­личается от работы других участков, так как носит резко выраженный нестационарный характер. Количе­ство газа, поступившего в последний участок магистрального газопрово­да, не подвержено резким колеба­ниям, а отбор газа значительно из­меняется, так как зависит от режима его потребления в городе. В ночное время наблюдается провал потребле­ния. В результате из газопровода от­бирается меньшее количество газа, чем его поступает.

Количество газа, находящегося в последнем участке га­зопровода, увеличивается, и давление в нем растет. В периоды повышенного потребления и пиковых нагрузок, ког­да отбор газа оказывается больше по­ступления, используют аккумулиро­ванный газ. Газгольдерные станции, служащие для выравнивания часовой неравномерности потребления газа, в настоящее время не строят из-за их высокой стоимости и большой ме­таллоемкости.

Для выравнивания сезонной нерав­номерности служат подземные храни­лища газа. В качестве подземных хранилищ используют истощенные га­зовые и нефтяные месторождения. Если вблизи центров потребления газа такие месторождения отсутст­вуют, то хранилища сооружают в подземных водоносных пластах. Под­земное хранение газа получило в мировой практике большое распро­странение. Построены газохранилища вблизи Москвы, Ле­нинграда, Минска, Киева, Ташкента и других городов. Подземное хранение значительно дешевле других способов хранения газа.

В качестве подземных хранилищ используют пласты пористых по­род. Хорошим коллектором является пласт, имеющий пористость не менее 15%. Во избежание потерь газа выб­ранный коллектор должен быть герме­тичным. Наибольшее значение имеют плотность и прочность кровли пласта. Кровля, состоящая из плотных плас­тичных глин или крепких известняков и доломитов без трещин толщиной 5-15 м, обеспечивает должную герме­тичность, предотвращая утечку газа. Снизу на газ оказывает давление вода. Для облегчения закачки газа и его извлечения коллектор хранилища дол­жен иметь достаточную проницае­мость.

Рабочая вместимость газохрани­лища определяется верхним и нижним пределами допустимых давлений. Максимально допустимое давление в подземном газохранилище зависит от глубины залегания пласта, плот­ности и прочности кровли и пород над хранилищем, геологических харак­теристик пласта и характеристик обо­рудования газохранилища. После из­влечения газа из хранилища в нем ос­тается определенный объем газа, кото­рый называется буферным, или поду­шечным. Он создает минимально необ­ходимое давление, обеспечивающее экономичную работу хранилища.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 6

Газопроводных систем

Существуют следующие виды эффективного трубопроводного транспорта:

1. Увеличение диаметра газопровода до 1420 мм. Его производительность 28 млрд. м 3/ год, при Р = 7,5 МПа.

2. За счет увеличения давления. Причем повышение давления более 8,4 МПа требует создания нового класса трубных сталей, ведет к увеличению аварийности на газопроводах.

3. За счет понижения температуры газа до (0–5 °С) при Р = 7,5 МПа. Такая температура повышает производительность МГ на 15–20 % и сохраняет вечную мерзлоту, но требует применения в районах с умеренным климатом теплоизоляционных покрытий, длина при такой температуре l = 2200 км. Эффективен только на вечномерзлых грунтах.

4. За счет понижения температуры до (–30 ºС), P = 7,5 МПа. Повышает производительность на 20–25 %. В этом случае требуется обязательное применение теплоизоляционного покрытия, которое повышает стоимость конструкции и возведение газопровода на 40 %, необходимость создания нового строительного оборудования.

5. За счет понижения температуры до (–50)–(–70) °С, Р = 7,5 МПа Производительность газопровода увеличивается на 50 %. Но при этих температурах в потоке газа уже начинают образовываться капли сжиженного природного газа (СПГ). Их образование ведет к быстрому разрушению лопаток компрессорных агрегатов.

6. Переход на транспорт газа в сжиженном состоянии при температурах (–81,5)–(–161,5) °С, зависит от давления. При этом рабочее давление необходимо поддерживать в МГ на уровне 4,5–5,0 МПа.

Производительность СПГ-провода составляет 100 млрд. м3/год. Эффективная длина составляет L = 2200–5000 км.

Получение СПГ в районе добычи газа позволяет, наряду с применением магистральных СПГ-проводов, применять на всем протяжении его транспорта, вплоть до потребителя, различные виды, в том числе комбинированную доставку газа: морской, речной, воздушный, железнодорожный, автомобильный транспорт. Кроме того, СПГ очень выгодно хранить в емкостях различной конструкции, возводимых вблизи СПГ-проводов.

Вопросы для самопроверки

1. Какой газопровод относится к магистральному и каковы его параметры?

2. Как называются газопроводы отходящие от газовых скважин, газопроводы между УКПГ и ГС, газопроводы проложенные параллельно основному МГ, каковы их физические параметры?

3. Что Вы знаете о МГ проходящего через водные преграды, какова глубина их укладки в грунт?

4. Что относится к линейной части газопровода?

5. Что Вы знаете о расстоянии между осями МГ и о ширине отчуждения подземного газопровода?

6. Расскажите о МГ при подземной, наземной и надземной укладке?

7. Какие требования к запорным органам и их установке на МГ?

8. Представьте формулу и её составляющие суточной пропускной способности МГ.

9. Что Вы знаете о компрессорной станции, из каких элементов она состоит?

10. Дайте схему КС с электроприводом.

11. Как работает КС?

12. Расскажите о путях повышения эффективности МГ.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 7

В системах газоснабжения в зависимости от давления транспор­тируемого газа различают:

газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа);

газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа);

газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа);

газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70...80 % всех капитальных вложений. При этом от общей протяжённости распределительных газовых сетей 80 % приходится на газопроводы низкого давления и 20 % – на газопроводы среднего и высокого давлений.

Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.

Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия. По газопроводам высокого давления газ поступает через ГРП на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления. Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП, ГРШ и ГРУ.

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные). В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.

Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.

Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, расположенные вне территории населенных пунктов.

Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).

Различают также трубопроводы с природным, со сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ) при криогенных температурах.

По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные. В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т.е. потребители имеют одностороннее питание.

В отличие от тупиковых, кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по двум или нескольким линиям.

Надежность кольцевых сетей выше тупиковых. При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по­требителей, присоединенных к данному участку.

В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки. Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 8

В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис. 5.1).

Рис. 5.1. Схема одноступенчатой системы распределения газа:

1 –магистральный газопровод; 2 –газораспределительная станция; 3 –кольцевой газопровод; 4 –ответвления к потребителям; 5 –тупиковый газопровод;

6 – индивидуальный потребитель газа

Рис. 5.2. Схема двухступенчатой системы распределения газа:

1 –магистральный газопровод высокого давления; 2 –ГРС; 3 –крупные потребители газа; 4 –городские ГРП, питающие газопроводынизкого давления; 5 –газопроводы высокого и среднего давлений; 6 –кольцевые газопроводы низкого давления; 7 –ответвления кпотребителям; 8 –тупиковый газопровод низкого давления;

9 –тупиковый газопровод среднего давления

Двухступенчатые системы газоснабжения (рис. 5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения (рис.5.3) позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.

Рис.5.3. Схема трехступенчатой системы газораспределения:

1 – магистральный газопровод; 2 – ГРС; 3 – газопроводы высокого давления I категории; 4 – промышленные предприятия, потребляющие газ высокого давления; 5 – ГРП среднего конечного давления; 6 – газопроводы среднего давления; 7 – ответвления к потребителям низкого давления; 8 – газопроводы низкого давления; 9 – крупные потребители газа среднего давления;

10 – ГРП низкого конечного давления

Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас­пределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа),

высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 0,005 МПа) давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 9

Газопро­воды прокладывают по городским проездам. Рекомендуется предусмат­ривать прокладку в технической зоне или в полосе зеленых насаждений. Га­зопроводы высокого давления следует прокладывать в районах с малой плот­ностью застройки и по проездам с ма­лой насыщенностью другими подзем­ными коммуникациями. Прокладка газопроводов по проездам с усовер­шенствованным дорожным покрытием, а также параллельно путям электри­фицированных железных дорог на рас­стоянии менее 50 м не рекомендуется.

Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м. В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.

Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.

Допускается укладка двух и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях. При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.

Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

– при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети – не менее 0,2 м;

– электрокабелей и телефонных бронированных кабелей – не менее 0,5 м;

– электрокабелей маслонаполненных (на 110...220 кВ) – не менее 1,0 м.

Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах. При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100...200 мм больше диаметра газопровода.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 10

Надзем­ную прокладку газопроводов произво­дят по наружным несгораемым покры­тиям зданий, отдельно стоящим ко­лоннам и эстакадам. По стенам гази­фицируемых жилых и общественных зданий допустима прокладка газопро­вода с давлением не более 0,3 МПа (исключая транзитную прокладку). Газопроводы высокого давления до 0,6 МПа можно прокладывать только по глухим стенам или над окнами верхних этажей производственных зданий. Газопроводы, проложен­ные по стенам здания, не должны нарушать архитектуру его фасада. Вы­соту прокладки принимают такой, чтобы газопроводы были доступны для осмотра и ремонта, и чтобы была исключена возможность их поврежде­ния. Минимальные расстояния от га­зопроводов, проложенных на опорах, до соседних зданий и сооружений, ли­митированы СНиП 2.04.08—87 и из­меняются от 1 до 40 м в зависимости от типа сооружения и давления газа.

При пересечении надземных га­зопроводов с воздушными линиями электропередачи они должны про­ходить ниже линий электропередачи. На газопроводе должны быть преду­смотрены ограждения для защиты от падения на него электропро­вода. Расстояние между газопроводом и линиями электропередачи, а также размеры ограждения принимают по ПУЭ. Возможна прокладка газопро­водов на опорах и эстакадах совместно с трубопроводами другого назначения при условии обеспечения свободного осмотра и ремонта каждого из трубо­проводов. Расстояния между газопро­водом и трубопроводами при их совме­стной прокладке и пересечении при­нимают от 100 до 300 мм в зависи­мости от диаметра. Совместная про­кладка газопроводов с электролиния­ми должна соответствовать ПУЭ.

Газопроводы, транспортирующие осушенный газ, можно прокладывать без уклонов. При транспортировании влажного газа газопроводы следует прокладывать с уклоном не менее 0,003°, а в низших точках предусмат­ривать устройства для удаления конденсата (дренажные штуцера). Трубы и арматуру следует покры­вать тепловой изоляцией. Надземные газопроводы следует проектировать с учетом компенсации температурных удлинений по фактически возможным температурным условиям. Если про­дольные деформации нельзя компенси­ровать за счет изгибов газопровода, предусмотренных схемой (за счет самокомпенсации), то следует устанав­ливать линзовые или П-образные ком­пенсаторы. Сальниковые компенсато­ры на газопроводах устанавливать нельзя.

Величину пролета между опорами стальных газопроводов, транспорти­рующих осушенный газ, определяют из условий прочности многопролетной балочной системы с учетом нагрузки от собственного веса, веса транс­портируемого газа, снега или обледе­нения трубы, а также от воздействия внутреннего давления, ветрового дав­ления, температуры и др. Для газопро­водов, транспортирующих влажный газ, величину пролета между опорами определяют из условий прогиба газо­провода, который должен быть не бо­лее 0,02 D. Методику расчета при­нимают такую же, как и для маги­стральных газопроводов.

Вопросы для самопроверки

1. На какие классы (классификация) по давлению разделяются распределительные газопроводы. В каких случаях применяют газопроводы низкого, среднего и высокого давления?

2. В зависимости от назначения в системе газоснабжения на какие газопроводы подразделяются распределительные трубопроводы?

3. Что Вы знаете об одно-, двух- и трехступенчатой системе распределения газа?

4. Что Вы знаете о глубине прокладки газопроводов, расстоянии между ними и другими инженерными коммуникациями и условиях прокладки газопроводов в футлярах?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 11

При строительстве распределительных газопроводов применяют, как правило, стальные трубы.

Углеродистыестали представляют собой железные сплавы с содержанием углерода от 0,05 до 0,5 %. Такие стали применяются для изготовления основной массы труб, а также фланцев, болтов, шпилек, гаек, деталей опор и т. д. Предел прочности углеродистых сталей при растяжении состав­ляет 320–500 МПа (32–50 кгс/мм2), относительное удлинение 23–33 %.

Трубы из углеродистых сталей могут быть выполнены для самых высоких встречающихся в промышленной практике давлений. Трубы и изделия газопроводов изготавливают из хорошо сваривающихся сталей содержащих не более 0,25 % углерода, 0,56 % серы и 0,046 % фосфора. Для распределительных газовых сетей и газопроводов-вводов чаще всего применяют стали марок Ст2 и Ст4, иногда Ст3.

Для подземных и наземных газопроводов используют трубы с толщиной стенки не менее 3 мм, а для наружных надземных и наземных газопроводов – не менее 2 мм.

Выбор стальных труб для конкретных условий строительства систем газоснабжения производят в соответствии со стандартом.

По способу изготовления стальные трубы делятся на сварные (прямо- и спиральношовные) и бесшовные (тепло-, горяче- и холоднодеформированные).

Соединяются стальные трубы сваркой, при этом сварочное со­единение должно быть равнопрочным с основным металлом труб. Трубы стальные завод-изготовитель поставляет длиной от 4 до 12 м.

Кроме углеродистых сталей для изготовления газопроводов и отдельных узлов газовых сетей применяют легированные стали и цветные металлы, например, медь и ее сплавы, титан и др.

Легированными называют стали, содержащие добавки таких элементов, как, например, никель, хром, молибден, ванадий, вольфрам. Эти элементы могут присутство­вать в различных комбинациях и количествах, обусловливая те или иные свойства стали – прочность, стойкость к коррозии в определенных агрессивных средах и т. д. Например, хромоникелевые стали характеризуются повышенной вязкостью и прочностью, а главное, высокой стойкостью к действию азотной и фосфорной кислот, растворов некоторых солей и к другим средам, разрушающим углеродистую сталь.

Легированные стали разных марок имеют обозначения из цифр и букв русского алфавита. Каждая из этих букв относится к определенному элементу, входящему в состав той или другой стали. Так, буква С обозначает кремний, Г – марганец, В – вольфрам, Н – никель, X – хром, М – молибден, Ф – ванадий, Ю – алюминий, Т – титан. Обозначения марок стали составляют следующим образом. Сначала пишут цифры, показывающие среднее содержание углерода в процентах, увеличенное в сто раз (иногда эти цифры опускаются). Затем ставится буква условного обозначения легирующего элемента. Если содержание этого элемента превышает 1 %, то за буквой ставят цифру, показывающую среднее его содержание в процентах. Когда легирующих элементов несколько, буквы и цифры для всех элементов записываются последовательно. Например, состав широко применяемой для труб сжиженного природного газа (при криогенных температурах) нержавеющей хромоникелевой стали Х18Н9Т будет следующим: сталь с содержанием хрома 18 %, никеля 9 % и титана < 1 %. Для высококачественной стали в конце обозначения ставится буква А.

Некоторые металлургические заводы обозначают выплавляемые ими легированные стали по собственной системе. Так, сталь 25Х2МФ заводом-изготовителем обозначается иначе: ЭИ-10, сталь с содержанием 36 % Ni-инвар. Почти все легированные стали более прочны, чем углеродистые. Например, предел прочности стали Х18Н9Т при растяжении составляет ~ 540 МПа (54 кгс/мм2), относительное удлинение равно 40 %; для стали X17 эти величины соответственно равны приблизительно 650 МПа (65 кгс/мм2) и 16 %. Но стоимость легированных сталей довольно высока.

Для распределительных газовых систем широко применяют стали обычного качества (поделочные стали) – стали Ст2, Ст3 и Ст4, на ответственных участках трассы – сталь 10 и сталь 20.

Для строительства магистральных газопроводов широко применяют низколегированные стали, например 17 ГС и 17 Г1С. Для трубопроводов сжиженного природного газа используют высоколегированные никелем (Ni) стали аустенитного класса, например, Х18Н9Т или Х18Н10Т.

Медь и ее сплавы. Медь в чистом виде для изготовления трубопроводов применяют весьма редко. Значительно чаще используют сплавы меди с цинком (латуни) и оловом (бронзы), из которых изготовляют трубы и арматуру. Верхний температурный предел применения латуней и бронз равен 250 °С.

Алюминий. Этот материал используют для изготовления тянутых труб и литой арматуры – кранов и вентилей. Алюминиевые трубопроводы применяют для передачи азотной, уксусной, муравьи ной и некоторых других кислот. Алюминий нестоек к действию растворов щелочей. Верхняя предельная температура применения алюминия равна 200 °С.

В настоящее время алюминий используется в газовых системах только для изготовления отдельных деталей.

Титан. В последнее время в химическом машиностроении и на химических предприятиях сравнительно широко применяют новый коррозионностойкий конструкционный материал-титан. По механическим свойствам титан не уступает углеродистым сталям, а по химической стойкости намного превосходит их. Применяемый для титановых труб и арматуры сплав ВТ1 имеет предел прочности при растяжении 450–600 МПа (45–60 кгс/мм2) и относительное удлинение 25 %. Плотность этого сплава равна всего 4500 кг/м3. Титан является отличным материалом для оборудования, работающего в агрессивных средах в присутствии следов различных окислителей. В дальнейшем может получить применение и в газовой отрасли.

Импульсные газопроводы для присоединения контрольно- измерительных приборов и приборов автоматики изготавливаются из стальных труб, рассчитанных на соответствующие давления. Однако для их подключения допускается применять медные, круглые, тянутые и холоднокатаные трубы общего назначения.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 12

В последнее время для подземных газопроводов широко используют полиэтиленовые и винипластовые трубы, изготовленные из новых высокоэффективных материалов – пластических масс.

Например, полиэтиленовые трубы применяют для подземных межпоселковых газопроводов с давлением до 0,6 МПа и подземных газопроводов с давлением до 0,3 МПа, прокладываемых на территории сельских населенных пунктов.

Название «пластические массы (пластмассы)» дано этим материалам потому, что в процессе их образования, на определенной стадии, они обладают высокой пластичностью. Это свойство пластмасс позволяет изготавливать из них изделия самой разнообразной, нередко очень сложной формы путем использования методом литья, экструзии (выдувания), штамповки и т. д. Пластмассы хорошо обрабатываются режущим инструментом. Многие сорта пластических масс допускают сварку и склеивание.

Общие положительные свойства пластмасс: малая по сравнению с металлами и керамикой плотность (900–1500 кг/м3), довольно значительная, а подчас и высокая механическая прочность, исключительная химическая стойкость.

К отрицательным свойствам пластических масс относятся: повышенная по сравнению с металлами хрупкость, малая теплостойкость, значительный коэффициент линейного термического расширения и способность некоторых из них к текучести под влиянием длительных нагрузок (особенно при повышенной температуре). Многие такие материалы обладают высокими диэлектрическими свойствами, что при движении жидкостей по пластмассовым трубопроводам может привести к накоплению зарядов статического электричества и явиться причиной загорания и взрывов. Снять заряды с трубопроводов из пластмасс довольно сложно.

Основной частью любой пластмассы является органическое вещество – синтетическая или, очень редко, природная смола, придающая материалу определенные свойства. В состав пластмасс вводят пластификаторы (для эластичности), стабилизаторы (для предохранения от разложения) и наполнители (для придания материалу твердости, прочности и теплостойкости).

Пластические массы разделяются на термопластичные и термореактивные. Первые из них под влиянием тепла и давления переходят в пластическое состояние, не претерпевая при этом химических изменений. Форма, приданная такому материалу при нагреве, сохраняется после остывания, но при повторном нагреве она может быть изменена. Это свойство обусловливает практически очень длительное использование трубопровода из термопластичных материалов, так как он не разрушается от химического воздействия, а в случае изменения схемы производства может быть разобран, форма фасонных его частей изменена в соответствии с новыми условиями и трубопроводу придана новая необходимая конфигурация.

Из выпускаемых промышленностью термопластичных материалов для изготовления трубопроводов наиболее широко используют винипласт, полиэтилен и фторопласт.

Термореактивные пластмассы под действием тепла и давления подвергаются коренным необратимым изменениям, следовательно, после термообработки изделия из них навсегда сохраняют приданную им форму.

Винипласт – термопластичный материал, получаемый из поливинилхлоридных смол. Он наиболее широко распространен из всех пластических масс, применяемых для изготовления труб, фасонных частей и арматуры.

Винипласт негорюч, хорошо поддается механической обработке, сварке и склеиванию, в нагретом состоянии хорошо формуется. При температурах от –10 до +50 °С предел его прочности при растяжении составляет ~50 МПа (5 кгс/мм2), удлинение при разрыве равно 10–15 %. Плотность винипласта 1300–1400 кг/м3.

Недостатками этого материала являются хрупкость и склонность к текучести под влиянием даже незначительных по величине, но постоянно действующих нагрузок.

Полиэтилен представляет собой термопластичный материал из высокомолекулярного углеводородного соединения. В зависимости от метода производства полиэтилена предел его прочности при растяжении составляет 12–35 МПа (1,2–3,5 кгс/мм2), а относительное удлинение 150–900 %.

Изделия из полиэтилена уступают по прочности винипластовым, но выше их по эластичности и стойкости к агрессивным средам при температурах до 80 °С. Полиэтилен обладает высокой стойкостью к действию кислот (за исключением концентрированной азотной) и растворов всех щелочей. Морозостойкость его очень высокая (не утрачивает гибкости при температурах до –65 °С). Полиэтилен легок (плотность 920–960 кг/м3), хорошо поддается механической обработке, сваривается и склеивается.

Полиэтиленовые трубы имеют ряд преимуществ по сравнению со стальными:

– высокую коррозионную стойкость почти во всех кислотах (кроме органических) и щелочах, что исключает необходимость изоляции их и использования электрохимической защиты;

– незначительную массу, что обеспечивает снижение транспортных расходов, а также трудозатрат при их монтаже;

– повышенную пропускную способность (приблизительно на 20 %) благодаря гладкости их поверхности (эквивалентная шероховатость стенки стальной трубы равна 0,01 см, а полиэтиленовой – 0,002);

– достаточно высокую прочность при достаточных эластичности и гибкости.

К недостаткам полиэтиленовых труб следует отнести: горючесть, повышенную окисляемость при нагревании, деструкцию материала при температурах выше 30 °С, изменение свойств под воздействием прямых солнечных лучей, высокий коэффициент линейного расширения (при 20...З0 °С k = 0,000221 °С), усталостные процессы (релаксационное разуплотнение), возможность накопления статического электричества в теле трубопровода.

Отечественная промышленность для газопроводов изготавливает трубы из полиэтилена с минимальной длительной прочностью MRS 8,0 (ПЭ80) и 10,0 (ПЭ100) МПа.

Трубы из ПЭ80 – полиэтилена средней плотности (0,935, 0,940 г/см3) – обладают повышенной длительной прочностью и стойкостью к растрескиванию, а также достаточной эластичностью. Эти трубы применяют для строительства газопроводов низкого, среднего и высокого II категории (< 0,6 МПа) давлений.

Полиэтиленовая труба (в том числе профилированная) харак­теризуется стандартным размерным отношением ее номинального наружного диаметра к номинальной толщине стенки (SDR), которое определяется в зависимости от давления в газопроводе, марки полиэтилена и коэффициента запаса прочности по формуле:

, (5.1)

где MRS – показатель минимальной длительной прочности поли­этилена, использованного для изготовления труб и соединительных деталей, МПа; МОР – максимальное рабочее давление газа для данной категории газопроводов, МПа; с – коэффициент запаса прочности, выбираемый в зависимости от условий работы газопровода по нормативным документам.

Применение длинномерных полиэтиленовых труб, заметно снижает по сравнению с использованием мерных труб число сварных соединений, т. е. позволяет сокращать время монтажа. В настоящее время получили распространение два способа соединения полиэтиленовых труб: сварка встык с помощью электронагревательного инструмента и посредством использования муфт с закладными электронагревательными спиралями. Второй способ сварки надежнее первого, однако, высокая стоимость муфт с термоэлементами делает его экономически невыгодным для соединения полиэтиленовых труб мерной длины, в частности для труб диаметром свыше 200 мм, которые выпускаются только отрезками.

При строительстве газопроводов из полиэтиленовых труб зна­чительно сокращаются объем земляных работ и продолжительность строительства, так как трубопровод разматывается с барабана и укладывается непосредственно в траншею.

Гибкость и эластичность полиэтилена позволяют применять трубы из него при прокладке газопроводов методом направленного бурения, т. е. когда возможны изменения направления трассы и ее изгибы большого радиуса. Способность полиэтиленовых труб удлиняться под нагрузкой (относительное удлинение при разрыве составляет не менее 350 %) обеспечивает возможность их использования в неустойчивых грунтах, т. е. в районах, подверженных сейсмической опасности, и в проседающих горных породах, а также в пучинистых грунтах.

При эксплуатации установок, использующих газовое топливо, применяют гибкие газопроводы, например на газонаполнительных станциях (ГНС), при сливе газа из железнодорожных цистерн, наполнении газом автоцистерн, сливе газа в групповые резервуарные установки, применяют иногда для подключения газовых плит. В отличие от стальных газопроводов, резиновые и резинотканевые рукава обеспечивают безаварийную работу на более короткий срок, так как с течением времени физические и механические свойства резины и ткани изменяются, причем такое свойство резины, как эластичность, может быть полностью утрачено.

Резиновые и резинотканевые рукава должны иметь на обоих концах специальные приспособления для присоединения к трубопроводам и штуцерам сосудов и аппаратов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 13

Стальные трубы соединяют между собой и с арматурой. Трубные соединения можно разделить на неразъемные и разъемные. К первым относятся соединения сваркой, пайкой и склеиванием, ко вторым – резьбовые и фланцевые.

Промежуточное положение занимает раструбное соединение, которое может быть разобрано только путем разрушения элементов, заполняющих раструб.

Выбор того или иного типа соединения обусловливается многими факторами. Основными из них являются: материал соединяемых деталей, характер передаваемой среды (способность к застыванию, наличие осадка, токсичность и т. д.), необходимость частых разборок, огне- и взрывоопасность производства, давление и температура транспортируемой среды.

Для подземных газопроводов толщина стенок труб должна быть не менее 3 мм, а для надземных – не менее 2 мм. При меньшей толщине стенок в результате коррозии трубы быстро выходят из строя. Стальные трубы подземных газопроводов соединяют преимущественно сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения допускаются в местах установки отключающих устройств, компенсаторов, регуляторов давления, контрольно-измерительных приборов и другой арматуры, а также при монтаже изолирующих фланцев. Во всех случаях резьбовые и фланцевые соединения должны быть расположены в местах, доступных для осмотра. Широко используемые ранее для внутридомовых газопроводов резьбовые соединения в настоящее время в основном применяются при сборке газопроводов из узлов, изготовленных на трубозаготовительных заводах или в мастерских. Основной недостаток резьбовых и фланцевых соединений – недостаточная плотность, особенно при воздействии на газопроводы динамических нагрузок. Стальные трубы соединяют ручной электродуговой, автоматической и полуавтоматической, стыковой контактной и ручной газовой сваркой. В городских условиях наиболее широко применяют ручную электродуговую и газовую сварку. Последнюю применяют только для соединения газопроводов низкого и среднего давления из труб малых диаметров, главным образом внутренних газопроводов. Основные требования, предъявляемые к сварным соединениям, заключаются в обеспечении высокой прочности и плотности сварных швов, что достигают применением качественных труб и электродов, хорошей подготовкой концов свариваемых труб при высокой квалификации сварщика.

Соединение труб сваркой встык показано на рис. 8.1. Оно широко применяется для стальных, алюминиевых, и титановых труб, реже – для винипластовых и полиэтиленовых.

Латунные трубы часто соединяют внахлестку пайкой. Для этого гладкий конец одной трубы вставляют в расширенный (развальцованный) конец другой и пространство между трубами заполняют жидким припоем. Аналогично могут быть соединены между собой винипластовые и полиэтиленовые трубы. В качестве скрепляющей среды в этом случае используется специальный клей.

Трубы из цветных металлов, а также из пластмасс часто соединяют пайкой или склеиванием с помощью надвижных муфт.

Рис. 8.1. Соединение труб сваркой встык: 1, 3 – трубы; 2 – сварка

Иногда соединяют стальные трубы на резьбе. На концах труб нарезана мелкая (так называемая «трубная») резьба и навернута стальная муфта.

Для винипластовых труб также иногда применяют резьбовое соединение, при этом концы труб усиливают приклеиваемыми к ним муфтами.

Рис. 8.2. Фланцевое соединение труб:

1,6 – трубы; 2 – болт; 3,4 – фланцы; 5 – прокладка

Наиболее распространено фланцевое соединение труб (рис. 8.2). Это объясняется возможностью массового заводского изготовления фланцев, удобством разборки этого соединения, а также тем обстоятельством, что в подавляющем большинстве случаев при устройстве трубопроводов применяется фланцевая арматура.

Фланец представляет собой диск, приваренный к концу трубы. Наружная торцевая поверхность диска чисто обработана и перпендикулярна к продольной оси трубы. Фланцы попарно стягиваются болтами, проходящими через просверленные в них отверстия. Герметичность соединения достигается с помощью прокладок из упругого материала, устанавливаемых между фланцами.

Для герметизации сальников трубопроводной арматуры и сальниковых компенсаторов применяют набивки в виде шнуров, сплетенных из асбестовых или пеньковых нитей, пропитанных различными составами, придающими им стойкость к тем или иным средам. Чаще всего для этой цели используют различные антифрикционные, кислото- и маслобензостойкие составы, резиновые композиции, графит и тальк. В последнее время с успехом стали применяться набивки из фторопласта-4 в виде колец, шнура и полосы узкой пленки вместо намотки на резьбу. Для набивки можно использовать также стружку, получающуюся при механической обработке фторопласта. Фторопластовая набивка, отличается стойкостью ко многим средам и применяется при температурах до 250 °С.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 14

Запорная арматура применяется как для МГ так и распределительных газовых сетей бытового газа и служит для перекрытия трубопроводов при движении среды и открытия трубопровода для возобновления подачи продукта. Эти операции должны производиться без какой-либо разборки трубопровода или запорного органа. В известной степени арматура допускает также грубое регулирование величины потока. Поэтому оно недостаточно точное. Когда же требуется регулировать расход потока среды с большой точностью, применяют специальную регулирующую арматуру.

У приводной арматуры открытие и закрытие прохода происходит под действием внешней среды, и от руки, электродвигателем, соленоидом, гидро- и пневмоприводном. У автоматической арматуры открытие и закрытие происходит под действием транспортируемой среды.

Конструкция и материалы запорной арматуры зависят от величины ее прохода, давления, температуры и физико-химических свойств передаваемой среды.

В качестве запорной арматуры для газовых сетей применяют - краны, задвижки, вентили.

Рис. 8.3. Принципиальные схемы работы запорной арматуры:

а – кран; б – задвижка; в – вентиль;

1 – корпус; 2 – запирающий орган.

Краны (рис.8.3,а) используют на газопроводах диаметром от 6 до 1420 мм. Запирающий орган крана представляет собой пробку, вращающуюся в корпусе вокруг своей оси. В шаровых кранах пробка имеет шарообразную форму, а в остальных – форму усеченного конуса. Полное открытие крана осуществляется поворотом пробки на 90̊ .

Задвижки (рис.8.3,б) изготавливают диаметром от 50 до 800 мм. Задвижки перекрываются затвором, имеющим форму плоского диска или клина. Затвор перемещается в плоскости, перпендикулярной направлению движения газа. Для полного открытия затвор выдвигают поворотом на 360 и более градусов на расстояние, равное условному диаметру прохода. По устройству затвора различают задвижки параллельные и клиновые, по устройству подъема затвора – с выдвижным и невыдвижным шпинделем.

Вентили (рис.8.3,в) выпускаются с условным проходом Ду от 10 до 200 мм. Затвор перемещается вдоль оси седла, и для полного открытия его достаточно поднять на ¼ диаметра условного прохода поворотом на 360 и более градусов. Вентили устанавливают так, чтобы поток газа был направлен под тарелку клапана. В системах газоснабжения вентили применяются на установках по регазификации сжиженных углеводородных (пропанобутановых) газов. Применение вентилей ограничивается из-за малых значений Ду и большого гидравли­ческого сопротивления.

Шаровой кран представлен на рис.8.4.

Рис. 8.4. Шаровой кран (а) и шаровой герметизирующий элемент (б)

Для газопроводов, в том числе большого диаметра применяют краны с принудительной смазкой (рис. 8.5 и 8.6). Эти краны не требуют больших усилий при закрытии и открытии и надежны в эксплуатации. Такие краны герметично закрывают проход, даже если в газе содержатся механические примеси. Эти краны надежно работают при повышенном давлении.

Рис. 8.5. Кран газовый сальниковый фланцевый самосмазываемый с коническим герметизирующим пробковым элементом:

1 – канавки; 2 – винт; 3 – дно пробки; 4 – обратный клапан; 5 – диафрагма

Конструкции задвижек параллельного и клинового типов представлены на рис. 8.7. Перечисленные типы запорной арматуры имеют свою специфическую область применения, определяемую давлением и температурой.

Рис. 8.6. Разрез самосмазывающегося крана:

1 – канавки для прохода смазки; 2 – пробка крана; 3 – камеры для смазки;

4 – смазочный болт; 5 – квадрат для поворота крана

В клиновых задвижках боковые поверхности затвора наклонены к вертикальной оси корпуса. Этим достигается плотное прилегание уплотнительных поверхностей клина и корпуса. Клин таких задвижек может состоять из двух шарнирно соединенных дисков или быть сплошным, причем задвижки со сплошным клином более просты и надежны в работе. Боковые поверхности клина име­ют пазы для фиксирования посадки затвора на седло.

Задвижки в качестве запорной арматуры применяют на газопроводах всех давлений с диаметром 50 мм и более. Они используются также для регулирования подачи газа в горелки котлов и печей. На газопроводах больших диаметров и при высоких давлениях газа применяют задвижки с механическим приводом.

а б

Рис. 8.7. Задвижки

а –задвижка параллельная с выдвижным шпинделем;

б –задвижка клиноваяс невыдвижным шпинделем:

1 – маховик; 2 – шпиндель; 3 – сальниковое устройство; 4 – шпилька;

5 – затвор; 6 – распорный клин; 7 – корпус; 8 – подпятник; 9, 10 – диски

На подземных газопроводах низкого давления для отключения ответвлений в ряде случаев применяют гидрозатворы, причем затвором служит вода, высота столба которой H = h3 – h2 должна превышать максимальное давление 300 Па (~ 300 мм вод. ст.).

Применяют гидрозатворы двойного и тройного назначения и оборудуют устройствами для замера электрического потенциала газопровода, а гидрозатвор конструкции Н.Т. Хатунцева (рис. 8.8, а) имеет дополнительно и устройство для продувки газопровода.

К преимуществам гидрозатворов относятся: отсутствие необходимости в сооружении для них колодцев, надежность отключения потока газа и возможность использования их в качестве

Рис. 8.8. Гидрозатвор для газопроводов от 50 до 150 мм (а) и

от 150 до 300 мм (б):

1 – корпус; 2 – водоотводящая трубка; 3 – подушка ковера; 4 – ковер;

5 – контактная пластинка; 6 – пробка; 7 – электрод заземления;

8 – штуцер спробкой продувки; 9 – кожух

конденсатосборников. Недостатком гидрозатворов является длительность операций по заливке и откачке воды насосом.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 15

Наличие полуглинистых грунтов на трассе газопровода и в особенности влажной глины (вызывает пучение грунта, т.к. он в осенний морозный период увеличивается в объеме до 8,3 %), сложный рельеф местности, наличие перпендикулярно проходящих различных инженерных коммуникаций требует размещения запорной арматуры в глубоких (рис. 8.9) и мелких (рис. 8.10) колодцах.

Для возможности управления задвижкой с поверхности земли шток последней удлиняется и выводится под ковер. При установке колодцев в водонасыщенных грунтах производится их гидроизоляция: наружные стены колодца оклеиваются борулином, бризолом или штукатурятся водонепроницаемым цементом.

Рис. 8.9. Глубокий колодец для задвижки с компенсатором:

1 – колодец; 2 – люк; 3 – задвижка; 4 – приямок (для воды); 5 – компенсатор линзовый

Рис. 8.10. Установка крана на гнутых отводах в мелком колодце:

1 – гнутый отвод двойной; 2 – кран; 3 – колодец

Для снятия монтажных и температурных напряжений с фланцев задвижки в колодце после нее, считая по ходу газа, устанавливается линзовый компенсатор. Наличие компенсатора облегчает монтаж и демонтаж задвижек в процессе эксплуатации. На рис. 8.11 показан двухлинзовый компенсатор, рассчитанный на давление до 6 ат.

Рис. 8.11. Двухлинзовый компенсатор с одним фланцем

1 – полулинза; 2 – кронштейн; 3 – рубашка; 4 – патрубок; 5 – тяга; 6 – царга;

7 – фланец; 8 - гайка

При пересечении железных и шоссейных дорог, коллекторов и колодцев при необходимости прокладки газопроводов в непосредственной близости от жилых и общественных зданий или на малой глубине применяются футляры. Футляры используют также при производстве работ закрытым способом. В этом случае футляр предварительно продавливают через грунт, а потом в него укладывают газопровод.

На рис. 8.12 показан футляр, предназначенный для газопроводов с давлением до 3 ат при пересечении железных дорог, трамвайных путей и т.д. Футляр оборудуется контрольной трубкой, выводимой под ковер. С помощью трубок по наличию или отсутствию газа контролируется плотность газопровода. Пример конструкции опоры газопровода в футляре показан на рис. 8.13. При наличии блуждающих токов применяются диэлектрические опоры.

Рис. 8.12. Конструкция конца футляра

1 – битумная эмаль; 2 – промасленная пенька; 3 – контрольная трубка;

4 – муфта 2”; 5 – пробка; 6 – ковер малый; 7 – подушка под ковер; 8 – опора

Рис. 8.13. Конструкция опоры газопровода в футляре

1 – скоба; 2 – крепежная проволока; 3 – полоз; 4 – планка; 5 – обертки из гидроизола

Футляры для газопроводов высокого давления имеют сальниковые уплотнения и трубопровод, отводящий газ из футляра в атмосферу при неплотности газопровода или при разрыве стыка. Этот трубопровод отводится от пересекаемого препятствия в безопасное место и оборудуется дефлектором. На рис. 8.14 показано сальниковое уплотнение для футляров.

Рис. 8.14. Сальниковое уплотнение для футляра

1 – грундбукса; 2 – корпус; 3 – фланец; 4 – шпилька; 5 – паронитовая прокладка;

6 – болт; 7 – гайка; 8 – набивка из промасленной пеньки или аналогичного материала;

9 – газопровод; 10 – футляр

При использовании влажного газа в нижних точках газопроводов устанавливаются сборники конденсата. Конструкция и размеры сборников конденсата зависят от давления газа и количества конденсирующейся влаги. Конденсатосборники небольшой емкости целесообразно устанавливать и при применении осушенного газа. В этом случае они используются для удаления влаги, попавшей в газопровод при строительстве, при эксплуатационных промывках и т.д. Кроме того, трубки конденсатосборников используются при продувках газопроводов и выпуске газа из них при ремонте.

На рис. 8.15 показан сборник конденсата для газопроводов низкого давления при использовании осушенного газа. Конденсат периодически удаляют через трубку с помощью насоса или вакуум-цистерны. На трубке имеется электрод для измерения разности потенциалов между трубой и землей.

Рис. 8.15. Сборник конденсата для больших газопроводов осушенного газа низкого давления:

1 – корпус; 2 – ковер; 3 – подушка под ковер; 4 – трубка 34/4 для удаления конденсата; 5 – стальная муфта ø1”; 6 – пробка из ковкого чугуна; 7 – пруток для замера разности потенциалов труба – грунт; 8 – труба внутри корпуса для удаления конденсата 42/3,5

Контрольные проводники (рис. 8.16) предназначены для замера электрического потенциала газопровода. Это необходимо для своевременного обнаружения утечки постоян­ного тока с рельсов трамвая, метрополитена и других источников на подземные газопроводы. Токи утечки вызывают электрохими­ческую коррозию газопроводов. Для замера потенциала газопровода необходимо плюс вольтметра подсоединить к центральному проводу, приваренному к газопроводу, а минус – к защитному кожуху проводника, который нижней неизолированной частью сообщается с грунтом.

 
 

Коверы предназначены для защиты выводных трубок конденсатосборников, гидрозатворов, контактных головок контрольных проводников и контрольных трубок от механических повреждений. Ковер представляет собой чугунный или стальной колпак с крышкой. Устанав­ливают коверы на бетонные или железобетонные основания, обеспе­чивающие их устойчивость и исключающие просадку. Крышка ковера на проезжей части улицы находится заподлицо с дорожным покрытием и открывается против движения транспорта. В непроезжей части улицы, например на газонах, крышку ковера следует располагать выше поверхности земли на 5 см.

Для быстрого нахождения коверов, люков колодцев и трасс подземных газопроводов устанавливают настенные знаки.

Вопросы для самопроверки

1. Какие стальные трубы применяют для строительства газопроводов?

2. Стали труб для газопроводов, сколько должны содержать углерода, серы и фосфора?

3. Какую минимальную толщину стальных труб для газопроводов допустимо принимать при подземной, наземной и надземной прокладке?

4. Какую длину труб рекомендуется применять, и какие требования к сварным швам?

5. В каких случаях применяют гибкие газопроводы, из каких материалов их изготавливают?

6. Из каких металлов сооружают магистральные газопроводы и трубопроводы сжиженного природного газа?

7. Какие преимущества перед стальными имеют пластмассовые трубы для газопроводов?

8. Какие недостатки имеют пластмассовые трубы?

9. Что Вы знаете о прочности пластмассовых труб, и на какое давление их применяют?

10. Как определить номинальную толщину стенки пластмассовой трубы в зависимости от давления в газопроводе?

11. Какие способы соединения пластмассовых труб в нитку газопровода Вы знаете?

12. Какие преимущества имеют пластмассовые газопроводы при строительстве?

13. Что Вы знаете об углеродистых сталях?

14. Что Вы знаете о легированных сталях?

15. Как обозначаются марки легированных сталей, и какие элементы используются для их легирования?

16. Что Вы знаете о цветных металлах, и в каких случаях они используются?

17. Что вы знаете о пластических массах?

18. В каких случаях применяют винипласт, полиэтилен и почему?

19. Для чего применяют набивочные материалы и из чего их изготавливают?

20. Какие методы соединения труб Вы знаете?

21. По какому признаку выбирается тот или иной тип соединения труб газопроводов?

22. Каким видом сварки соединяют трубы газопроводов? Какие основные требования предъявляются к сварным соединениям?

23. Каким видом соединяют винипластовые и полиэтиленовые трубы газопроводов?

24. Что Вы знаете об обычных фланцевых соединениях и изолирующих фланцах?

25. Представьте схемутрех типов запорных органовпо принципу их действия. В чем их отличия?

26. Что Вы знаете о клиновых задвижках?

27. В каких случаях применяют шаровые краны, а в каких гидрозатворы? Дайте их схему.

28. В каких случаях применяют глубокие, а в каких мелкие колодцы для размещения запорных органов?

29. Для каких целей применяют компенсаторы в колодцах наряду с запорными органами?

30. Расскажите о гидрозатворах двойного и тройного назначения.

31. Назовите основные элементы гидрозатвора тройного назначения.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 16

Пересечение газопроводами водных преград осуществляется несколькими способами:

– подвеской к конструкциям существующих мостов;

– строительством специальных мостов;

– использованием несущей способности самих труб с устройством из них арочных переходов;

– выполнением подводного перехода – дюкера.

Наиболее простой и экономичной является подвеска газопроводов к конструкциям существующих автострадных или пешеходных металлических и железобетонных мостов (рис. 9.1).

Рис. 9.1. Подвеска газопровода под железобетонным мостом:

1 – газопровод; 2 – окраска или изолирующее покрытие; 3 – регулируемая подвеска

Подвеска к конструкциям существующих мостов обеспечивает свободный доступ к газопроводам для осмотра и ремонта, компенсацию деформаций, возникающих из-за резкого суточного и сезонного колебаний температур наружного воздуха, и безопасное рассеивание в атмосфере возможных утечек газа. Но этот способ применяется редко из-за отсутствия мостов в необходимых местах для выполнения переходов. Кроме того, он не обеспечивает условий безопасности, особенно при прокладке газопроводов высоких давлений.

Сооружать специальные мосты для прокладки газопроводов целесообразно через реки, для которых характерны быстрое течение, частые и бурные паводки, неустойчивые русло и берега, с целью одновременного использования этих мостов для пешеходного и автомобильного транспорта. Наиболее экономичными являются арочные переходы, выполненные из самих газопроводных труб, с опорными системами, заделанными в береговые бетонные устои (рис. 9.2).

Рис. 9.2. Схема трубчатой арки

Также надводные переходы выполняют в виде балочных, эстакадных и висячих систем (рис.9.3).

Рис. 9.3. Схемы воздушных балочного (а), эстакадного (б), висячего вантового (в) переходов и перехода в виде про­висающей нити (г):

1 – газопровод; 2 – фундаментная опора; 3 – стойка; 4 – анкерная опора; 5 – ванты;

6 – опорная мачта (пилон); 7 – опорный ролик

На водных преградах, особенно в городской черте распространение получила прокладка газопроводов-дюкеров под водой (рис. 9.4). Выбор трассы для подводных переходов согласуется со схемой газоснабжения города и с необходимостью обеспечения удобства и безопасности эксплуатации сооружений. Трассу дюкера необходимо располагать на прямолинейном участке реки под углом 90 ° к нему. Число ниток перехода зависит от степени его ответственности. Если переходы входят в систему основных газопроводов, то число ниток в нихдолжно быть не менее двух. Пропускная способность каждой нитки должна составлять не менее 75 % от пропускной способности подводящих газопроводов. Двухниточными выполняют переходы, через которые получают газ отдельные промышленные предприятия, для ко­торых перерывы в его подаче грозят остановкой.

Однониточные переходы применяются в кольцевых системах газоснабжения в том случае, если при их ремонте потребители могут получать газ из других газопроводов, а также при подаче газа отдельным потребителям, способным без значительного ущерба перейти на другие виды топлива.

Глубину заложения дюкеров в грунте на неразмываемых участках судоходных рек принимают не менее 1 м, а на несудоходных – не менее 0,3 м. Для обеспечения устойчивого положения дюкеров на дне водоема их снабжают железобетонными, но чаще чугунными пригрузами, придающими газопроводам отрицательную плавучесть и сохранить проектное положение при эксплуатации. На обоих берегах водной преграды, на газопроводе устанавливают отключающие устройства. На однониточных тупиковых переходах газопроводов отключающие устройства можно устанавливать только на одном берегу, до перехода (по ходу газа). Не обязательна установка отключающих устройств на водных преградах шириной менее 15 м.

Рис. 9.4. Схема подводного перехода – дюкера:

1 – основной газопровод; 2 – дюкер; 3 – балластировочные грузы;

4 – колодцы с отключающими задвижками

Подводные переходы, по которым транспортируют влажный газ, для обеспечения стока конденсата прокладывают с уклоном в сторону одного или обоих берегов в зависимости от ширины водной преграды. При этом в низших точках переходов устанавливают сборники конденсата, снабженные трубками, выведенными на береговую поверхность под ковер, для удаления жидкости с помощью насосов или вакуум-цистерн.

Недостатки подводных переходов: подверженность коррозионному разрушению, трудность осмотров, сложность ведения ремонтных работ, трудность удаления воды или конденсата, большая стоимость. Этих недостатков не имеют, надводные переходы. В населенных пунктах их можно сооружать только по согласованию с архитектурным надзором.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 17

Способ выполнения перехода газопроводов через железнодорожные, трамвайные пути и автомобильные дороги выбирают в зависимости от местных условий и экономической целесообразности.

Пересечения газопроводов с железнодорожными, трамвайными путями и автомобильными дорогами выполняют под углом 90 °.

Переходы газопроводов через железнодорожные и трамвайные пути и автомагистрали могут быть надземными, но чаще выполняются подземными в соответствии с требованиями нормативных документов.

Подземные переходы газопроводов всех давлений в местах пересечения с автомобильными дорогами, железнодорожными и трамвайными путями (рис. 9.4) прокладывают в стальных футлярах.

Рис. 9.4. Схема пересечения газопроводом электрифицированной

железной дороги:

1 – газопровод, 2 – битум; 3 – просмоленная пакля; 4 – футляр;

5 – диэлектрические катки; 6 – контрольная трубка

Диаметр футляра принимается на 100–200 мм более диаметра газопровода. Концы футляра выводятся за подошву насыпи, но не менее чем на 3 м от крайних рельсов железнодорожных путей или 2 м от края полотна автомагистрали. На концах футляра делаются сальниковые уплотнения, а от одного из концов футляра выводится под ковер контрольная трубка для выявления возможных утечек газа. Внутри футляра на газопроводе должно быть минимальное количество сварных соединений. Трубу следует покрыть изоляцией весьма усиленного типа и уложить на диэлектрические подкладки. Все сварные стыки требуется проверить физическими методами.

Глубина укладки газопровода (от подошвы шпалы до верха футляра) принимается под магистральными железнодорожными путями не менее 1,5 м, а под железнодорожными ветками промышленных предприятий и трамвайными путями – не менее 1 м. Глубина укладки газопровода под автомагистралями – не менее 1 м от полотна дороги до верха футляра.

На газопроводах, пересекающих магистральные железнодорожные пути и автомагистрали, устанавливаются отключающие устройства: при тупиковых газопроводах – со стороны хода газа, при кольцевых – с обеих сторон.

Переходы могут сооружаться открытым траншейным способом, но более прогрессивными являются методы прокола, продавливания и горизонтального бурения.

Высоту надземного перехода определяют с учетом обеспечения сво­бодного передвижения транспорта и прохода людей. Так, в непроезжей части в местах прохода людей высота прокладки должна быть 2,2 м, а в местах пересечения авто­мобильных дорог – 4,5 м, а при пересе­чении трамвайных и железнодорож­ных путей – 5,6...7,1 м.

Вопросы для самопроверки

1. Какие способы переходов газопровода через овраги и водные преграды вы знаете?

2. Представьте схему подвески газопровода под металлическим и железобетонным мостами. Какие преимущества и недостатки этого перехода?

3. Какие вы знаете высокоэкономические переходы через водные преграды?

4. Расскажите о дюкерной схеме и конструкции проводки газопровода. Что вы понимаете под термином «горизонт высоких вод» и «горизонт меженных вод»?

5. Какие средства вы знаете для придания трубопроводу отрицательной плавучести на водных преградах?

6. Представьте схему и расскажите о конструкции подземного перехода под автомобильными и железными дорогами.

7. Для каких целей устанавливается на концах футляров подземных переходов сальниковые уплотнения?

8. Каким образом сооружаются подземные переходы? Какие из них являются наиболее прогрессивными и почему?

9. Какие требования предъявляются при прокладке переходов у мостов (выше моста и ниже)?

10. В каких местах устанавливаются отключающиеся устройства при переходе газопроводом водных преград?

11. Для каких целей устанавливаются запорные устройства вблизи перехода через водную преграду?

12. Какие вы знаете надводные переходы? С кем согласовывается их возведение?

13. Какие вы знаете недостатки подводных переходов?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 18

10.1. Технологические схемы ГРП и ГРУ 10.1. Назначение и принцип действия регуляторов давления

Регуляторы давления предназначены для снижения давления газа и поддержания его на заданном уровне и являются связующим звеном между сетями высокого, среднего и низкого давления. Регуляторы давления устанавливают на распределительных газопроводах в газорегуляторных пунктах, на газораспределительных и газгольдерных станциях, а также у коммунально-бытовых и промышленных потребителей и перед отдельными газопотребляющими установками. По принципу действия различают регуляторы прямого и непрямого действия. В регуляторах прямого действия изменение конечного (выходного) давления создает усилие, необходимое для осуществления регулирования его величины (рис. 10.1). Основными элементами этого регулятора являются корпус 1, клапан 8 и рабочая мембрана 5. Под действием груза 3 и собственного веса мембрана вместе с клапаном опускается вниз и образует отверстие для прохода газа, в результате чего после регулятора (клапана) постепенно повышается давление. Это давление по соединительной трубке 6 передается в подмембранное пространство 2 и оказывает на мембрану действие, обратное действию веса груза и клапана. Мембрана с клапаном опускается до тех пор, пока после

Рис. 10.1. Схема регулятора давления прямого действия:

1 – корпус регулятора; 2 –подмембранное пространство; 3 – груз;

4 – дыхательное отверстие; 5 – мембрана (рабочая); 6 –соединительная трубка;

7 – мембрана малая (диафрагма); 8 – клапан

регулятора не создастся давление, способное уравновесить заданную нагрузку. При дальнейшем повышении давления за регулятором давление газа начинает преодолевать нагрузку, мембрана поднимается вверх и уменьшает величину открытия клапана. При понижении давления за регулятором, наоборот, мембрана с клапаном начинает опускаться вниз, за счет чего увеличивается проходное отверстие, а вместе с тем увеличивается расход газа и повышается давление. Таким образом, изменение выходного давления передается на мембрану, которая, опускаясь или поднимаясь, больше или меньше открывает проходное отверстие клапана и регулирует выходное давление. Практически давление после регулятора остается постоянным независимо от расхода газа. Колебание регулируемого давления не должно превышать 10% номинальной величины независимо от расхода газа.

У регуляторов непрямого действия изменение конечного (выходного) давления непосредственно не создает усилий для осуществления процесса регулирования. Оно лишь приводит в действие распределительный механизм (командный прибор) для включения источника энергии, при помощи которого осуществляется регулирующее действие. Источником энергии служит газ высокого давления (пневматические регуляторы), масло или иная жидкость (гидравлические регуляторы) и т.п. Регуляторы прямого действия по сравнению с регуляторами непрямого действия отличаются чувствительностью.

Это объясняется тем, что перемещение клапана при изменении расхода начинается только после того, как создается усилие (разность давления на мембрану и веса груза), достаточное для преодоления сил трения во всех подвижных узлах. В результате регулирование происходит небольшими толчками. У регуляторов непрямого действия силы трения преодолеваются за счет постороннего источника энергии и не требуют значительного изменения усилий на мембрану.

Несмотря на лучшую характеристику регуляторов непрямого действия, в городском газовом хозяйстве большое распространение получили также регуляторы прямого действия, обладающие простотой конструкции, небольшой стоимостью и удобством в эксплуатации. Регуляторы различают по типу и конструкции дроссельных органов.

Дроссельными органами регуляторов называют устройства, при помощи которых регулируется количество протекающего через них газа. Изменение количества подающего газа производят дросселированием, т. е. уменьшением или увеличением отверстия, через которое протекает газ. Дроссельные органы регуляторов представляют собой отверстия, которые прикрываются заслонками или разного рода клапанами. При изменении положения заслонки или клапана изменяется проходное отверстие дросселя и соответственно этому меняется количество протекающего газа. Размер отверстия дросселя при полном открытии должен обеспечивать пропуск расчетного количества газа. Количество протекающего через дроссель газа в зависимости от степени открытия проходного отверстия является основной характеристикой дроссельного органа. В качестве дросселей в регуляторах наибольшее распространение получили дроссельные регуляторы (рис. 10.2). Поворотные заслонки, несмотря на простоту конструкции, широкого распространения не получили и применяются главным образом на газопроводах низкого давления больших диаметров при малых перепадах. Основным недостатком заслонок является негерметичность закрытия при отсутствии расхода. Кроме того, поворотные заслонки не пригодны для регулирования малых расходов в связи с тем, что не обладают способностью регулировать проходные сечения малых размеров. Поэтому непосредственно на городских сетях поворотные заслонки не устанавливают.

Рис. 10.2. Дроссельные органы регуляторов:

поворотная заслонка (а);односедельный клапан (б);двухседельный клапан (в)

Клапанырегуляторов бывают односедельные и двухседельные. В двухседельных клапанах газ проходит двумя потоками (через два отверстия), поэтому пропускная способность их при прочих равных условиях значительно больше односедельных. Вместе с тем эти клапаны в основном не обеспечивают герметичности закрытия при отсутствии газоразбора, что является существенным их недостатком. Протечка газа в закрытом положении для двухседельных клапанов допускается не более 0,1 % номинального расхода, а для односедельных клапанов не допускается вообще. В связи с этим установка регуляторов с двухседельными клапанами на городских сетях нежелательна, а на тупиковых газопроводах, подающих газ бытовым потребителям, недопустима.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 19

Регуляторы давления должны удовлетворять следующим требованиям: а) процесс регулирования должен быть устойчивым; б) неравномерность регулирования (т. е. отношение разности между максимальным и минимальным значениями конечного давления к среднему) не должна превышать определенной величины; в) регулятор должен быть надежным, простым и удобным для обслуживания.

Регуляторы давления выбирают исходя из максимального расчетного расхода газа потребителями и допустимого перепада давления при редуцировании. Пропускную способность регулятора рекомендуется принимать на 15–20 % больше максимального расчетного расхода газа. Необходимо также, чтобы регулятор обеспечивал заданное регулирование давления при малых (минимальных) расходах. Это требование особенно важно для газоснабжения бытовых потребителей, у которых расход газа резко изменяется во времени.

Рис. 10.3. Универсальный регулятор типа РДУК 2-200

(новая классификация Р):

1 – регулятор управления (пилот); 2 – крышка корпуса; 3 – корпус; 4 – фильтр;

5 – сменный клапан; 6 – сменное седло; 7 – шток клапана; 8 – крыш­ка мембраны;

9 – мембрана; 10 – толкатель; 11 – колонка

Рис.10.4. Схема обвязки регулятора РДУК 2-200

1, 5, 6, 7,10 – импульсные трубки; 2 – головка регулятора управления; 3 –регулятор управления (пилот); 4 – регулировочная пружина; 8 – мембрана регулятора давления;

9 – мембранная коробка; 11 – регулирующий клапан регулятора давления;

12 – корпус регулятора давления

При газоснабжении городов и других населенных пунктов, а также коммунальных и промышленных предприятий в настоящее время наибольшее распространение получили регуляторы типа РДУК (регулятор давления универсальной конструкции Казанцева) – рис. 10.3. Схема его работы в системе газопровода представлена на рис. 10.4.

Универсальный регулятор типа РДУК(рис. 10.3). Универсальные регуляторы давления типа РДУК, имеют довольно простую конструкцию и надежны в работе. В настоящее время выпускаются регуляторы с условным проходом 50, 100 и 200 мм. Характеристика и производительность регуляторов РДУК приведены в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Номинальная (80 % от расчетной) пропускная способность регуляторов давления РДУК, м3/ч, при плотности газа ρ = 0,73 кг/м3

Давление газа, кгс/см2 РДУК2-50 РДУК2-100 РДУК2-200
на входе на выходе
0,3 0,01 750/1420 3900/5650
0,5 0,01 865/1650 4500/6500
1,0 0,01-0,10 1150/2200 6000/8700
1,5 0,01-0,37 1440/2760 7500/10900
2,0 0,01-0,65 1730/3300 9000/13000
3,0 0,01-1,20 2300/4400 12000/17400
4,0 0,01-1,75 2880/5500 14800/21600
5,0 0,01-2,30 3460/6600 18000/26200
6,0 0,01-2,85 4050/7700 21000/30500
7,0 0,01-3,40 4600/8700 23800/–

Окончание таблицы 10.1

8,0 0,01-3,95 5150/9700 27000/–
9,0 0,01-4,50 5700/10800 29800/–
10,0 0,01-5,05 6300/11900 33000/–
11,0 0,01-5,60 6900/13000 35000/–
12,0 0,01-6,15 7450/14000 39000/–

Примечание.В числителе приведены данные при условии, что седло клапана имеет диаметр 50 (для РДУК2-100) и 105 мм (для РДУК2-200), в знаменателе – соответственно 70 и 140 мм.

Универсальный регулятор состоит из чугунного литого корпуса, разделенного на две камеры (А и Б). В верхнюю камеру А подается начальное давление газа до 1200 кПа (12 кгс/см2), а из нижней камеры Б газ выходит. В перегородке, разделяющей верхнюю и нижнюю камеры, имеется отверстие – седло, соединяющее обе камеры. Седло перекрывается регулирующим клапаном. Размер отверстия может быть разный. От размера отверстия и перепада давления зависит производительность регулятора. С нижней стороны выходной камеры находится мембранная камера В, в которой расположена рабочая мембрана регулирующего клапана. Регулирующий клапан свободно надет на шток клапана, который упирается в толкатель, входящий в гнездо стяжного винта мембраны. Для защиты стержня клапана от воздействия потока газа и в качестве направляющей служит колонка. Мембрана регулирующего клапана находится с двух сторон под давлением газа. Сверху корпус регулятора имеет люк со съемной крышкой. Люк служит для осмотра и очистки клапана и седла. Настройка регулятора производится с помощью регулятора управления (пилота) типа КН-2-00 и КВ-2-00.

Пилот представляет собой пружинный регулятор давления, мембрана которого нагружена с одной стороны давлением газа, а с другой – регулировочной пружиной. Обвязка регулятора давления РДУК 2-200 показана на рис. 10.4. Полость мембраны регулятора управления со стороны, противоположной регулировочной пружине, соединена импульсной трубкой 1 с входным газопроводом. Выходное отверстие регулятора управления трубкой 10 соединено с подмембранной полостью регулирующего клапана, которая, в свою очередь, соединена импульсной трубкой 7 через дроссель с выходным газопроводом. Надмембранная полость регулирующего клапана также соединена с выходным газопроводом трубкой 6. Принцип работы регулятора следующий: при отсутствии газа регулирующий клапан закрыт, а клапан регулятора управления приоткрыт с помощью регулировочной пружины. При подаче газа на вход регулятора давления он по импульсной трубке 1 поступает в регулятор управления (КН или КВ) и через клапан по трубке 10 – в подмембранную полость регулирующего клапана и дальше через импульсную трубку 7 и дроссель в выходной газопровод.

Поскольку надмембранная полость импульсной трубки 6 соединена с выходным газопроводом, мембрана под давлением газа поднимается к верху и клапан открывается. Через приоткрытое седло клапана газ поступает в выходной газопровод, а отсюда по импульсным трубкам 6 и 5 – на мембраны регулятора управления и регулирующего клапана. В результате устанавливается равновесие мембран в соответствии с заданным регулировочной пружиной пилота давлением. С помощью дросселя давление газа под рабочей мембраной 8 поддерживается большим, чем над мембраной. При увеличении расхода газа давление начинает снижаться, клапан регулятора управления открывается, поступление газа на рабочую мембрану становится больше, от чего она поднимается к верху и больше открывает клапан регулятора. Давление на выходе регулятора восстанавливается, а раскрытие клапана будет соответствовать увеличившемуся расходу. При уменьшении расхода газа процесс происходит в обратном порядке.

Предохранительно-запорные клапаны. Эти клапаны (рис. 10.5) устанавливаются перед регуляторами давления и автоматически прекращают подачу газа потребителям при недопустимом повышении, а некоторые из них и при чрезмерном понижении конечного давления за регулятором. Импульс конечного давления поступает к клапану из газопровода за регулятором. После автоматического закрытия самопроизвольное открытие клапана невозможно. После выявления и устранения причин, вызвавших закрытие клапана, открытие его выполняется обслуживающим персоналом.

Предохранительно-запорные клапаны ПКН и ПКВ (рис. 10.6) изготовляются с условными проходами 50, 80, 100 и 200 мм. В открытом рабочем положении клапан удерживается рычагом 4 с развилкой, а сам рычаг 4 за штифт 3 удерживается в верхнем положении крючком анкерного рычага 2. Ударник 9 находится в вертикальном положении, так как вверху штифтом 10 упирается в правый конец коромысла 11.

Конечное давление газа подводится через штуцер 1 в подмембранное пространство и стремится переместить мембрану 12 вверх, но этому препятствует пружина 7, которая своей тарелкой 6 опирается на выступ в стакане крышки.

Повышенное сверх нормы конечное давление газа, преодолевая усилие пружины 7, перемещает мембрану и гайку 5 вверх. При этом находящийся в пазу гайки 5 левый конец коромысла 11 поднимается, а правый опускается, выходя из зацепления со штифтом 10 ударника 9. Ударник падает, ударяет по концу анкерного рычага 2, выводит его из зацепления со штифтом 3, и клапан закрывается.

Рис. 10.5. Предохранительный запорный клапан типа ПКН (ПКВ)

При недопустимом понижении конечного давления газа усилие, создаваемое этим давлением на мембрану 12 снизу, становится меньше прямо противоположного усилия, создаваемого малой пружиной 8, опирающейся на выступ штока мембраны 12. Вследствие этого мембрана и шток с гайкой 5 опускаются, увлекая левый конец коромысла 11 вниз. Поднимающийся при этом правый конец коромысла выходит из зацепления со штифтом 10, вызывая падение ударника 9 и закрытие клапана. Для выравнивания давления газа по обе стороны основного клапана в нем имеется небольшой перепускной клапан, прижимаемый к своему гнезду грузом рычага 4.

В клапане ПКВ активная площадь мембраны меньше, чем в ПКН, за счет наложения на нее сверху стального кольца. Настройка клапанов на верхний предел допустимого давления осуществляется сжатием пружины 7, а на нижний – сжатием пружины 8. Пределы настройки клапанов, кгс/см2: при возрастании давления для ПКН – 0,01– 0,6 для ПКВ – 0,3–7,2; при падении давления для ПКН – 0,003–0,3, для ПКВ – 0,03–0,3.

Рис. 10.6. Редуктор (регулятор) сжиженного газа типа РДГ:

1 – клапан; 2 – гайка; 3 – пружина; 4 – мембрана

Регуляторы сжиженного газа предназначены для снижения давления сжиженного нефтяного газа в баллонах с 1,6 МПа (16 кг/см2) до низкого 1–9 кПа, (100–900 мм вод. ст.). Существует много разновидностей редукторов, однако наибольшее применение получили редукторы типа РДГ (для баллонов) (рис. 10.6).

Регулятор РДГ (рис. 10.6) устанавливают непосредственно на штуцер вентиля баллона и с газовым агрегатом (прибором) соединяют гибким шлангом

При использовании двух баллонов (например, в шкафу) предусмотрен обвязочный узел, позволяющий использовать один редуктор на два баллона.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 20

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 21

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 22

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 23

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 24

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 25

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 26

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:

studopedia.ru


Смотрите также