ГАЗ. Книга Шибеко

А. С. ШИБЕКО
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ
Учебное пособие
•САНКТПЕТЕРБУРГ•
•МОСКВА•
•КРАСНОДАР•
2019
УДК 696.2(075.8)
ББК 38.763я73
Ш 55
Шибеко А. С. Газоснабжение : учебное пособие / А. С. Шибеко. —
СанктПетербург : Лань, 2019. — 520 с. — (Учебники для вузов.
Специальная литература). — Текст : непосредственный.
ISBN 9785811436620
В учебном пособии рассмотрены физикомеханические свойства горючих
газов; транспорт газа потребителям; газораспределительные сети населенных
пунктов, их элементы и методы расчета; способы защиты газопроводов; снабжение
потребителей сжиженными газами; процессы горения газа и использования его в
быту и промышленности.
Предназначено для студентов, обучающихся по направлению подготовки
бакалавров «Строительство».
УДК 696.2(075.8)
ББК 38.763я73
Рецензенты:
А. Я. САВАСТИЁНОК — кандидат технических наук, доцент, зав. кафедрой
газоснабжения и местных видов топлива ГИПК «ГАЗИНСТИТУТ»;
А. В. ЖИЛКО — первый заместитель генерального директора ГПО «Белтопгаз».
Обложка
П. И. ПОЛЯКОВА
© Издательство «Лань», 2019
© А. С. Шибеко, 2019
© Издательство «Лань»,
художественное оформление, 2019
Условные обозначения
А – среднеквадратичный перепад давлений, МПа²/км;
а – коэффициент температуропроводности, м²/с;
B – содержание балластных примесей;
cp – удельная изобарная массовая теплоёмкость, кДж/(кг·К);
c′p – удельная изобарная объёмная теплоёмкость, кДж/(м³·К);
D – паропроизводительность, т/ч;
Di – коэффициент Джоуля – Томсона, К/МПа;
DN – номинальный диаметр;
d – влагосодержание, г/кг сухого воздуха; диаметр, мм или м;
E – удельная энергия, кДж/м³;
F – площадь, м², га;
f – абсолютная влажность, кг/м³; обеспеченность жилой площадью, м²/чел.;
G – массовый расход, кг/ч;
g – массовая концентрация компонента; ускорение свободного
падения;
H – энтальпия, Дж;
h – высота, м; вертикальная отметка, м; удельная энтальпия,
кДж/кг;
hi – энтальпия, отнесённая к 1 м³ газа, кДж/м³;
k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м²·К); показатель адиабаты;
характеристика сети, Па/(м³/ч)²;
kv – пропускная способность, м³/ч;
kэкв – эквивалентная шероховатость, мм;
L – предел воспламенения, % об.;
l – длина, м или км;
M – молярная масса, кг/моль;
m – масса, кг;
MRS – минимальная длительная прочность, МПа;
n – количество вещества, моль;
n – углеродное число;
Q – удельная объёмная теплота сгорания, кДж/м³; количество теплоты, кДж;
Q´ – удельная массовая теплота сгорания, кДж/кг;
q – удельный теплосъём, кВт/м²;
3
P = р + Ратм – абсолютное давление, Па, кПа или МПа;
PN – номинальное давление, МПа;
p – избыточное давление, Па, кПа или МПа;
R – тепловое напряжение, Вт/м²; удельная газовая постоянная,
Дж/(кг·К); удельные потери давления на трение, Па/м;
RM = 8314,4 кДж/(моль·К) – универсальная газовая постоянная;
r – мольная доля компонента газовой смеси; радиус, м; скрытая
удельная теплота парообразования, кДж/кг;
s – относительная плотность газа по воздуху; удельная энтропия,
кДж/(кг·К); шаг отверстий, м или мм;
T – абсолютная температура, К;
t – температура по шкале Цельсия, ºС;
u – коэффициент эжекции; скорость пламени, м/с;
V – объём, м³; расход газа, м³/ч или м³/год;
V – относительное количество, м³/м³;
v – удельный объём, м³/кг;
W – тепловая мощность (нагрузка) и теплопроизводительность
прибора, кВт; годовая норма расхода теплоты, кДж/год на единицу
потребления; холодопроизводительность, кВт;
w – скорость, м/с;
x – мольная доля компонента смеси жидкостей;
y – объёмная концентрация;
z – коэффициент сжимаемости; продолжительность, сут;
α – коэффициент расхода воздуха; коэффициент соотношения
путевого и транзитного расхода; коэффициент теплообмена,
Вт/(м²·К); максимальная допустимая перегрузка агрегата;
β – отношение минимального расхода в сети к максимальному;
δ – ошибка, %; толщина стенки газопровода, мм;
η – коэффициент полезного действия, % или доли;
λ – коэффициент теплопроводности, Вт(м·К); коэффициент трения (Дарси);
μ – динамический коэффициент вязкости, Па·с; коэффициент
расхода;
ν – кинематический коэффициент вязкости, м²/с;
π – приведённое давление;
ρ – плотность, кг/м³;
4
σ – невязка, %;
τ – приведённая температура; время, с, ч или сут;
φ – относительная влажность, %.
Индексы
0 – относящийся к нормальным условиям газа; max – максимальный;
min – минимальный; ав – аварийный; аг – агрегат; атм – атмосферный;
б – баллон; в – верхний, воздух, высший; вент – вентиляционный; взр –
взрыв; вл – влажный; вн – внутренний; вх – вход; вых – выход; г – газ;
газопровод; г.в – горячее водоснабжение; год – годовой; гор – горелка,
горение, горловина; гр – график; д – действительный; дис – диссоциация; диф – диффузор; доп – дополнительный; ж – жаропроизводительность, жидкий, жидкость; жил – жилой; з – заданный; зд – здание; из –
изоляция; к – калориметрический, конечный, контур, котёл; кв – квартал; кол – коллектор; конф – конфузор; кр – критический; мес – месячный; м.с – местное сопротивление; н – нагрев, наружный, начальный,
низший, нормальный; нас – насадок, насыщение; неравн – неравномерность; ном – номинальный; об – обеспеченность; общ – общий; окр –
окружающий; опт – оптимальный; от – отопительный; отв – отверстие;
отр – отрыв; п – пар, полезный, предприятие, путевой; п.в – питательная
вода; пр – прибор, проскок; пов – поверхность; пот – поток; пр.сг – продукты сгорания; р – равномерный, расчётный; разр – разрежение; рез –
резервуар; с – сеть, сопло, сухой; сл – слив; см – смесь; ср – средний;
сраб – срабатывание; ст – стандартный; стр – струя; сут – суточный; сч –
счётчик; т – теоретический, туннель, турбулентный; тр – транзитный,
трение, труба; у – условный; уд – удельный; уст – установка; уч – участок; ух – уходящий; ц – цистерна; ф – факел, фактический, фильтр;
физ – физический; хим – химический; ч – часовой.
Критерии
Re – критерий Рейнольдса;
Wo – число Воббе, кДж/м³.
5
Аббревиатуры
АГРС – автоматическая газораспределительная станция;
ГИС – геоинформационные системы;
ГНП – газонаполнительный пункт;
ГНС – газонаполнительная станция;
ГПА – газоперекачивающий агрегат;
ГРП – газорегуляторный пункт;
ГРПШ – шкафной пункт редуцирования газа
ГРПБ – блочный газорегуляторный пункт;
ГРС – газораспределительная станция;
ГРУ – газорегуляторная установка;
КИП – контрольно-измерительные приборы;
КПД – коэффициент полезного действия;
КС – компрессорная станция;
МГ – магистральный газопровод;
ПЗК – предохранительный запорный клапан;
ПСК — предохранительный сбросной клапан;
ПРГ – пункт редуцирования газа;
ПРГП – подземный пункт редуцирования газа;
ПХГ – подземное хранилище газа;
РД – регулятор давления;
САУ – система автоматического управления;
СПГ – сжиженный природный газ;
СУГ – сжиженные углеводородные газы;
ТНПА – технический нормативно-правовой акт;
ТЭС – тепловая электростанция.
6
Предисловие
Газоснабжение – одна из специальных дисциплин, изучаемых
студентами специальности «Теплогазоснабжение, вентиляция и охрана воздушного бассейна». Целью изучения дисциплины является
подготовка инженера-строителя, специализирующегося в области
проектирования, монтажа и эксплуатации систем газоснабжения
населённых пунктов и промышленных предприятий. Основой, на
которой построено изучение газоснабжения, являются знания, полученные при изучении таких основополагающих инженерных дисциплин как «Механика жидкости и газа», «Техническая термодинамика», «Тепломассообмен», «Теплогенерирующие установки».
При написании книги автор руководствовался учебной программой дисциплины. Следует отметить, что изложенный в пособии материал базируется на опыте изложения дисциплины в Белорусском
национальном техническом университете, который является первым высшим учебным заведением в Беларуси, где была открыта
подготовка специалистов в сфере газоснабжения. Начиная с 1930 г.
функционирует кафедра «Теплогазоснабжение и вентиляция», основателем которой являлся видный учёный в области газоснабжения, теплофизики, теплоснабжения и вентиляции Эммануил Хацкелевич Одельский (1891–1982). Основой учебного пособия являются
ставшие классическими учебники А. А. Ионина, Э. Х. Одельского,
Н. А. Скафтымова, а также справочник Н. Л. Стаскевича и современные учебные пособия под редакцией А. А. Коршака. В целях
формирования у студентов представления об оборудовании, применяемом в газоснабжении, в книге приводятся иллюстрации, а для
облегчения понимания методов расчёта – подробные примеры.
Автор благодарит рецензентов – Александра Владимировича
Жилко, кафедру «Газоснабжение и местные виды топлива» и заведующего кафедрой кандидата технических наук Андрея Яковлевича
Савастиёнка – за ценные замечания и предложения, возникшие при
рецензировании рукописи. Автор искренне признателен за помощь
и поддержку всему коллективу кафедры «Теплогазоснабжение и
вентиляция» БНТУ, руководимой академиком НАН Беларуси, доктором технических наук, профессором Борисом Михайловичем
Хрусталёвым, а также лично благодарен доктору технических наук,
профессору Петру Ивановичу Дячеку, кандидату технических наук,
7
доценту Лилии Владимировне Боруховой за помощь в издании пособия.
Автор будет искренне признателен за все критические замечания
и пожелания, которые будут способствовать улучшению качества
пособия. Высылать их можно на электронную почту автора
Shybeka@bntu.by.
8
Введение
Согласно Закону Республики Беларусь «О газоснабжении» под
газоснабжением понимается одна из форм энергоснабжения, представляющая собой деятельность по обеспечению потребителей газом. В более широком смысле газоснабжение представляет собой
комплекс инженерных систем, включающий в себя приём газа в
местах его добычи для природного газа или производство искусственного горючего газа, обработку, транспортирование, распределение с последующей подачей потребителям. Газ может быть использован в качестве топлива в промышленной и коммунально-бытовой
сфере, а также как сырьё в химическом производстве.
Как и всякое топливо, природный газ имеет свои достоинства и
недостатки. По сравнению с сжиганием жидкого и твёрдого топлива
использование природного газа в качестве топлива имеет следующие преимущества:
– простота транспортировки к потребителям;
– возможность полного сжигания с малым избытком воздуха с
достижением высокой температуры в топочном устройстве для достижения высокого теплового коэффициента полезного действия;
– лёгкость зажигания при любой температуре окружающего воздуха, а также прекращения горения;
– при сгорании образуется меньше вредных соединений, копоти,
дыма;
– простота автоматизации процесса горения.
К основным недостаткам относятся взрыво- и пожароопасность;
отсутствие естественного запаха способствует сложностям при обнаружении протечки (для этого газ одорируют, т. е. добавляют вещества, придающие ему характерный запах); удушающее воздействие на человека.
Мировые запасы природного газа на 2016 г. (согласно данным
BP) оцениваются в 186,6 трлн м³, причём 42,5% из них находится на
Ближнем Востоке, 30,4% – в Евразии (за исключение Ближнего
Востока и стран тихоокеанского побережья), 9,4% – в Азиатскотихоокеанском регионе; 7,6% – в Африке; 6,0% – в Северной Америке и 4,1% – в Центральной и Южной Америке. Текущих запасов
хватит для удовлетворения потребностей человечества на 52,5 года.
Крупнейшим месторождением является Северное/Южный Парс,
9
расположенное на территории Катара и Ирана (запасы оцениваются примерно в 28 трлн м³). На территории Российской
Федерации самым крупным является расположенное в ЯмалоНенецком АО Уренгойское месторождение, открытое в 1966 г.
(общие запасы составляли около 16 трлн м³, из которых добыто к
2016 г. 6,7 трлн м³). В Республике Беларусь в основном
добывается
попутный
природный
газ
с
нефтяных
месторождений, расположенных в районе Припятского прогиба
(Гомельская и южная часть Могилёвской области).
Газ имеет большое значение в энергетике Республики Беларусь.
По данным МЭА (Международное энергетическое агентство –
International Energy Agency, IEA), на долю природного газа в 2014 г.
приходится 97,9% (34 042 ГВт·ч) электрической и 88,6%
(225 919 ТДж) тепловой энергии, произведённых в стране. В 1990 г.
соотношение было другим: 52,1% (20 607 ГВт·ч) электрической и
36,5% (155 610 ТДж) тепловой энергии. В РФ на 2014 г. с помощью
природного газа вырабатывалось 50,1% (533 493 ГВт·ч) электрической и 69,7% (3 857 149 ТДж) тепловой энергии.
Структура потребления природного газа в Беларуси имеет следующий вид (согласно данным МЭА на 2014 г.):
1) преобразование в электрическую и тепловую энергию –
70,4%, из них расходуется на выработку:
– тепловой энергии (кроме ТЭЦ) – 13,2%;
– электроэнергии (кроме ТЭЦ) – 16,5%;
– тепловой и электрической энергии на ТЭЦ – 40,7%;
2) расход газа на собственные нужды энергетики – 1,2%;
3) потери газа – 0,7% (5204 ТДж);
4) потребление отраслями хозяйства – 27,7%, из них потребляется
– промышленностью (за исключением химической) – 7,0%;
– химической промышленностью – 8,1%;
– транспортом – 2,8%;
– жилыми зданиями – 9,0%;
– частными и государственными организациями – 0,3%;
– сельским и лесным хозяйством – 0,5%.
Сеть газоснабжения в странах Европы построена в основном на
природном газе, добывающемся на газовых промыслах Российской
10
Федерации и транспортирующемся по следующим основным магистральным газопроводам:
– «Союз» (длина 2750 км, диаметр 1420 мм, введён в эксплуатацию в 1979 г.);
– «Уренгой – Помары – Ужгород» (протяжённость 4451 км, диаметр 1420 мм, введён в эксплуатацию в 1983 г.);
– «Ямал – Европа» (длина свыше 2000 км, диаметр 1420 мм, введён в эксплуатацию в 1999 г.);
– «Северный поток» (проложен по дну Балтийского моря, длина
1224 км, диаметр 1220 мм, введён в 2011 г.).
История снабжения природным газом Беларуси начинается в
конце 50-х годов прошлого века со строительства магистрального
газопровода «Дашава – Ивацевичи – Минск» (протяжённость
660 км), пущенного в эксплуатацию в 1960 г. В 1974 г. была введена
в эксплуатацию первая нить магистрального газопровода «Торжок –
Минск – Ивацевичи» протяжённостью 453 км, поставляющего природный газ из месторождений на севере России (вторая нить введена в 1978 г., третья – в 1983 г.). Это послужило началом массовой
газификации республики. На данный момент на территории РБ расположено [79]:
– 7 магистральных газопроводов;
– 7 газоизмерительных станций;
– 226 газораспределительных станций;
– три подземных хранилища газа (Осиповичское, Прибугское и
Мозырское).
Транзит российского природного газа через территорию Республики Беларусь обеспечивается по следующим газопроводам:
– трёхниточный магистральный газопровод «Торжок – Минск –
Ивацевичи» диаметром 1220 мм;
– двухниточный магистральный газопровод «Ивацевичи – Долина» диаметром 1220 мм;
– магистральный газопровод «Кобрин – Брест – Госграница»
диаметром 1020 мм;
– магистральный газопровод «Минск – Вильнюс» диаметром
1220 мм;
– магистральный газопровод «Торжок – Долина» диаметром
1420 мм;
– газопровод «Волковыск – Госграница» диаметром 273 мм.
11
Согласно данным ГПО «Белтопгаз», на 01.01.2018 природным
газом газифицированы все районные центры (118), все города (113);
88 поселков городского, рабочего и курортного типа (из 89, т. е.
99%); 3135 (13,5%) сельских населённых пунктов (из 23 174). Протяжённость сетей природного газа составляет 59 980,8 км (в сельской местности 33 583 км). Газифицировано природным газом
2 873 770 квартир (в сельской местности 422 054 квартиры), сжиженным – 855 519 квартир (в сельской местности – 692 568 квартир). Уровень газификации квартир природным газом составляет
77,1% (в сельской местности 37,9%). По данным Министерства
энергетики, потребителями природного газа являются более 2,4 тыс.
промышленных и около 6,4 тыс. коммунально-бытовых предприятий.
12
1. Газообразное топливо
Газообразное топливо представляет собой механическую смесь
горючих и негорючих газов и примесей. Помимо этого выделяют
газы природные и искусственные.
1.1. Горючие и негорючие газы. Примеси
К горючим газам относятся предельные и непредельные углеводороды, водород и оксид углерода.
Предельные (насыщенные) углеводороды (алканы, парафины)
имеют общую формулу CnH2n+2: метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8,
бутан С4Н10, пентан С5Н10 и т. д. Алканы характеризуются высокой
теплотой сгорания, отсутствием запаха, цвета, токсического воздействия на человека, однако при высоких концентрациях низшие насыщенные углеводороды (до декана С10Н22) могут вызывать слабое
наркотическое воздействие, при концентрации в воздухе помещения свыше 10% вызывают удушье из-за недостатка кислорода. Метан, этан, пропан и бутан при нормальных условиях являются газами, начиная от пентана и заканчивая тридеканом С13Н28 – жидкостями, остальные – твёрдыми веществами (алканом с самой
длинной цепью является синтезированный в 1985 г. нонаконтатриктан С390Н782). Для алифатических предельных углеводородов СН4–
С10Н22 ПДК составляет 300 мг/м³ [21].
Начиная от бутана, парафины при одном и том же количестве
атомов углерода могут существовать в нескольких модификациях,
называемых изомерами, в зависимости от взаимного положения
атомов углерода. Например, для бутана могут существовать два
изомера, которые называются н-бутан и изобутан (2-Метилпропан).
Химическая формула у них одинакова – С4Н10, но строение и свойства разные. Структурные формулы данных соединений имеют следующий вид
СН 3 − СН − СН 3
СН3 − СН 2 − СН 2 − СН 3
СН 3
Изобутан
(температура кипения –11,7°С)
н-бутан
(температура кипения –0,5°С)
13
Непредельные углеводороды (алкены, олефины) с химической
формулой CnH2n: этилен С2Н4, пропилен С3Н6 и бутилен С4Н8. Их
свойства близки к свойствам алканов.
Водород Н2 не имеет запаха, цвета и вкуса, нетоксичен.
Монооксид углерода (угарный газ) СО – газ без цвета и запаха,
весьма токсичен (ПДК в воздухе рабочей зоны [68] 20 мг/м³, в атмосферном [56, 62] – 5 мг/м³). Может образовываться при неполном
сгорании топлива. При вдыхании СО образует в крови карбоксигемоглобин, более прочное соединение, нежели оксигемоглобин (соединение кислорода с гемоглобином), что вызывает головокружение, головную боль, потерю сознания, кому с последующим летальным исходом (например, в Борисове в январе 2016 г. две семьи
отравились угарным газом из-за нарушения работы дымовых каналов).
К негорючим газам относятся азот, кислород и углекислый газ.
Азот N2 – бесцветный газ без запаха и вкуса, не токсичен, основной компонент атмосферного воздуха (около 78% об.). При высоких температурах (около 1400ºС) способен образовывать оксиды,
которые являются высокотоксичными (ПДК в рабочей зоне составляет 5 мг/м³, в атмосферном воздухе – 0,085 мг/м³).
Кислород О2 является второй основной составляющей атмосферного воздуха (около 21% об.). Присутствие в газе понижает его теплотворную способность и делает его взрывоопасным. Согласно
ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные промышленного и
коммунально-бытового назначения. Технические условия» [21] доля кислорода не должна превышать 0,05% об. Присутствие вместе с
влагой в газопроводах вызывает их коррозию.
Диоксид углерода (углекислый газ) СО2 бесцветен, практически
без запаха, имеет слегка кисловатый вкус. Химически инертен.
В атмосферном воздухе содержится около 0,05% об. Характер действия на организм – наркотический и раздражающий кожу и слизистые оболочки. При концентрации в воздухе свыше 1% через 1–
2 минуты вызывает очень сильное отравление, которое может привести к летальному исходу, при больших концентрациях (20% об.)
вызывает удушье из-за недостатка кислорода. Доля СО2 в природном газе не должна превышать 2,5% об. [23]
Примесями в газах являются водяной пар, сероводород и механические загрязнители (пыль, окалина и пр.)
14
Водяной пар Н2О при высоких давлениях и положительных температурах образует с компонентами природного газа кристаллогидраты – твёрдые кристаллические соединения. Метан, этан, углекислый газ, сероводород и азот образуют соединения типа 8Г·46Н2О (Г
– молекулярная формула газа); пропан и изобутан – 8Г·136Н2О; добываемые природные газы могут образовывать также смешанные
гидраты С3Н8·2СН4·17Н2О.
Сульфид водорода (сероводород) H2S является бесцветным газом
с ярко выраженным запахом тухлых яиц. Сероводород – токсичный
газ (ПДК в рабочей зоне составляет 10 мг/м³, в атмосферном воздухе – 0,008 мг/м³), вызывающий паралич органов дыхания и сердца.
Также H2S является коррозионно-агрессивным газом, разрушающим металлы, при контакте с железом образует пирофорные соединения, которые могут самовоспламеняться при контакте с воздухом.
Массовая концентрация сероводорода в природном газе не должна
превышать 0,02 г/м³ [21], а в сжиженном – 0,003% [22, 23].
Массовая концентрация механических примесей должна быть не
более 0,001 г/м³ [21].
1.2. Природные и искусственные газы
Природные газы (natural gas) классифицируют следующим образом:
1) газы чисто газовых месторождений, в составе которых преобладает метан (94–98%), являются также «тощими» (сухими);
2) попутный нефтяной газ, содержащий большое количество
«тяжёлых» углеводородов (начиная от пропана), доля метана составляет 30–50%;
3) газы газоконденсатных месторождений, которые подвергаются обработке для извлечения пентана и высших углеводородов,
среднее содержание метана – 70–90% об.
Искусственные газы получают на предприятиях в процессе термической обработки твёрдых и жидких топлив, а также как побочный продукт при некоторых производствах. По методу производства выделяют газы высокотемпературной (до 1000ºС) и среднетемпературной (до 600ºС) перегонки твёрдых и жидких топлив, а также
газы безостаточной газификации твёрдых топлив. К основным искусственным газам относят следующие:
15
1) доменный, получаемый при выплавке чугуна как результат
взаимодействия углерода кокса с кислородом и водяным паром при
реакциях восстановления железных руд (при выплавке 1 т чугуна
выделяется 2200–3200 м³ сухого доменного газа);
2) генераторный, образующийся при термической переработке
твёрдого топлива в присутствии окислителя (воздух, кислород, водяной пар или углекислый газ) в специальных устройствах – газогенераторах;
3) коксовый, вырабатываемый на коксохимических заводах при
производстве металлургического кокса при сухой (без доступа воздуха) перегонке при температурах 1000–1150ºС; при переработке
1 т каменного угля выделяется 300–350 м³ коксового газа, который
после очистки от аммиака, ароматических углеводородов и примесей можно использовать как топливо;
4) сланцевый, получаемый при термической переработке горючих сланцев (выход составляет 350–400 м³/т);
5) газ нефтепереработки, образующийся на нефтеперегонных
установках и при термическом и каталитическом процессах переработки нефтяного сырья (при крекинге 1 т нефти выделяется 200–
250 м³ газа). Газ содержит большое количество непредельных углеводородов.
Содержание отдельных компонентов в искусственных газах приведено в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Примерный состав искусственных газов [44]
Содержание компонентов в газе, % об.
Газ
коксовый
доменный
генерато
рный
сланцевый
нефтепереработки
Н2
25–40
2–3
16–17
55–56
1–2
СН4
14–17
0,5–1
2–3
27–28
16–18
СО
10–20
25–31
20–21
8,2
0–0,5
СО2
10–20
9–14
10–11
–
0–0,1
N2
22–25
58–59
50–51
5–6
–
CnHm
4–5
–
–
2–3
60–70
O2
1–2
0–0,5
0,5–1
0,5–1
2–4
16
Следует отметить, что используемый в прессе термин «сланцевый газ» (shale gas) означает не производимый искусственный газ, а
горючий газ, получаемый при гидравлическом разрыве пласта осадочных пород.
1.3. Новые источники горючих газов
В связи с постепенным истощением ресурсов природного газа и
увеличением его стоимости в мире ведутся поиски новых источников горючего газа. На данный момент развивается добыча сланцевого и угольного газа, производство биогаза, а в перспективе – добыча горючих газов из газовых гидратов. Основным компонентом
данных газов является метан.
Сланцевый газ содержится в сильно глинизированных осадочных
плотных пародах: алевритах, аргиллитах и глинистых сланцах [16].
Основная добыча газа происходит в США (333,4 млрд м³ в 2014 г.,
что составляло около 40% добываемого газа), хотя запасы имеются
на всех континентах. Доля в мировой добыче составляет около 5%.
Добыча заключается в наклонно-направленном бурении и гидравлическом разрыве (фрекинге), который заключается в интенсификации притока добываемой среды из-за образования искусственных
или расширения и углубления естественных трещин. В этих целях в
скважину закачивают под высоким давлением специальную смесь
из воды, песка и реагентов. Гидроразрыв сопровождается загрязнением подземных вод. К тому же в сланцевом газе возможно повышенное содержание радиоактивного газа радона. К негативным последствиям добычи сланцевого газа можно также отнести наносимый окружающей среде вред, возможность микроземлетрясений,
изменение ландшафта. Ввиду этих факторов добыча сланцевого газа запрещена во Франции и Болгарии.
Угольный газ содержится в виде скоплений в угленосных пластах [60]. Предполагаемые запасы составляют до 250 трлн м³ (согласно данным ПАО «Газпром» в РФ – около 83,7 трлн м³), однако
его добыча является сложной задачей. В США в 2005 г. добывалось
около 50 млрд м³, что составляло 9% всего добываемого газа.
В Российской Федерации с 2010 г. добыча ведётся на Талдинском
метаноугольном месторождении (в 2014 г. добыто 2,8 млн м³).
17
Биогаз получают совместно с биоудобрениями из сырья при метановом сбраживании или ферментации [91]. Ферментация происходит в три этапа:
– гидролиз, в процессе которого на органическое вещество воздействуют внеклеточные ферменты микроорганизмов, анаэробные
бактерии преобразуют высокомолекулярные соединения (белки,
углеводы, жиры, целлюлоза) в низкомолекулярные (моносахарид,
аминокислоты, жирные кислоты и вода);
– появление первичных продуктов брожения: жирных кислот с
короткой цепью (муравьиная, уксусная и пр.), низкомолекулярных
спиртов (например, этанол) и газов (СО2, Н2, Н2S, аммиак NH3);
– превращение органических кислот и прочих компонентов в
биогаз.
Состав биогаза следующий [91]: CH4 – 50–75%; CO2 – 25–45%;
H2O – 2–7%; O2, N2 – менее 2%; NH3, Н2, Н2S – менее 1%. После
очистки от примесей и балласта получают биометан, являющийся
аналогом природного газа.
В развивающихся странах (Индии, Вьетнаме и пр.) получили
широкое распространение малые (односемейные) установки, производимый в которых газ служит для приготовления пищи. В странах
Западной Европы (Великобритания, Германия, Дания и пр.) биогаз
также широко применяется для производства тепловой и электрической энергии, а также в качестве автомобильного топлива. В США
происходит постепенное увеличение биогазовых установок, доля
его составляет 0,6% от общего потребления газа. В Республике Беларусь также используются биогазовые установки в сельском хозяйстве. Следует ожидать постепенного увеличения доли использования биогаза в мире.
Потенциальные запасы гидратного газа в мире оцениваются в
1,5·1016 м³ [14]. Гидрат метана при нормальном атмосферном давлении может находиться в устойчивом состоянии при температуре
ниже –80°С. Для существования гидрата метана при температуре
0°С нужно поддерживать давление свыше 2,5 МПа. Поэтому залежи
сосредоточены в акваториях Мирового океана и недрах земли в зонах многолетней мерзлоты (например, Мессояхское месторождение
в Сибири). При н. у. в 1 м³ газовых гидратов может содержаться
160–180 м³ метана и 0,8 м³ воды. Добыча метана из гидратов базируется на трёх основных способах извлечения:
18
– разгерметизация, заключающаяся в понижении давления ниже
давления фазового равновесия;
– нагревание;
– введение ингибиторов, которые нарушают фазовое равновесие
гидрата и приводят к его разложению на метан и воду.
Экспериментальная добыча метана из гидратов начата в Японии.
Разрабатываются также способы транспортирования углеводородных газов в виде гидратов, являющиеся альтернативой традиционным видам транспорта, например морскому сжиженному природному газу [59].
1.4. Основные характеристики газов и газовых смесей
Так как некоторые свойства газов зависят от температуры и давления, то используются следующие виды условий состояния газов:
нормальные (температура t0 = 0ºС и давление P0 = 0,101325 МПа) и
стандартные (tст = 20ºС и Pст = 0,101325 МПа). Стандартные параметры используются для учёта газа при коммерческих операциях.
Все рассмотренные ниже свойства для основных компонентов газовых смесей приведены в табл. 1.2.
Молярная масса M показывает массу 1 моль вещества и, соответственно, измеряется в кг/моль. Для атома водорода молярная масса
составляет 10–³ кг/моль, молекулы водорода – 2·10–³ кг/моль, молекулы воды – 18·10–³ кг/моль.
Для смеси газов молярная масса равна
n
М см =  М i yi ,
(1.1)
i =1
где Мi – молярная масса i-го компонента смеси, кг/моль;
yi – объёмная концентрация компонента, которая в случае смеси
газов будет равна также мольной концентрации;
n – число компонентов в смеси.
Плотность газа при нормальных условиях ρ0, кг/м³, показывает
массу единицы объёма.
Для газовой смеси плотность определяется как
19
n
ρсм
0 =  ρ0i yi ,
(1.2)
i =1
где ρ0i – плотность i-го компонента смеси при нормальных условиях, кг/м³;
Для любой другой температуры T, К, и давления P, МПа, плотность газа или смеси может быть вычислена исходя из уравнения
Клапейрона-Менделеева по выражению
ρ = ρ0
PT0
,
P0Tz
(1.3)
где z – коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение в поведении реального газа от идеального; при давлениях ниже 1,2 МПа
z ≈ 1, при больших давлениях определяется по графикам [89,
рис. 1.1] или рассчитывается по выражению [44, 89]
z =1−
0,0241πг ( см )
1 − 1,68τг ( см ) + 0,78τг2( см ) + 0,0107τ3г ( см )
,
(1.4)
где πг(см) и τг(см) – приведённые давление и температура газа (смеси);
πг ( см ) =
P
;
Pкр
(1.5)
τг ( см ) =
T
,
Tкр
(1.6)
где Pкр и Tкр – абсолютные критические давление, МПа, и температура, К, газа или смеси.
В СТО Газпром 2-3.5-051-2006 [55] приводится следующая формула, справедливая для давления природного газа до 15 МПа и температуры 250–400 К:
20

2,03 3,16 1,09 
z = 1 +  −0,39 +
− 2 + 3  πсм +
τсм
τсм
τсм 


0,1812 0, 2124  2
+  0,0423 −
+
 πсм .
2
τсм
τсм


(1.7)
Иногда в расчётах используется относительная плотность газа по
воздуху s, которая равна отношению плотности газа ρг к плотности
воздуха ρв:
s=
ρг
.
ρв
(1.8)
Достоинством данной величины является то, что она практически не зависит от температуры и давления.
Критическое давление Pкр, МПа, и критическая температура Tкр,
К, характеризуют состояние газа, при котором плотность жидкой и
паровой фазы одинакова. Под критическим понимается такое давление, при котором и выше которого нельзя испарить жидкость при
повышении температуры. Критическая – эта та температура пара,
при которой и выше которой пар не может быть сжижен никаким
давлением. Для смеси газов используют понятия псевдокритического давления и псевдокритической температуры, которые рассчитываются по правилу смешения (аддитивности):
n
n
i =1
i =1
Pкр.см =  Pкр i yi , Tкр.см =  Tкр i yi .
(1.9)
Также могут быть использованы приближённые формулы
[44, 89]
Pкр.см = 0,1737 ( 26,831 − ρст ) ;
(1.10)
Tкр.см = 155, 24 ( 0,564 + ρст ) ,
(1.11)
где ρст – плотность смеси при стандартных условиях, кг/м³.
21
Удельная теплота сгорания (чаще просто теплота сгорания) – показывает отношение количества теплоты, выделившегося при сгорании единицы массы или объёма топлива. Для твёрдого и жидкого
топлива теплоту сгорания относят к 1 кг, для газообразного – к 1 м³.
В дальнейшем удельная объёмная теплота сгорания будет обозначаться как Q, а массовая – Q´.
Различают низшую Qн и высшую Qв удельную теплоту сгорания
(в западной литературе они могут называться соответственно теплота сгорания нетто и брутто). Под высшей удельной теплотой сгорания понимается количество теплоты, отнесённое к единице массы
или объёма, образующееся при сгорании топлива и включающее в
себя скрытую теплоту конденсации водяных паров при охлаждении
продуктов сгорания. При определении низшей удельной теплоты
сгорания теплоту фазового перехода не учитывают. При расчётах
обычно используют величину Qн, так как температура газов, образующихся при сгорании топлива, выше температуры точки росы,
при которой будет происходить конденсация влаги.
Для газовой смеси удельная объёмная теплота сгорания определяется по выражению
n
Qнсм( в ) =  Qн( в )i yi ,
(1.12)
i =1
где Qн(в) i – удельная низшая (высшая) объёмная теплота сгорания iго компонента смеси при нормальных условиях, кДж/м³;
yi – объёмная концентрация газа в смеси.
Для сравнения различных топлив используется понятие «условное топливо», низшая удельная теплота сгорания которого составляет 7000 ккал/кг (ккал/м³ для газообразного) или 29 307,6 кДж/кг
(кДж/м³).
Для характеристики горючих свойств газов используется число
Воббе Wo, кДж/м³, которое рассчитывается по выражению
Wo н(в) =
22
Qн(в)
s
.
(1.13)
Wo характеризует тепловую мощность горелки при постоянном
давлении и используется при выборе газовых горелок для агрегатов
при изменении состава газа: газы с одинаковым числом Воббе не
требуют замены горелки.
Согласно требованиям [21] высшее число Воббе при стандартных условиях должно составлять 41 200–54 500 кДж/м³.
Влажность газа бывает абсолютная f, кг/м³, и относительная φ,
%. Абсолютная влажность показывает массу водяных паров, содержащихся в 1 м³. Относительная влажность – отношение действительной абсолютной влажности к максимально возможной при
данной температуре, выраженное в процентах. Исходя из закона
Бойля-Мариотта можно дать другое определение: это отношение
парциального давления водяного пара в газовой смеси рп, Па, к максимально возможному парциальному давлению (давлению насыщения) водяных паров рнас, Па, при данной температуре. Таким образом,
ϕ=
f
f нас
⋅ 100% =
pп
⋅ 100%.
pнас
(1.14)
Температура, при которой водяной пар достигает насыщения при
постоянном парциальном давлении, называется точкой росы.
Вязкость характеризует сопротивление течению газа. Для характеристики сопротивления служат динамический μ, Па·с, и кинематический коэффициенты вязкости ν, м²/с (в дальнейшем слово
«коэффициент» будет опущено). Между ними существует соотношение
μ
ν= .
ρ
(1.15)
Для смесей газов могут быть использованы следующие формулы
для определения динамической и кинематической вязкости [58]
23
n
yμ
i
μ см =
i =1
n
y
i
i
M iTкрi
(1.16)
;
M iTкрi
i =1
−1
ν см
 n y 
=  i  .
 i =1 ν i 
(1.17)
Вместо выражения (1.16) может быть использована следующая
формула
μсм =
M см
.
yi M i

i =1 μ i
(1.18)
n
Зависимость динамической вязкости от температуры выражается
формулой Сёзерленда [58]
μ = μ0
273 + С0  Т 


Т + С0  273 
3/ 2
,
(1.19)
где μ0 – динамическая вязкость при нормальных условиях, Па·с;
С0 – постоянная Сёзерленда.
Для определения динамической вязкости природного газа существуют следующие зависимости:
– для давления до 7,5 МПа [44, 89]
μ = 5,1 ⋅ 10−6 (1 + ρст (1,1 − 0, 25ρст ) ) ×
2


πсм
× ( 0,037 + τсм (1 − 0,104τсм ) ) 1 +
 ;
 30 ( τсм − 1) 
(1.20)
– для давления газа до 15 МПа и температуры 250–400 К [55]
24
 
2,36 1,93 
μ = (1,81 + 5,95τсм ) ⋅ 10−6  1 +  −0,67 +
− 2  πсм +

τсм
τсм 
 

2,89 2,65  2 
0,354 0,314  3 
+  0,8 −
+ 2  πсм +  −0,1 +
− 2  πсм  .

τсм
τсм 
τсм
τсм 



(1.21)
Удельная изобарная массовая теплоёмкость газа (зачастую просто удельная теплоёмкость) cp, кДж/(кг·К), показывает то количество теплоты, которое нужно сообщить 1 кг газа при постоянном давлении для увеличения температуры на 1 К.
Для газовых смесей при н. у. используется формула
n
yM с
i
ср =
i =1
M см
i рi
.
(1.22)
Для расчёта удельной теплоёмкости при абсолютном давлении
меньше 7,5 МПа применяется выражение [44, 89]
с р = 1,695 + 1,838 ⋅ 10−3 T +
1,96 ⋅ 106 ( P − 0,1)
T3
.
(1.23)
Для природного газа с давлением до 15 МПа и температурой
250–400 К [55]
ср =
8314,3 ⋅ 10−3
2
4, 437 − 1,015τсм + 0,591τсм
+ ( 3, 29 −
(
М см
−
11,37 10,9 
16, 27 25, 48
+ 2  × πсм + ( 3, 23 −
+ 2 −
τсм
τсм 
τсм
τсм
−
11,81  2 
0,908 0,967  3 
− 2  πсм  .
 πсм −  −0, 214 +
3

τсм 
τсм
τсм 


25
(1.24)
Для характеристики динамики падения температуры при снижении давления используется коэффициент Джоуля – Томсона Di,
К/МПа, который может быть рассчитан по выражению (при давлении газа до 7,5 МПа) [44, 89]
Di =

1  0,98 ⋅ 106
− 1,5  .

2
cp  T

(1.25)
Для природного газа с содержанием метана более 80% при давлении до 15 МПа и температуре 250–400 К используется выражение
[55]

19,92 16,89 
2
Di = 24,96 − 20,3τсм + 4,57 τсм
+  5,66 −
+ 2  πсм +
τсм
τсм 

(1.26)

14,68 13,39  2 
2,0 1,79  3
+  −4,11 +
− 2  πсм +  0,568 −
+ 2  πсм .
τсм
τсм 
τсм τсм



Теплопроводность, т. е. процесс передачи теплоты в телах на
молекулярном уровне хаотически движущимися частицами, характеризуется коэффициентом теплопроводности λ, Вт/(м·К), который
показывает количество теплоты, передаваемое в единицу времени
через единицу поверхности при падении температуры в 1 К на единицу длины. В общем случае коэффициент теплопроводности газов
и жидкостей зависит от следующих факторов:
1) молекулярной массы – с увеличением М происходит уменьшение λ;
2) температуры – при увеличении Т происходит увеличение коэффициента теплопроводности, рассчитать λ можно по приближённой формуле, аналогичной формуле (1.19)%
273 + С0  Т 
λ = λ0


Т + С0  273 
3/ 2
,
где λ0 – коэффициент теплопроводности при н. у., Вт/(м·К);
26
(1.27)
3) давления – для газов при повышении давления теплопроводность возрастает, но незначительно (при давлениях от 0,1 кПа до
1 МПа – примерно на 1% при увеличении давления на 0,1 МПа).
Для газовых смесей средний коэффициент теплопроводности
может быть определён по формуле Брокау
λ см =
λ′см + λ′′см
,
2
(1.28)
где λ′см и λ′′см – средние коэффициенты теплопроводности, Вт/(м·К),
определяемые по выражениям
n
λ′см =  λ i yi ;
(1.29)
i =1
−1
 n y 
λ′′см =   i  .
 i =1 λ i 
(1.30)
Газы могут воспламеняться в воздушной среде только в определённом диапазоне концентрации. При концентрации газа ниже определённой, называемой нижним пределом воспламенения Lн,
% об., воспламенение газовой смеси невозможно из-за недостатка
выделяющейся теплоты для подержания горения. При концентрации выше верхнего предела воспламенения Lв, % об., горения не
происходит, поскольку воздуха в смеси недостаточно для полного
сгорания газа. Рассчитать пределы воспламенения смеси без учёта
балластных примесей можно по формуле Ле Шателье
см
н(в)
L
 n y′
=  i
 i =1 L
н(в)i

−1

 ,

(1.31)
где yi′ – концентрация каждого из компонентов в смеси без балластных примесей, рассчитываемая по выражению
27
yi′ =
yi
,
1− В
(1.32)
где B – содержание балластных примесей (CO2; O2 и N2).
При наличии в газовой смеси небольшого количества балластных примесей пределы воспламенения определяются по приближённому выражению
Lсм.б
н(в)
B
1− B .
= Lсм
н(в)
Lсм
B
1 + н(в) ⋅
100 1 − B
1+
(1.33)
Для приближённого расчёта характеристик газовой смеси проф.
Г. Ф. Кнорре [41] предложено углеродное число n , рассчитываемое
по выражению
k
n=
n⋅ y
Cn H m
n =1
1− B
,
(1.34)
где n – число атомов углерода в молекуле газа;
yCn Hm – объёмное содержание компонента в смеси.
Для большинства природных газов значение углеродного числа
находится в пределах от 1 до 2,5.
Основные расчётные зависимости при использовании углеродного числа имеют следующий вид [52] (при н. у.):
– молекулярная масса
М см = ( (14n + 2 )(1 − В ) + 28 В ) ⋅ 10−3 ;
(1.35)
ρсм
0 = ( 0,625n + 0,090 )(1 − В ) + 1, 25 В;
(1.36)
– плотность
28
– удельная газовая постоянная
Rсм =
371, 2
;
( 0,625n + 0,090 )(1 − В ) + 1, 25В
(1.37)
– удельная объёмная высшая теплота сгорания
Qвсм = ( 29308n + 10048 )(1 − В ) ;
(1.38)
– удельная объёмная низшая теплота сгорания
Qнсм = ( 27424n + 8374 )(1 − В ) ;
(1.39)
– удельная изобарная массовая теплоёмкость
с р = 0,775 ( n + 1)(1 − В ) + 1, 25 В;
(1.40)
– кинематическая вязкость
 16

ν см =  − 1,5  ⋅ 10−6.
n


(1.41)
Таблица 1.2
Основные характеристики газов
Показатели
Молекулярная масса M·10³, кг/моль
Плотность при дав- ρ0 при 0ºС
лении 0,101 МПа,
ρст при 20ºС
кг/м³
Относительная плотность по воздуху s
объёмная,
Низшая теплота сгокДж/м³
рания Qн
массовая,
кДж/кг
метана
СН4
16,043
0,7175
Значение показателей для
этана пропана н-бутана н-пентана водорода
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
Н2
30,070 44,097 58,123 72,150
2,016
1,3551 2,0098 2,7091 3,5065 0,0899
0,6682
1,2601
1,8641
2,4956
3,1739
0,0838
0,5549
1,0481
1,5545
2,0953
2,7121
0,0695
35818
63 760
91 180
118 610
146 000
10 777
50 043
47 530
46 350
45 740
43 360
119 830
29
Продолжение табл. 1.2
Значение показателей для
Показатели
объёмная,
Высшая
теплота
кДж/м³
сгорания Qв
массовая,
кДж/кг
Число Воббе Wo,
при Qн
кДж/м³
при Qв
Динамическая вязкость при 0ºС
6
μ0·10 , Па·с
Кинематическая вязкость при
0ºС ν0·106, м²/с
Коэффициент теплопроводности
при 0ºС и 0,1 МПа λ·10³, Вт/(м·К)
Пределы воспламе- нижний Lн
нения при 0ºС и
верхний Lв
0,101 МПа, % об.
Критическая температура Tкр, К
Критическое давление Ркр, МПа
Удельная изобарная массовая
теплоёмкость
при
0ºС
cр ,
кДж/(кг·К)
Постоянная Сёзерленда С0
Показатели
Молекулярная
масса
M·10³,
кг/моль
Плотность при дав- ρ0 при 0ºС
лении 0,101 МПа,
ρст при 20ºС
кг/м³
Относительная плотность по воздуху s
объёмная,
кДж/м³
Низшая
теплота
сгорания Qн
массовая,
кДж/кг
объёмная,
кДж/м³
Высшая
теплота
сгорания Qв
массовая,
кДж/кг
нводорода
пропана н-бутана
пентана
Н2
С3Н8
С4Н10
С5Н12
метана
СН4
этана
С2Н6
39 840
69 790
99 200
128 660 158 070
12 788
55 662
52 020
50 440
49 620
49 100
142 190
48 083
53 483
62 280
68 170
73 131
79 564
81 940
88 883
88 654
95 984
40 879
48 508
10,40
8,60
7,50
6,84
6,36
8,36
14,49
6,35
3,73
2,52
1,81
92,99
29,2
18,0
15,0
13,1
11,4
173,6
5,0
3,0
2,0
1,7
1,35
4,0
15,0
12,5
9,5
8,5
8,0
75,0
190,56
4,599
305,83
4,880
369,82
4,250
425,14
3,784
469,69
3,364
33,20
1,297
2,171
1,651
1,554
1,596
1,600
14,238
190
287
324
349
455
90
Значение показателей для
оксида серово- углекислороазота N2 воздуха
углерода дорода кислого
да О2
СО
H2 S
газа CO2
28,010
34,082
44,010
31,999
28,014
28,963
1,2505
1,5359
1,9773
1,4420
1,2504
1,2929
1,1649
1,4311
1,8393
1,3312
1,1649
1,2044
0,9672
1,1879
1,5294
1,1153
0,9669
1,0000
12 620
23 100
–
–
–
–
10 100
15 190
–
–
–
–
12 620
25 120
–
–
–
–
10 100
16 520
–
–
–
–
30
Продолжение табл. 1.2
Показатели
Число Воббе Wo, при Qн
кДж/м³
при Qв
Динамическая вязкость при 0ºС
μ0·106, Па·с
Показатели
Значение показателей для
оксида серово- углекислороуглерода дорода кислого
азота N2 воздуха
да О2
СО
H2S газа CO2
12 832
21 194
–
–
–
–
12 832
23 048
–
–
–
–
16,58
11,57
14,03
19,42
16,68
17,17
Значение показателей для
оксида серово- углекислороуглерода дорода кислого
азота N2 воздуха
да О2
H2S газа CO2
СО
Кинематическая вязкость при
13,26
7,53
7,10
13,47
13,34
13,28
0 ºС ν0·106, м²/с
Коэффициент теплопроводности
23,0
13,0
14,6
24,8
24,2
24,0
при 0ºС и 0,1 МПа λ·10³, Вт/(м·К)
Пределы воспламе- нижний Lн
12,5
4,3
–
–
–
–
нения при 0ºС и
74,0
45,5
–
–
–
–
верхний Lв
0,101 МПа, % об.
Критическая температура Tкр, К
132,85
373,20 304,20 154,58 126,20 132,42
Критическое давление Ркр, МПа
3,494
8,940
7,386
5,043
3,390
3,751
Удельная изобарная массовая
теплоёмкость
при
0ºС
cр, 1,042
0,993
0,819
0,920
1,042
1,008
кДж/(кг·К)
Постоянная Сёзерленда С0
104
331
266
295
112
116
Примечание: значения M, ρ0, ρст, s, Qн, Qв, Wo, Tкр, Pкр определены по [15], μст – согласно
[25]; νст – по выражению (1.15), Lн; Lв и ср (кроме H2S) – по [75]; Lн и Lв для H2S – по [89,
табл. 1.6]; ср для сероводорода – согласно [44, табл. 1.5]. Коэффициенты теплопроводности
приняты по [10]
Пример 1.1. Рассчитать основные параметры природного газа, транспортируемого по газопроводу «Торжок – Минск – Ивацевичи». Состав газа следующий [51]:
yСН4 = 0,97756; yС2 Н6 = 0,00826; yС3 Н8 = 0,00254; yС4 Н10 = 0,00103; yС5 Н12 =
= 0,00019; yСО2 = 0,00030; yО2 = 0,00070 и yN 2 = 0,00942. Газ находится под избыточным давлением p = 0,3 МПа, температура его составляет 20ºС (293,15 К).
Молярная масса смеси в соответствии с формулой (1.1) составляет
Mсм = (16,043 · 0,97756 + 30,070 · 0,00826 + 44,097 · 0,00254 + 58,123 · 0,00103 +
+ 72,150 · 0,00019 + 44,010·0,00030 + 31,999 · 0,00070 + 28,014 · 0,00942)·10–3 =
= 16,42·10–3 кг/моль.
Рассчитаем углеродное число по (1.34) при балласте B = 0,00030 + 0,00070 +
+ 0,00942 = 0,01042.
31
n=
1 ⋅ 0,97756 + 2 ⋅ 0,00826 + 3 ⋅ 0,00254 + 4 ⋅ 0,00103 + 5 ⋅ 0,00019
= 1,02.
1 − 0,01042
Молекулярная масса, определённая через углеродное число, составляет
Mсм = ((14·1,02 + 2)·(1 – 0,01042) + 28·0,01042)·10–3 = 16,40·10–3 кг/моль.
Плотность газа (согласно (1.2)) при нормальных условиях составит
ρ0 = 0,7175·0,97756 + 1,3551 · 0,00826 + 2,0098 · 0,00254 + 2,7091 · 0,00103 +
+ 3,5065 · 0,00019 + 1,9773·0,00030 + 1,4420·0,00070 + 1,2504 · 0,00942 = 0,73 кг/м³;
а при стандартных
ρст = 0,6682·0,97756 + 1,2601 · 0,00826 + 1,8641 · 0,00254 + 2,4956 · 0,00103 +
+ 3,1739 · 0,00019 + 1,8393 · 0,00030 + 1,3312 · 0,00070 + 1,1649 · 0,00942 =
= 0,68 кг/м³.
Плотность при нормальных условиях в соответствии с (1.36)
ρ0 = (0,625 · 1,02 + 0,090)·(1 – 0,01042) + 1,25 · 0,01042 = 0,73 кг/м³,
что совпадает с рассчитанным выше значением.
Для нахождения плотности при данных условиях необходимо определить коэффициент сжимаемости, а для этого нужно найти псевдокритические параметры
природного газа.
По выражениям (1.9) получаем
Pкр = 4,599 · 0,97756 + 4,880 · 0,00826 + 4,250 · 0,00254 + 3,784 · 0,00103 +
+ 3,364 · 0,00019 + 7,386 · 0,00030 + 5,043 · 0,00070 + 3,390 · 0,00942 = 4,59 МПа;
Tкр = 190,56 · 0,97756 + 305,83 · 0,00826 + 369,82 · 0,00254 + 425,14 · 0,00103 +
+ 469,69 · 0,00019 + 304,20 · 0,00030 + 154,58 · 0,00070 + 126,20 · 0,00942 = 191,7 К.
Сравним с полученными по выражениям (1.10) и (1.11):
Pкр = 0,1737(26,831 + 0,68) = 4,54 МПа (расхождение составляет 1,1%);
Tкр = 155,24(0,564 + 0,68) = 193,1 К (расхождение – 0,7%).
Приведённые давление и температура составят (при абсолютном давлении в газопроводе P = 0,3 + 0,1 = 0,4 МПа) в соответствии с (1.5)
πсм = 0,4/4,59 = 0,09;
τсм = 293,15/191,7 = 1,53.
Коэффициент сжимаемости составит:
– по выражению (1.4)
32
z =1−
0,0241 ⋅ 0,09
= 0,993;
1 − 1,68 ⋅ 1,53 + 0,78 ⋅ 1,532 + 0,0107 ⋅ 1,533
– по выражению (1.7)
2,03 3,16 1,09 
0,1812 0, 2124 


z = 1 +  −0,39 +
−
+
⋅ 0,09 +  0,0423 −
+
⋅ 0,092 =
2
3 
2 
1,53
1,53
1,53
1,53
1,53




= 0,990.
Таким образом, расхождение составляет 0,3%.
Плотность природного газа в газопроводе составляет в соответствии с (1.3)
ρ = 0,73
0, 4 ⋅ 273,15
= 2,74 кг/м³.
0,1 ⋅ 293,15 ⋅ 0,993
Относительная плотность природного газа по воздуху при нормальных условиях составит (при плотности воздуха 1,29 кг/м³) по (1.8)
s = 0,73/1,29 = 0,566.
Удельная высшая и низшая объёмная теплота сгорания составляют:
– по выражению (1.12):
Qв = 39840 · 0,97756 + 69790 · 0,00826 + 99200 · 0,00254 + 128 660 · 0,00103 +
+ 158 070 · 0,00019 = 39937 кДж/м³;
Qн = 35 818 · 0,97756 + 63 760 · 0,00826 + 91180 · 0,00254 + 118 610 · 0,00103 +
+ 146 000 · 0,00019 = 35 922 кДж/м³;
– через углеродное число по выражениям (1.38) и (1.39):
Qв = (29 308 · 1,02 + 10 048)·(1 – 0,01042) = 39 526 кДж/м³ (расхождение 1,0%);
Qн = (27 424 · 1,02 + 8374)·(1 – 0,01042) = 35 968 кДж/м³ (расхождение 0,1%).
Высшее число Воббе согласно (1.13) составляет
Wo в =
39937
= 53084 кДж/м³, что соответствует требованиям [21].
0,566
Динамическая вязкость при нормальных условиях составляет:
– по формуле (1.16)
33
μсм = (0,97756 · 10,40·10–6 16,043 ⋅ 10−3 ⋅ 190,56 + 0,00826 · 8,6·10–6 30,070 ⋅ 10−3 ×
305,83
×
+
0,00254 · 7,50·10–6
44,097 ⋅ 10−3 ⋅ 369,82
+
0,00103 · 6,84·10–6 ×
× 58,123 ⋅ 10−3 ⋅ 425,14 + 0,00019 · 6,36·10–6 72,150 ⋅ 10−3 ⋅ 469,69 + 0,00030 · 14,03 ×
× 10–6 44,010 ⋅ 10−3 ⋅ 304, 20 ·+ 0,00070 · 19,42·10–6· 31,999 ⋅ 10−3 ⋅ 154,58 + 0,00942 ×
× 16,68·10–6 28,014 ⋅ 10−3 ⋅ 126, 20 )/(0,97756 16,043 ⋅ 10−3 ⋅ 190,56 + 0,00826 30,070 ×
×
10−3 ⋅ 305,83 + 0,00254 44,097 ⋅ 10−3 ⋅ 369,82 + 0,00103 58,123 ⋅ 10−3 ⋅ 425,14 +
+ 0,00019
×
72,150 ⋅ 10−3 ⋅ 469,69
+ 0,00030·
−3
−3
44,010 ⋅ 10−3 ⋅ 304, 20
+ 0,00070 ×
–6
31,999 ⋅ 10 ⋅ 154,58 + 0,00942 28,014 ⋅ 10 ⋅ 126, 20 ) = 10,42·10 Па·с;
– по (1.18)
μ см =
← ...
← ...
16, 42 ⋅ 10−3
... →
0,97756 ⋅ 16,043 ⋅ 10
0,00826 ⋅ 30,070 ⋅ 10−3 0,00254 ⋅ 44,097 ⋅ 10−3
+
+
+
10, 40 ⋅ 10−6
6,35 ⋅ 10−6
7,50 ⋅ 10−6
−3
16, 42 ⋅ 10−3
... →
0,00103 ⋅ 58,123 ⋅ 10
0,00019 ⋅ 72,15 ⋅ 10−3 0,00030 ⋅ 44,01 ⋅ 10−3
+
+
+
6,84 ⋅ 10−6
6,36 ⋅ 10−6
14,03 ⋅ 10−6
−3
16, 42 ⋅ 10−3
= 10,39·10–6 Па·с.
0,00070 ⋅ 31,999 ⋅ 10−3 0,00942 ⋅ 28,014 ⋅ 10−3
+
+
19, 42 ⋅ 10−6
16,68 ⋅ 10−6
Расхождение составляет 0,3%.
Кинематический коэффициент вязкости
– по выражению (1.17)
1
... →
0,97756
0,00826
0,00254
0,00103
0,00019 0,00030
+
+
+
+
+
+
14, 49 ⋅ 10−6 6,35 ⋅ 10−6 3,73 ⋅ 10−6 2,52 ⋅ 10−6 1,81 ⋅ 10−6 7,1 ⋅ 10−6
1
= 14,13·10–6 м²/с;
← ...
0,00070
0,00942
+
+
13, 47 ⋅ 10−6 13,34 ⋅ 10−6
ν см =
– по формуле (1.15)
ν см =
10, 42 ⋅ 10−6
= 14,27·10–6 м²/с.
0,73
Расхождение составляет 1,0%.
34
Динамическая вязкость при данных условиях составляет:
– по выражению (1.20)
μ = 5,1 ⋅ 10−6 (1 + 0,68 (1,1 − 0, 25 ⋅ 0,68 ) ) ( 0,037 + 1,53 (1 − 0,104 ⋅ 1,53) ) ×


0,092
= 11,02·10–6 Па·с;
× 1 +
 30 (1,53 − 1) 


– согласно (1.21)
 
2,36 1,93 
2,89 2,65 

μ = (1,81 + 5,95 ⋅ 1,53) ⋅ 10−6 1 +  −0,67 +
−
+
 ⋅ 0,09 +  0,8 −
×
1,53 1,532 
1,53 1,532 

 

0,354 0,314 

×0,092 +  −0,1 +
−
0,093 
2 
1,53
1,53



= 10,96·10–6 Па·с.
Расхождение между значениями составляет 0,5%.
Удельная изобарная массовая теплоёмкость при нормальных условиях составит
(выражение (1.22))
ср =
( 0,97756 ⋅ 16,043 ⋅ 2,171 + 0,00826 ⋅ 30,070 ⋅ 1,651 + 0,00254 ⋅ 44,097 ⋅ 1,554 +
16, 42 ⋅ 10−3
0,00103 ⋅ 58,123 ⋅ 1,596 + 0,00019 ⋅ 72,15 ⋅ 1,600 + 0,00030 ⋅ 44,01 ⋅ 0,819
+
+
16, 42 ⋅ 10−3
0,00070 ⋅ 31,999 ⋅ 0,920 + 0,00942 ⋅ 28,014 ⋅ 1,042 )
+
= 2,135 кДж/(кг·К).
16, 42 ⋅ 10−3
Удельная изобарная массовая теплоёмкость при расчётных условиях равна
– по (1.23)
с р = 1,695 + 1,838 ⋅ 10−3 ⋅ 293,15 +
1,96 ⋅ 106 ( 0, 4 − 0,1)
293,153
= 2,257 кДж/(кг·К);
– исходя из (1.24)
ср =
8314,3 ⋅ 10−6 
11,37 10,9 

2
+
 4, 437 − 1,015 ⋅ 1,53 + 0,591 ⋅ 1,53 +  3, 29 −
×
16, 42 ⋅ 10−3 
1,53 1,532 


16, 27 25, 48 11,81 
0,908 0,967 


×0,09 +  3, 23 −
+
−
⋅ 0,092 −  −0, 214 +
−
⋅ 0,093  =
2
3 
2 
1,53
1,53
1,53
1,53
1,53





= 2,185 кДж/(кг·К).
35
Расхождение между значениями составляет 3,3%.
Коэффициент Джоуля-Томсона составляет:
– по выражению (1.25)
Di =

1  0,98 ⋅ 106
− 1,5  = 4,533 К/МПа;

2
2,185  293,15

– согласно (1.26)
19,92 16,89 

Di = 24,96 − 20,3 ⋅ 1,53 + 4,57 ⋅ 1,532 +  5,66 −
+
 ⋅ 0,09 + ( −4,11 +
1,53 1,532 

+
14,68 13,39 
2,0 1,79 

3
− 2  ⋅ 0,092 +  0,568 −
+
 ⋅ 0,09 = 4,584 К/МПа.
τсм
τсм 
1,53 1,532 

Расхождение между значениями составляет 1,1%.
Определим коэффициенты теплопроводности по правилам смешения:
λ′см = (0,97756·29,2 + 0,00826·18,0 + 0,00254·15,0 + 0,00103·13,1 + 0,00019×
×11,4 + 0,00030·14,6 + 0,00070·24,8 + 0,00942·24,2)·10–3 = 29,0·10–3 Вт/(м·К);
10−3
... →
λ′′см =
0,97756 0,00826 0,00254 0,00103 0,00019 0,00030 0,00070
+
+
+
+
+
+
+
29, 2
18,0
15,0
13,1
11, 4
14,6
24,8
← ...
10−3
= 28,9·10–3 Вт/(м·К).
0,00942
+
24, 2
Средний коэффициент теплопроводности газовой смеси составит
λг = (29,0·10–3 + 28,9·10–3)/2 ≈ 29,0·10–3 Вт/(м·К).
Для нахождения концентрационных пределов воспламенения определим концентрацию каждого из компонентов без учёта балласта по (1.32):
0,97756
= 0,98785;
1 − 0,01042
0,00826
=
= 0,00835;
1 − 0,01042
0,00254
=
= 0,00257;
1 − 0,01042
′ 4 =
yСН
yС′ 2 Н6
yС′ 3 Н8
36
0,00103
= 0,00104;
1 − 0,01042
0,00019
=
= 0,00019;
1 − 0,01042
yС′ 4 Н10 =
yС′ 5 Н10
 y′
i
= 0,98785 + 0,00835 + 0,00257 + 0,00104 + 0,00019 = 1.
Тогда нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения без учёта
балластных примесей в соответствии с выражением (1.31) составят
1
= 4,94% об.;
0,98785 0,00835 0,00257 0,00104 0,00019
+
+
+
+
5,0
3,0
2,0
1,7
1,35
1
Lсм
= 14,94% об.
в =
0,98785 0,00835 0,00257 0,00104 0,00019
+
+
+
+
15,0
12,5
9,5
8,5
8,0
Lсм
н =
Пределы воспламенения с учётом балластных примесей согласно формуле
(1.33) составят
0,01042
1 − 0,01042
= 4,94
= 4,99% об.;
4,94 0,01042
⋅
1+
100 1 − 0,01042
0,01042
1+
1 − 0,01042
= 14,94
= 15,07% об.
14,94 0,01042
⋅
1+
100 1 − 0,01042
1+
см.б
н
L
Lсм.б
в
37
2. Добыча, обработка и транспортирование природного газа
2.1. Месторождения природного газа
Природный газ образовался при разложении отмерших водорослей и обитателей древних океанов, которые опускались на дно.
С течением времени их покрывало песком и илом, они опускались
глубже в кору Земли, где под воздействием высокого давления и
температуры происходили реакции, в результате которых образовались нефть и природный газ. При температурах до 180°С в недрах
образуется нефть, а при температурах 180–250°С образуется природный газ.
Скопления газа и нефти, заполняющие пористые породы (пески,
песчаники, галечники и др.) на глубине от 1 км, образуют залежи.
Одна или несколько залежей, занимающие значительную площадь,
называют месторождением. О крупнейших месторождениях газа
сведения были даны во введении. Месторождения объединяются в
нефтегазоносные бассейны, которые имеют значительную площадь
и запас ископаемого топлива.
2.2. Добыча природного газа
Для добычи газа на промыслах используют газовые скважины,
верх которых именуется устьем, а низ – забоем. Чтобы добраться до
нефтегазоносных слоёв, нужно преодолеть большой пласт земных
пород. Для этого необходимо произвести бурение, заключающееся
в локальном разрушении пород буром-долотом в забое с последующим их выносом на поверхность. В зависимости от типа привода различают роторное и турбинное бурение.
Роторное бурение заключается в том, что передача вращательного движения от двигателя, установленного на поверхности, к долоту
осуществляется через промежуточные механизмы и колонну бурильных труб. Для направления бура используют квадратную ведущую трубу, которой передаётся вращение от двигателя с помощью ротора. Бур, ведущая труба и бурильные трубы подвешиваются на крюке талевой системы. Чтобы удалить выбуренную породу, в
бурильные трубы подаётся промывочный раствор (смесь глины и
воды), который проходит через специальные отверстия в долоте и
38
выходит в забой со скоростью 15–30 м/с. Раствор в скважине проходит по затрубному пространству и, выходя на поверхность, льётся по наклонному жёлобу, на котором происходит осаждение выбуренной породы. Затем промывочный раствор поступает в приёмный
чан, откуда грязевым насосом подаётся обратно. Основным недостатком роторного бурения являются значительные потери мощности при передаче вращательного движения.
Отличие турбинного бурения от роторного заключается в том,
что буровой двигатель (турбобур) перенесён к самому долоту. Вращение турбобура происходит под действием большого давления
промывочного раствора, двигающегося по бурильным трубам, которые остаются неподвижными.
Наибольшее распространение при бурении получили шарошечные долота с фрезерными или твёрдосплавными зубьями, число которых может быть различным. На рис. 2.1 приведены трёхшарошечные долота, выпускаемые АО «Гормаш» (РФ, г. Белгород).
а)
б)
Рис. 2.1. Внешний вид трёхшарошечных долот:
а – с твёрдосплавными зубьями; б – с фрезерными зубьями.
После окончания бурения стенки скважины укрепляют стальными обсадными трубами (рис. 2.2). Первый ряд труб диаметром 225–
400 мм называется кондуктором. Для надёжного крепления скважины, предотвращения обрушения рыхлых пород и предохранения от
39
попадания внутрь воды пространство между кондуктором и стенками скважины заливается цементом. Второй ряд труб, который
вставляется внутри кондуктора, – эксплуатационный (диаметр 125–
200 мм). Внизу колонны обсадных труб устраивают цементный
башмак.
Рис. 2.2. Схема газовой скважины:
1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная труба; 3 – колонна фонтанных труб;
4 – перфорированные отверстия; 5 – башмак; 6 – коренная задвижка;
7 – основная задвижка; 8 – резервная задвижка; 9 – буферная задвижка;
10 – трёхходовой кран; 11 – манометр показывающий.
40
Внутри эксплуатационной колонны вставляют колонну фонтанных труб, по которой газ выходит из скважины. Фонтанные трубы
представляют собой цельнотянутые трубы диаметром 1½–4´, соединяющиеся на резьбе.
Устье газовой скважины оборудуется фонтанной арматурой, которая предназначена для:
– удержания в подвешенном состоянии фонтанных труб;
– создания герметичности между эксплуатационной колонной и
колонной фонтанных труб;
– обеспечения (при необходимости) возможности добычи природного газа из межтрубного пространства;
– обеспечения исследования режима эксплуатации скважины и
замера основных параметров газа.
Оборудование верха скважины состоит из трёх основных секций:
1) колонная головка, предназначенная для соединения верхних
концов кондуктора, герметизации пространства между кондукторной и эксплуатационной колоннами и опоры фонтанной арматуры;
2) трубная головка, необходимая для обвязки фонтанных труб;
герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной
колонной и фонтанными трубами; проведения работ при освоении,
эксплуатации и ремонте скважин; боковые отводы, которые имеются в трубной головке, предназначены для измерения давления, отбора проб газа и пр.;
3) фонтанная ёлка, которая служит для управления потоком газа
и регулирования его параметров; установки манометра, термометра
и других устройств.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на тройниковые и крестовые (рис. 2.3). Тройниковая ёлка зачастую применяется на скважинах, которые содержат песок или ил, который со временем подвергает абразивному износу верхний (основной) тройник, после выхода которого из строя работа скважины переводится на нижний
(резервный) тройник, а верхний ремонтируют. Крестовая ёлка состоит из ствола и двух боковых отводов. На отводах устанавливают
две задвижки, ближайшая из которых является резервной, а расположенная дальше – рабочей. Один отвод является рабочим, а второй
– резервным. Крестовая ёлка компактнее тройниковой, к тому же
она имеет меньшую высоту и её проще обслуживать.
41
Рис. 2.3. Типы фонтанных ёлок
(производитель – ПАО «Конотопский арматурный завод», Украина):
а – тройниковая; б – крестовая.
2.3. Газотранспортная система
Рассмотрим схему сбора и поставки газа потребителям (рис. 2.4).
Газ, добытый из скважин, поступает в газосборные сети (промысловые газопроводы), которые по конфигурации могут быть линейные,
лучевые и кольцевые. Собранный из нескольких веток газ поступает в промысловый коллектор, откуда направляется в промысловую
газораспределительную станцию (ГРС), на которой происходит его
обработка (осушка, очистка от вредных, балластных и механических примесей, а также придание ему запаха – одоризация) и подача
в магистральный газопровод. С целью преодоления сил трения и
местных сопротивлений и поддержания давления на заданном
уровне на магистральном газопроводе через 100–150 км устраивают
компрессорные станции. Для проведения ремонтных работ через
каждые 10–30 км устанавливается линейная запорная арматура. Для
выравнивания потребления газа в течение года вблизи больших го42
родов устраиваются подземные хранилища газа. Заканчивается газопровод газораспределительной станцией, которая подаёт природный газ потребителям.
Рис. 2.4. Принципиальная схема газотранспортной системы:
1 – месторождения газа; 2 – скважины; 3 – газосборные сети (а – кольцевая;
б – лучевая, в – тупиковая); 4 – промысловый коллектор; 5 – магистральный
газопровод; 6 – промысловая газораспределительная станция; 7 – линейная
запорная арматура; 8 – компрессорные станции магистрального газопровода;
9 – подземное хранилище газа; 10 – газораспределительная станция.
2.4. Подготовка природного газа
Перед подачей природного газа потребителям его подвергают
обработке, которая заключается в осушке, очистке и одоризации.
Осушка газа нужна для предотвращения гидратообразования.
Существуют три способа осушения природного газа:
– абсорбционный, основанный на поглощении паров жидкими
сорбентами;
– адсорбционный, в котором используются твёрдые сорбенты;
43
– физический, основанный на конденсации водяных паров при
понижении температуры смеси ниже точки росы.
В качестве жидких сорбентов широкое распространение получили диэтиленгликоль C4H10O3 и триэтиленгликоль C6H14O4, которые
при стандартных условиях являются вязкими бесцветными жидкостями, не имеющими запаха, очень хорошо смешиваются с водой, к
тому же они нетокисчны и не вызывают коррозию газопроводов.
Преимуществом диэтиленгликоля перед триэтиленгликолем является меньшая склонность к пенообразованию и лучшее разделение
системы «вода – углеводороды» [89].
В качестве адсорбентов используются активированный уголь,
силикагель (получается из высушенных гелей перенасыщенных
растворов кремниевых кислот), цеолиты (водные алюмосиликаты
кальция и натрия).
Природный газ подвергается очистке от сероводорода, углекислого газа, а также от механических примесей. Очистка осуществляется мокрым (с использованием жидкостей) и сухим способами.
Для очистки от H2S и CO2 сухим способом используют твёрдые
поглотители (адсорбенты): окись цинка ZnO, гидроксид железа (III)
Fe2O3·H2O, активированный уголь, цеолиты. Они применяются при
очистке небольших объёмов газа.
Мокрые способы очистки от сероводорода и углекислого газа
можно разделить на три вида:
– происходящие за счёт физического растворения жидкими сорбентами (трибутилфосфатом (C4H9O)3PO, ацетоном C3H6O и пр.);
– происходящие из-за химической реакции с активной частью
абсорбента (алканоамины – моноэтаноламин HOCH2CH2NH, диэтаноламин (HOCH2CH2)2NH, триэтаноламин (HOCH2CH2)3N; горячий
раствор поташа K2CO3) и др.);
– методы, в которых происходит и химическая реакция, и растворение сорбентом.
На практике большее распространение получили мокрые способы (особенно с применением водных растворов моно- и диэтаноламина), так как они более экономичны, позволяют полностью
автоматизировать процесс очистки и обрабатывать большие объёмы газа.
44
Для улавливания частиц механических примесей (остатки строительного мусора, продукты коррозии трубопроводов, грунт, окалина и пр.) сухим методом используются:
– для частиц размером до 1 мкм: электрофильтры;
– для частиц размером 1–100 мкм: циклоны, керамические и металлокерамические фильтры;
– для частиц размером от 100 до 500 мкм: осадительные камеры,
а также циклоны.
Мокрые способы очистки от механических примесей заключаются в использовании мокрых пылеуловителей – скрубберов, в которых происходит орошение водой. Ранее также использовались
масляные пылеуловители, в которых очистка газа происходила при
прохождении газа через слой масла.
Так как большинство компонентов природного газа не имеют запаха, то газ одорируют, т. е. вводят соединения, имеющие резкий
неприятный запах. В настоящее время в качестве одоранта используют этантиол (этилмеркаптан) C2H5SH, запах которого можно
ощущать даже при очень малых концентрациях (ПДК в рабочей зоне составляет 1 мг/м³, в атмосферном воздухе – 5·10–5 мг/м³). Одорант добавляют таким образом, чтобы запах чувствовался при концентрации, не превышающей 1/5 от нижнего предела взрываемости.
Для этантиола при нормальных условиях это составляет 16 г
(19,1 см³) на 1000 м³ природного газа. Для введения соединений в
газ применяют два вида одоризаторов:
– капельный, в котором одорант подают в виде капелек или тонкой струйки;
– барботажный, в котором поток газа насыщается одорантом в
барботажной камере, а затем смешивается с основным потоком
газа.
Преимущественное распространение получили барботажные
одоризаторы, так как они автоматизированы, в отличие от капельных, требующих ручного управления.
2.5. Магистральный газопровод
Магистральный газопровод (МГ) – это комплекс производственных объектов, которые обеспечивают подачу природного или по45
путного газа из мест добычи к местам потребления. В состав МГ
входят:
1) линейные сооружения – непосредственно сам газопровод
(сваривается из труб диаметром 530–1420 мм); линейная запорная
арматура; переход через препятствия (реки, овраги, железные и автомобильные дороги и т. п.); средства защиты газопровода от коррозии; линии диспетчеризации, электроснабжения и электропередачи и пр.;
2) компрессорные станции, которые бывают головными (устраиваются непосредственно у газового месторождения), линейными
(размещаются на трассе газопровода через 100–150 км); дожимными (устраиваются на подземных хранилищах газа);
3) подземные хранилища газа;
4) газораспределительные станции.
Согласно СНиП 2.05.06 (действует на территории РБ) [48] и СП
36.13330.2012 [49] (актуализированная редакция СНиП 2.05.06,
действует на территории РФ) магистральные газопроводы делятся
на два класса: I (рабочее давление свыше 2,5 до 10 МПа включительно) и II (свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно).
Глубина заложения магистральных газопроводов, считая до верха трубы, должна составлять:
– при условном диаметре до 1000 мм – 0,8 м;
– при условном диаметре 1000–1400 мм – 1,0 м;
– на болотах и торфяных грунтах, подлежащих осушению, –
1,1 м;
– на болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин – 0,6 м;
– на пахотных и орошаемых землях – 1,0 м;
– при пересечении оросительных и осушительных (мелиоративных) каналов – 1,1 м от дна канала.
При пересечении крупных рек газопроводы прокладывают в две
нитки (основную и резервную), утяжеляют грузами или сплошными
бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. При пересечении железных и крупных шоссейных дорог газопровод прокладывают в футляре из труб, диаметр которых больше диаметра основного трубопровода на 200 мм. В зависимости от рельефа трассы
через 10–30 км устанавливают линейные краны или задвижки для
прекращения движения газа при аварии или ремонте. С обеих сто46
рон от линейной запорной арматуры устраиваются свечи для сброса
газа в атмосферу при аварии. Кроме того, запорные устройства устраивают:
– на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;
– в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии,
допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную
эксплуатацию;
– на ответвлениях к ГРС при протяжённости ответвлений свыше
1000 м на расстоянии 300–500м от ГРС;
– на входе и выходе газопроводов из установки комплексной
подготовки газа, компрессорной станции, подземного хранилища
газа и головных сооружений на расстоянии не менее: для газопроводов с условным диаметром менее 1000 мм – 500 м (охранные краны); при диаметре от 1000 (включительно) до 1400 мм – 750 м; для
газопровода диаметром 1400 мм – 1000 м;
– по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по
ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;
– на обоих берегах болот III типа (заполненные илом и водой, в
том числе с наличием торфяной корки) протяжённостью свыше
500 м.
При параллельной прокладке двух или более ниток газопроводов
узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит
смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу, при
сложном рельефе расстояние можно уменьшить до 50 м. Параллельно прокладываемые газопроводы соединяются перемычками.
Запорные устройства, которые устанавливаются на газопроводах
класса I на переходах через водные преграды, должны быть оснащены автоматикой аварийного закрывания.
Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры,
находящейся под давлением, – байпасы (обводные линии), продувочные линии и перемычки, – следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.
Диаметр продувочной свечи определяется расчётом, исходя из
времени опорожнения участка 1–2 ч. Высота продувочной свечи
должна быть не менее 3 м от уровня земли.
Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах
необходимо предусматривать установку конденсатосборников.
47
Основным эксплуатационным показателем МГ является суточная пропускная способность Vсут, млн м³/сутки, которую можно рассчитать по выражениям (для однониточного газопровода)
– без учёта рельефа трассы (разность вертикальных отметок на
газопроводе не превышает 100 м)
Vсут =
2
2
5
24 ⋅ 3,6π ( Рн − Рк ) d вн
,
4ρст
λzср Rг ( см )Tср lг
(2.1)
– с учётом рельефа трассы (разность вертикальных отметок участков до 500 м)
Vсут
24 ⋅ 3,6π
=
4ρст
(Р
2
н
− Рк2 (1 + bhк ) ) d вн5

b
λzср Rг ( см )Tср lг 1 +
 2lг

( hi + hi −1 ) li 

i =1

n
,
(2.2)
– для сильно пересечённого рельефа трассы (разность вертикальных отметок участков более 500 м) газопровод разбивают на
как можно большее число участков и для каждого определяют пропускную способность
Vсут
5
Рн2 − Рк2 ebΔh ) d вн
(
24 ⋅ 3,6π
=
,
4ρст
λzср Rг ( см )Tср lг ( ebΔh − 1)
(2.3)
где 24·3,6 – произведение переводных коэффициентов, соответственно, из секунд в часы, из часов в сутки и подкоренного множителя (1/1000);
ρст – плотность газа при стандартных условиях, кг/м³;
Рн и Рк – начальное и конечное давление на участке МГ, МПа;
dвн – внутренний диаметр газопровода, м;
λ – коэффициент трения (Дарси);
zср – средний по длине коэффициент сжимаемости газа;
Rг(см) – удельная газовая постоянная газа или смеси, Дж/(кг·К);
48
Тср – средняя по длине газопровода абсолютная температура газа, К;
lг – длина газопровода, м;
b = s/(14,64Tсрzср) – коэффициент, 1/м;
hi, hi–1 – вертикальные отметки, м, конца и начала участка длиной
li, м; если отметки находятся выше начальной точки, то они берутся
положительными, в противном случае – отрицательными;
e – основание натурального логарифма;
Δh = hi – hi–1 – разность отметок, м.
Удельную газовую постоянную можно определить из выражения
Rг ( см ) =
Rв
,
s
(2.4)
где Rв = 287 Дж/(кг·К) – удельная газовая постоянная воздуха;
s – относительная плотность газа по воздуху.
С другой стороны, суточную пропускную способность можно
определить из проектной годовой пропускной способности
Vсут =
Vгод
,
365kгод
(2.5)
где kVгод – годовая пропускная способность газопровода, млн м³/год,
365 – число дней в году;
kгод – годовая неравномерность потребления газа; для магистральных газопроводов kгод = 0,85, для отводов kгод = 0,75.
Анализируя выражения (2.1)–(2.3), можно определить пути
совершенствования МГ [89]:
1) увеличение диаметра газопроводов (однако увеличение до
диаметра 1620 мм нецелесообразно из-за снижения надёжности МГ,
проложенных в обводнённых грунтах и полного пересмотра технологии строительства); если увеличение диаметра невозможно, увеличивают количество ниток газопровода;
2) повышение рабочего давления (при увеличении давления от
5,5 до 10 МПа затраты металла снижаются на 3,8 и 5,2% для диа49
метров 1020 и 1220 мм, но повышаются на 3,5% для диаметра
1420 мм);
3) повышение прочностных характеристик труб, что влияет на
рабочее давление газа;
4) снижение газодинамического 1 сопротивления трубопроводов
(нанесение покрытия на внутреннюю поверхность труб снижает
эквивалентную шероховатость в 2–3 раза и увеличивает пропускную способность МГ на 7–12%);
5) снижение температуры газа;
6) увеличение единичной мощности (т. е. отнесённой к 1 м³
транспортируемого газа), КПД и надёжности газоперекачивающих
агрегатов.
2.6. Компрессорные станции
Компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов
классифицируют по нескольким показателям [43]:
1) по назначению:
– головные, которые размещаются сразу у месторождения; особенностью их является высокая степень сжатия газа (отношения
полного давления на выходе из станции к полному давлению на
входе);
– линейные, необходимые для преодоления потерь давления по
трассе газопровода и поддержания давления на нужном уровне
(степень сжатия составляет около 1,34); как отмечалось ранее, они
располагаются через каждые 100–150 км;
– дожимные, устанавливаемые на подземных хранилищах, служащие для отбора или подачи газа в магистральный газопровод;
степень сжатия составляет 2–4;
2) по типу установленных компрессоров:
– поршневые (в настоящее время практически не используются);
– центробежные;
3) по типу привода газоперекачивающего агрегата:
1
Автор считает, что употребляющийся зачастую термин «гидравлическое сопротивление» подходит только для сопротивления движению воды, так как греческое
слово «υδωρ» («хюдор» в эразмовом или «гидор» в рейхлиновом прочтении) переводится именно как вода.
50
– с газотурбинным приводом (включает в себя нагнетатель, газотурбинную установку и вспомогательное оборудование), применяется в 88% агрегатов;
– с электрическим приводом (нагнетатель, электродвигатель и
вспомогательное оборудование), применяется в 12% агрегатов.
Наибольшее распространение получили газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом (газотурбинные ГПА) с центробежным компрессором. В качестве рабочего тела в них используется неконденсирующийся газ (воздух и продукты сгорания) высокого давления, вращающий газовую турбину. Вспомогательное
оборудование газотурбинных ГПА включает в себя воздухоочистительное и выхлопное устройства; пусковую, топливную, смазочную, регулирующую, защитную и уплотнительную системы.
В современных головных и линейных компрессорных станциях
устанавливаются центробежные компрессоры, которые могут быть
полнонапорными (применяется один агрегат) и неполнонапорными
(подача обеспечивается несколькими последовательно и последовательно-параллельно соединёнными нагнетателями).
На рис. 25 приведена принципиальная технологическая схема
компрессорной станции с параллельной обвязкой полнонапорных
газоперекачивающих агрегатов [43].
Газ из магистрального газопровода поступает в узел подключения КС через охранный кран Кр1, который служит для автоматического отключения при каких-либо аварийных ситуациях на узле
подключения, технологической обвязке компрессорной станции
или газоперекачивающих аппаратов.
Далее газ проходит к расположенному в узле подключения
входному крану Кр2, который необходим для автоматического отключения станции от МГ. Для заполнения всей технологической
схемы КС служит кран Кр2р, расположенный на обводной линии у
Кр2. Он необходим для выравнивания давления в МГ и КС и предотвращения газодинамического удара, который может возникнуть
при открытии Кр2 без предварительного заполнения. После Кр2
устанавливается свечной кран Кр3, который стравливает газ в атмосферу при производстве профилактических работ на коммуникациях станции, а также при аварийных ситуациях. Далее газ поступает
в установку очистки, где он очищается от механических примесей и
влаги. Затем газ поступает во входной коллектор компрессорного
51
цеха, распределяется по входным трубопроводам ГПА и через кран
Кр4 поступает во всасывающий патрубок центробежного компрессора. После повышения энергии в нагнетателе газ проходит через
обратный клапан ОК (служит для предотвращения обратного тока
газа, который может привести к обратной раскрутке центробежного
компрессора и ротора силовой турбины, что вызовет серьёзную
аварию) и кран Кр5 (для стравливания газа при ремонте ГПА установлен свечной кран Кр6), после чего поступает в сборный коллектор всех ГПА и направляется в установку охлаждения газа. Охлаждённый газ через выходной кран Кр7 поступает в МГ, на котором
установлен охранный кран Кр9. Перед Кр7 устанавливаются обратный клапан и свечной кран Кр8. На узле подключения компрессорной станции устраивается перемычка П1 с краном Кр10, служащая
для транзитной подачи газа в период отключения станции (Кр2 и
Кр7 закрыты, Кр3 и Кр8 открыты). В случае, если давление газа на
входе в станцию приближается к максимально допустимому, газ
движется через перемычку П2 с краном Кр11, который необходим
для снижения выходного и повышения входного давления при пуске компрессорного цеха. Работа станции с открытым Кр11 называется работой на «станционное кольцо».
Рис. 2.5. Принципиальная технологическая схема компрессорной станции
с параллельно соединёнными полнонапорными центробежными нагнетателями
52
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
На узле подключения КС установлены камеры приёма и пуска, в
которых установлено устройство для очистки МГ, представляющее
собой поршень со щётками или скребками, который движется до
следующей КС в газовом потоке за счёт разности давлений до и после поршня.
В РБ на магистральных газопроводах «Торжок — Минск — Ивацевичи» и «Ивацевичи — Долина» установлено 8 компрессорных
станций, из них 5 линейных («Орша», «Крупки», «Минск», «Несвиж», «Кобрин») и три, установленных на подземных хранилищах
газа. Линейные КС «Орша», «Крупки» и «Минск» имеют по два компрессорных цеха, а «Несвиж» и «Кобрин» – по одному; суммарная
мощность КС составляет 317,8 МВт. На подземных хранилищах газа
установлены 13 агрегатов (6 – на Осиповичском; 5 – на Прибугском и
два на Мозырском) суммарной мощностью 16,3 МВт.
На магистральном газопроводе «Ямал – Европа» установлены
пять компрессорных станций – «Оршанская» (5 ГПА), «Крупская»
(6 ГПА), «Минская» (5 ГПА), «Несвижская» (5 ГПА) и «Слонимская» (5 ГПА) – суммарной мощностью 416 МВт, которые обеспечивают транзит российского природного газа в страны Европы.
2.7. Хранилища газа
Необходимость устройства хранилищ обусловлена неравномерностью потребления газа, которая может быть сезонной (по месяцам), суточной (по дням недели, месяца или года) и часовой (по часам суток или года). Сезонная неравномерность возникает из-за
увеличения расхода газа на нужды отопления зданий различного
назначения, а также на вентиляцию и горячее водоснабжение общественных, административных и промышленных зданий в холодный
период года. Суточная неравномерность обусловлена снижением
потребления коммунальными потребителями газа в будни и увеличением в выходные и праздничные дни. Из-за изменения потребления газа ночью (снижение расхода на коммунально-бытовые нужны, значительное сокращение потребления промышленными предприятиями) возникает часовая неравномерность.
Для сглаживания неравномерности потребления существует несколько способов:
– применение газгольдеров;
53
– применение баз сжиженного газа (при регазификации пропана
и бутана получают газовоздушные смеси);
– создание резерва производительности магистральных газопроводов и газовых промыслов;
– использование аккумулирующей ёмкости конечных участков
газопроводов;
– хранение газа в трубах под высоким давлением;
– использование буферных потребителей (например, котельных,
которые могут работать на двух видах топлива);
– подземное хранение газа.
Газгольдеры представляют собой стальные ёмкости, предназначенные для длительного или кратковременного хранения газа; смешения газов различных составов или одного газа различной концентрации; распределения газа различным потребителям; выравнивания давления газа в замкнутой газораспределительной системе
и пр. Газгольдеры в зависимости от давления делят на два класса:
низкого (1,7–4,0 кПа) и высокого (70–3000 кПа и выше) давления.
Рабочий объём первых газгольдеров является переменным, а вторых – постоянным. По форме конструкции газгольдеры бывают горизонтальные цилиндрические, сферические и вертикальные цилиндрические, которые в свою очередь бывают двух типов:
– мокрые, в которых герметизация осуществляется за счёт гидравлического затвора;
– сухие (поршневого типа, с гибкой секцией или мембраной).
Недостатками газгольдеров являются их металлоёмкость, большая стоимость и невозможность выравнивания сезонной неравномерности. В настоящее время базы газгольдеров для хранения природного газа не используются.
За исключением последних двух, вышеописанные методы позволяют покрывать суточную и часовую неравномерности. Использование буферных потребителей позволяет сгладить сезонную неравномерность, однако продукты сгорания резервных топлив загрязняют воздушные бассейны городов. Наиболее совершенным
способом является подземное хранение газа в водоносных пластах,
истощённых нефтяных и газовых месторождениях, шахтных выработках. Принципиальная схема ПХГ приведена на рис. 2.6.
Закачка газа происходит следующим образом. Природный газ,
отобранный из магистрального газопровода 1 через газопровод54
отвод 2, очищается от механических примесей в пылеуловителе 3 и
поступает в компрессорную станцию 4. После сжатия нагретый газ
очищается от масла в сепараторе 5, после чего происходит снижение его температуры в охладителе (градирне или аппаратах воздушного охлаждения) 6. Пройдя маслоотделитель 7, газ поступает в
газораспределительный пункт 8.
Рис. 2.6. Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ [44]:
1 – магистральный газопровод; 2 – газопровод-отвод; 3, 9 – пылеуловители;
4 – компрессорная станция; 5 – сепаратор; 6 – охладитель; 7 – маслоотделитель;
8 – газораспределительный пункт; 10 – установка осушки газа; 11 – расходомер.
При отборе газа из ПХГ на газораспределительном пункте происходит снижение давления, затем производится очистка и осушка
в аппаратах 9 и 10. Перед подачей в магистральный газопровод измеряют количество газа расходомером 11. В случае, если давление в
хранилище невысоко, перед подачей в МГ газ компримируют, а затем охлаждают (на рис. 2.6 не показано).
Пласт, в котором будет храниться газ, должен быть герметичен,
иметь достаточную пористость (не менее 15%). Лучше всего использовать куполообразные структуры в водяных пластах. Оптимальная глубина для создания ПХГ 500–800 м, так как в хранилище создаётся достаточно высокое давление (до 15 МПа). При
увеличении глубины возрастают затраты на обустройство
скважин. Газ закачивается через центральную часть купола и
вытесняет находящуюся там воду в специально пробурённые
разгрузочные скважины.
55
В Республике Беларусь эксплуатируются три ПХГ [79]:
– Осиповичское – построено в 1976 г. в водоносных слоях, активный объём газа составляет свыше 0,3 млрд м³;
– Прибурское – устроено в водоносных слоях; закачка газа начата в 2000 г., активный объём – свыше 0,4 млрд м³, производятся работы по увеличению объёма хранилища;
– Мозырское – создание начато в 2000 г. на существующих кавернах бывшего хранилища светлых нефтепродуктов и отработанных горных выработок ОАО «Мозырьсоль». В 2009 г. введена первая очередь, суточная производительность в 2010 г. составила
8 млн м³; плановый объём хранения на момент окончания работ
(2020) должен составлять 1 млрд м³.
2.8. Сжиженный природный газ
Сжиженный природный газ, СПГ (англ. liquefied natural gas,
LNG) – это газ, переведённый в жидкое состояние при температуре
ниже критической и атмосферном давлении [12]. Основными достоинствами являются:
– относительная простота хранения (в изотермических резервуарах);
– экономичность транспортировки (по сравнению с трубопроводным транспортом природного газа на расстояния нескольких
тысяч км).
Перевозка СПГ может осуществляться в специальных криогенных ёмкостях железнодорожным, автомобильным и морским
транспортом.
СПГ не имеет цвета и запаха, в основном состоит из метана (до
95%, максимум – 99,6%), остальное – этан, пропан, бутан и азот.
Плотность в жидкой фазе – 416–450 кг/м³, при этом его объём в
600–620 раз меньше, чем в газообразном состоянии. Температура
конденсации составляет около –161,5°С, кристаллизации –
–182,5°С. Первая опытно-промышленная установка по производству СПГ была построена в США (1911), а начиная с 1941 г. в Кливленде (Огайо) начато промышленное производство сжиженного
природного газа. С 2009 г. начато производство СПГ в России (проект «Сахалин-2» производительностью 9,6 млн т/год).
56
На данный момент доля СПГ составляет около 6% потребляемого в мире газа. По расчётам Международного энергетического
агентства, к 2030 г. доля может увеличиться до 16%. Согласно данным компании BP (июнь 2017 г.), основными странамиэкспортёрами сжиженного природного газа в 2016 г. являлись Катар
(104,4 млрд м³/год) и Австралия (56,8 млрд м³/год). Российская Федерация поставляет на мировой рынок 14,0 млрд м³/год.
Основные потребители:
– Япония (108,5 млрд м³/год, что составляет 97,6% потребляемого газа);
– Республика Корея (43,9 млрд м³/год);
– Китай (34,3 млрд м³/год);
– Индия (22,5 млрд м³/год).
Рис. 2.7. СПГ-завод на Сахалине (ПАО «Газпром»)
В Российской Федерации на данный момент реализуются следующие проекты:
– «Сахалин-2»;
57
– «Ямал-СПГ» производительностью 16,5 млн т/год, запущенный в 2018 г.;
– «Владивосток-СПГ» (будет построен к 2020 г.; проектная производительность 10 млн т/год);
– «Балтийский СПГ» (2020 г., 10 млн т/год с возможностью увеличения до 15 млн т/год);
– «Арктик СП-2» (2023 г., 18 млн т/год).
58
3. Газовые сети населённых пунктов
3.1. Классификация газопроводов
Трубопроводы систем газоснабжения можно классифицировать
по следующим показателям [19, 20, 44, 71]:
1) по материалу труб газопроводы бывают
– металлические (стальные, медные и др.);
– неметаллические (полиэтиленовые и пр.);
2) по виду транспортируемого газа различают газопроводы
– природного газа;
– попутного газа;
– СУГ (сжиженных углеводородных газов);
3) по местоположению относительно планировки населённых
пунктов:
3.1) наружные – проложенные вне зданий до отключающего
устройства или футляра при вводе в здание:
– межпоселковые;
– уличные;
– внутриквартальные;
– межцеховые;
3.2) внутренние – отсчитываются от вводного газопровода или
газопровода-ввода (при установке отключающего устройства внутри здания) до места подключения газоиспользующего оборудования;
4) по способу прокладки:
– надземные (надводные);
– наземные;
– подземные (подводные);
5) по назначению в системах газоснабжения:
– распределительные – наружные газопроводы, служащие для
подачи газа от магистральных газопроводов до газопроводоввводов; газопроводы высокого и среднего давления, питающие одного потребителя; сюда же включают и межпоселковые газопроводы, прокладываемые вне населённых пунктов;
– газопроводы-вводы, идущие от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства или футляра при вводе в здание;
59
– продувочные, служащие для продувки системы при заполнении
её газом;
– сбросные, предназначенные для отвода газа из газопровода или
технологического оборудования сети газораспределения или сети
газопотребления;
– импульсные, предназначенные для передачи импульса давления
газа из контролируемой точки газопровода на соответствующее управляющее устройство, датчик или контрольно-измерительный прибор;
6) по рабочему (избыточному) давлению газа (классификация в
Республике Беларусь и России отличается, см. табл. 3.1):
– высокого давления – связывают источники газа с промышленными предприятиями, потребляющими газ высокого давления, а
также через сетевые газорегуляторные пункты (ГРП) связывают с
сетями среднего давления;
– среднего давления – служат для подачи газа в котельные, административные и бытовые здания промышленных предприятий и сети низкого давления (через ГРП);
– низкого давления – обеспечивают газом прочие административные и бытовые здания, складские помещения, жилые здания.
Максимально допустимое давление в газопроводах, прокладываемых внутри зданий, приведено в табл. 3.2.
Таблица 3.1
Классификация газопроводов по избыточному давлению
в Республике Беларусь [19] и Российской Федерации [20]
Класс
газопровода
Категория
газопровода
Вид
транспортируемого газа
природный
Высокого
давления
I (1)
СУГ
Избыточное давление в
газопроводе, МПа
свыше 0,6 до 1,2
включительно
свыше 0,6 до 1,6
включительно
свыше 0,3 до 0,6
включительно
свыше 0,005 до 0,3
включительно
природный и
СУГ
Среднего
природный и
–
давления
СУГ
Низкого
природный и
–
до 0,005 включительно
давления
СУГ
Примечание. Обозначение категории газопровода в [19] проводится римскими
цифрами, а в [20] – арабскими.
II (2)
60
Таблица 3.2
Максимально допустимое избыточное давление газа
во внутренних газопроводах (согласно нормам РБ [19] и РФ [20])
Наименование потребителя,
размещённого в здании
в соответствии с СП 62.13330.2011*
Производственные здания, в которых величина давления обусловлена требованиями производства
Прочие производственные здания
Бытовые здания производственного назначения отдельно
стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно стоящие общественные здания
производственного назначения
Административные и бытовые здания, не вошедшие в предыдущий пункт
Котельные отдельно стоящие и пристроенные, встроенные и
крышные производственных зданий
Котельные пристроенные, встроенные и крышные общественных (в том числе административного назначения), административных и бытовых зданий; пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий
Общественные здания (кроме зданий, установка газоиспользующего оборудования в которых не допускается) и складские
помещения
Жилые здания
в соответствии с ТКП 45-4.03-267–2012*
Производственные здания промышленных и сельскохозяйственных предприятий, а также отдельно стоящие котельные и
предприятия бытового обслуживания производственного характера (бани, прачечные, фабрики-химчистки, предприятия по
производству хлеба и кондитерских изделий и пр.)
Предприятия бытового обслуживания производственного характера, перечисленные в предыдущем пункте, пристроенные к
зданиям другого производственного назначения или встроенные в эти здания
Предприятия бытового обслуживания непроизводственного
характера и общественные здания
Жилые дома
Котельные, отдельно стоящие на территории производственных предприятий
Котельные, отдельно стоящие на территории населённых пунктов; пристроенные, встроенные и крышные производственных
зданий
Котельные пристроенные, встроенные и крышные общественных, административных и бытовых зданий
Котельные пристроенные, встроенные и крышные жилых зданий
61
Максимальное избыточное давление
в газопроводе, МПа
1,2 (природный)
1,6 (СУГ)
0,6
0,3
0,005
0,6
0,005
0,005
0,005
0,6
0,3
0,005
0,003
1,2
0,6
0,3
0,005
7) По принципу построения распределительные газопроводы
бывают:
– кольцевые;
– тупиковые;
– смешанные.
Кольцевание сетей используют для повышения надёжности газоснабжения, так как при возникновении аварии на одном из участков
газоснабжение потребителей не прекращается. В основном кольцевыми делают сети среднего давления, так как они являются основными городскими артериями. В сетях низкого давления кольцевать
следует только основные газопроводы, а второстепенные выполняются тупиковыми. В кольцевых сетях для надёжной эксплуатации
должен создаваться резерв давления, а основные кольца лучше выполнять одинакового диаметра.
Помимо этого, газораспределительные системы делятся по числу
ступеней понижения давления и бывают (рис. 3.1):
– одноступенчатые, в которых подача газа потребителям производится только с одним давлением (зачастую с низким), применяются в небольших населённых пунктах;
– двухступенчатые, обеспечивающие распределение и подачу
газа потребителям газопроводами двух категорий (среднего и низкого или высокого категории II и низкого); применяются, если
большое число потребителей размещено на значительной территории;
– трёхступенчатые, в которых подача осуществляется по газопроводам трёх категорий: низкого, среднего и высокого категории II; используются в больших городах;
– многоступенчатые, которые потребляют газ из газопроводов
низкого, среднего, высокого категории II и высокого категории I давления; применяются также в больших городах.
На схемах для наглядности газопроводы показаны последовательно, однако в реальности под улицами и проездами могут проходить параллельно сети высокого и среднего давления или среднего и низкого. В каждой из ступеней давления для резервирования
оборудуются несколько ГРП. В сетях низкого давления питание
происходит в нескольких точках, а сети объединяют кольцевыми
или лучевыми газопроводами, имеющими одинаковый диаметр (на
рис. 3.1 не показаны).
62
Рис. 3.1. Схемы систем газоснабжения населённых пунктов:
а – одноступенчатая; б – двухступенчатая; в – трёхступенчатая;
г – многоступенчатая; 1 – ответвление от магистрального газопровода;
К – котельная; ПП – промышленное предприятие ; Г1 – сеть низкого давления;
Г2 – сеть среднего давления; Г3 – сеть высокого давления категории II;
Г4 – сеть высокого давления категории I.
63
3.2. Трубопроводы систем газоснабжения
В системах газораспределения в основном используют трубопроводы, выполненные из стали или полиэтилена. Трубопроводы из
меди применяются для ограниченного круга задач.
3.2.1. Стальные трубы
По способу изготовления стальные трубы бывают:
1) бесшовные (тепло-, горяче- и холоднодеформированные), которые изготавливаются прокаткой слитка на специальном оборудовании, создающем отверстие по центру; выпускаются по следующим ГОСТ:
– ГОСТ 8731-74 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования» и ГОСТ 8732-78 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент»;
– ГОСТ 8733-74 «Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные. Технические требования» и
ГОСТ 8734-75 «Трубы стальные бесшовные холоднодеформированные. Сортамент»;
2) сварные (прямо- и спиральношовные), изготавливаемые из
листового проката методом формовки и электросварки; выпускаются по следующим ГОСТ:
– ГОСТ 10704-91 «Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент», ГОСТ 10705-80 «Трубы стальные электросварные. Технические условия» и ГОСТ 10706-76 «Трубы стальные
электросварные прямошовные. Технические требования»;
– ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных
газонефтепроводов. Технические условия»;
– ГОСТ 8696-74 «Трубы стальные электросварные со спиральным швом общего назначения. Технические условия»;
– ГОСТ 3262-75 «Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия» (для внутренних газопроводов низкого давления, а
также для импульсных газопроводов с давлением до 1,2 МПа; подземная прокладка запрещена согласно п. 335 [61]).
Марки стали определяются по ГОСТ 380-2005 «Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки» и ГОСТ 1050-2013 «Метал64
лопродукция из нелегированных конструкционных качественных и
специальных сталей. Общие технические условия».
Сталь должна хорошо свариваться и содержать не более 0,25%
углерода, 0,056% серы и 0,046% фосфора [19, 20].
Выбор стальных труб для газораспределительных сетей давлением до 1,6 МПа осуществляется по прил. Е [19], табл. 3.3.
Таблица 3.3
Стальные трубы для наружных и внутренних трубопроводов
Наименование стандарта или
Наружный диаМарка и стандарт на сталь
технических условий на трубы
метр трубы, мм
Электросварные прямошовные по ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й
от 10 до 530
ГОСТ 10705 (группа В) и категории по ГОСТ 380;
включительно
ГОСТ 10704
10, 15, 20 по ГОСТ 1050
Электросварные для магистраль- ВСт3сп не менее 2-й категории
ных газонефтепроводов (прямо- (К38) по ГОСТ 380; 10 (К34),
по ГОСТ 20295
шовные и спиральношовные) по 15 (К38), 20 (К42) по ГОСТ
1050
ГОСТ 20295
Электросварные прямошовные по
ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й
от 630 до 1220
ГОСТ 10706 (группа В) и
категории по ГОСТ 380
включительно
ГОСТ 10704
Электросварные со спиральным ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й
от 159 до 1220
швом по ГОСТ 8696 (группа В)
категории по ГОСТ 380
включительно
Бесшовные горячедеформированот 45 до 325
ные по ГОСТ 8731 (группы В и Г) 10, 20 по ГОСТ 1050
включительно
и ГОСТ 8732
Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные
от 10 до 45
10, 20 по ГОСТ 1050
включительно
по ГОСТ 8733 (группы В и Г) и
ГОСТ 8734
Сварные по ГОСТ 3262 (только Стали по ГОСТ 380 и ГОСТ
от 10 до 150
для газопроводов низкого давле- 1050 без нормирования химивключительно
ния и импульсных с DN до 32)
ческого состава
Примечания.
1. Бесшовные трубы следует применять, как правило, для газопроводов жидкой фазы
СУГ.
2. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 применять в районах с расчётной
температурой до –30°С.
Основными показателями, характеризующими геометрические
размеры стальных труб, являются
– диаметр наружный dн (внутренний dвн), мм;
– толщина стенки δ, мм;
– номинальный диаметр – такой параметр трубы, который применяется при подборе арматуры, фасонных частей и газодинамиче65
ском расчёте. Величина его принимается по [73]: 15, 20, 25, 32, 40,
50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 600, 700, 800,
900, 1000, 1200, 1400 и т. д. Он не имеет единицы измерения и примерно соответствует внутреннему диаметру присоединительного
трубопровода. Указывается с помощью обозначения DN и значения
из номинального ряда, например, DN 50.
Минимальный диаметр распределительных сетей принимают
обычно 50 мм, а ответвлений к потребителям – 25 мм.
Толщину стенок трубы определяют расчётом по СНиП 2.04.1286 «Расчёт на прочность стальных трубопроводов» (в РФ действует
актуализированная редакция данного СНиП – Свод правил
СП 33.13330.2012) и принимают ближайшую большую из типоразмерного ряда, но для подземных и наземных (в насыпях) газопроводов номинальную толщину стенки труб принимают не менее 3 мм, а
для надземных и наземных газопроводов – не менее 2 мм.
Соединение трубопроводов осуществляется на сварке. Сварное
соединение стальных труб должно быть равнопрочно основному
металлу труб или иметь гарантированный заводом-изготовителем
согласно стандарту или техническим условиям на трубы коэффициент прочности сварного соединения. Указанное требование следует
вносить в спецификации на трубы.
Глубина заложения стальных труб принимается не менее 0,8 м
до верха трубы или футляра. В местах, где не предусматривается
движение транспорта (кроме пахотных земель), глубину прокладки
газопроводов допускается уменьшать до 0,6 м.
Недостатки стальных труб:
– значительный вес 1 м погонного трубы;
– ограниченная гибкость;
– трудоёмкость монтажа;
– достаточно высокая теплопроводность, которая может вызвать
образование конденсата и внутреннюю коррозию.
Преимущества стальных труб:
– прочность;
– герметичность;
– не имеют ограничений в применении;
– коэффициент линейного расширения на порядок меньше, чем у
полиэтиленовых труб.
66
3.2.2. Медные трубы
Стальные трубопроводы применяются в основном для импульсных газопроводов для присоединения контрольно-измерительных
приборов (КИП) и приборов автоматики, но допускается применять
медные круглые, тянутые, холоднокатаные трубы общего назначения, выпускаемые по ГОСТ 617-2006 «Трубы медные и латунные
круглого сечения общего назначения. Технические условия». Также
применяются для внутренних систем газоснабжения жилых зданий.
Соединения выполняются неразъёмными на пайке или с помощью механической опрессовки.
Достоинства:
– коррозионностойкость;
– герметичность;
– малая шероховатость стенок (0,0015–0,0100 мм);
– длительный срок службы (стальные трубы – 20–25 лет, медные – 50 лет);
– небольшой коэффициент линейного расширения (медь – 17×
×10–6 1/К, сталь – 12·10–6 1/К, полипропилен – 150·10–6 1/К);
– скорость и лёгкость монтажа при помощи фитингов.
Медные трубы имеют и недостатки:
– высокая стоимость;
– высокая теплопроводность;
– сложность монтажа при использовании пайки.
3.2.3. Полиэтиленовые трубы
Полиэтилен производится методом полимеризации этилена.
В зависимости от плотности различают полиэтилен низкой (PELD,
плотность исходного сырья 910–925 кг/м³), средней (PEMD, плотность исходного сырья 926–940 кг/м³) и высокой плотности (PEHD,
плотность исходного сырья 941–965 кг/м³). При производстве газопроводов используется полиэтилен средней и высокой плотности.
Полиэтиленовые трубы выпускаются различных наружных диаметров (от 16 до 630 мм) согласно ГОСТ Р 50838-2009 «Трубы из
полиэтилена для газопроводов. Технические условия» [84] (в РБ
действует СТБ ГОСТ Р 50838-97 [85]). Трубы выполняются с опре67
делённым стандартным размерным соотношением SDR, которое
определяется как отношение наружного диаметра к толщине стенки
SDR =
dн
.
δ
(3.1)
Для нужд газоснабжения применяются трубы [84] с SDR 9;
SDR 11; SDR 13,6; SDR 17; SDR 17,6 (SDR 21 и SDR 26 в Республике
Беларусь не применяются [85]). Очевидно, что чем выше SDR, тем
тоньше стенка и газопровод может выдерживать меньшее давление.
Предпочтительными являются трубы с SDR 11 и SDR 17.
Трубные марки полиэтилена определяются исходя из минимальной длительной прочности MRS (minimum required strength), которая является напряжением, выраженным в МПа и полученным путём экстраполяции на срок службы 50 лет при температуре 20ºС
данных испытаний труб на стойкость к внутреннему гидростатическому давлению с нижним доверительным интервалом 97,5% и
округлённое до ближайшего нижнего значения ряда R10 по ГОСТ
8032-84 «Предпочтительные числа и ряды предпочтительных чисел». В зависимости от MRS выделяют следующие трубы, которые
применяются для строительства газопроводов:
– ПЭ80 (MRS = 8,0 МПа);
– ПЭ100 (MRS = 10,0 МПа).
В зависимости от минимальной длительной прочности определяют максимальное рабочее давление MOP, МПа, допускаемое для
постоянной эксплуатации газопровода
MOP =
2 MRS
,
( SDR − 1) СCt
(3.2)
где С – коэффициент запаса прочности;
Ct – коэффициент снижения давления в зависимости от рабочей
температуры газа; при 20°С Ct = 1,0; при 30°С Ct = 1,1 и при 40°С
Ct = 1,3.
Следует отметить, что в нормах РБ коэффициент Ct пока отсутствует.
Полиэтиленовые трубы применяют при строительстве:
68
– межпоселковых газопроводов давлением не более 1,2 МПа;
– газопроводов от ГРС до линии перспективной застройки населённого пункта давлением не более 1,2 МПа;
– распределительных газопроводов давлением не более 0,6 МПа
на территории населённого пункта;
– вводов в жилые дома давлением не более 0,6 МПа при газификации кварталов и районов индивидуального жилищного строительства, жилого фонда в городах, посёлках городского типа и сельских населённых пунктах.
Глубина заложения полиэтиленовых труб должна быть не менее
1 м до верха трубы. Минимальная толщина стенки – 3 мм.
Для строительства газопроводов, транспортирующих природный
газ или газовоздушные смеси, не содержащие ароматических и хлорированных углеводородов, применяют [18]:
1) на территории городов и других населённых пунктов, в том
числе для реконструкции подземных стальных газопроводов – газопроводы ПЭ80 (при избыточном давлении газа до 0,3 МПа) и
ПЭ100 (до 0,6 МПа);
2) между населёнными пунктами, в том числе для реконструкции
подземных стальных газопроводов – ПЭ80 (при избыточном давлении газа до 0,6 МПа) и ПЭ100 (до 1,2 МПа).
Соединение полиэтиленовых труб между собой и с деталями
осуществляется:
1) сваркой в стык нагретым инструментом – применяется при
толщине стенки по торцам не менее 5 мм, не рекомендуется применять для соединения труб и деталей с разной толщиной стенок
(SDR), изготовленных из разных марок полиэтилена и длинномерных труб;
2) сваркой соединительными деталями с закладными элементами:
– при прокладке новых газопроводов, преимущественно из
длинномерных труб (плетей) или в стеснённых условиях;
– при реконструкции изношенных газопроводов методом протяжки в них полиэтиленовых труб (в том числе профилированных);
– при соединении труб и соединительных деталей с разной толщиной стенки или при толщине стенки менее 5 мм;
– для врезки ответвлений в ранее построенные газопроводы;
– для вварки трубной вставки в полиэтиленовые газопроводы;
69
– при строительстве особо ответственных участков газопровода
(стеснённые условия, пересечение дорог и др.).
3) механическим путём при помощи муфт или фитингов.
Преимущества полиэтиленовых труб:
– большой запас прочности при эластичности и гибкости;
– высокая коррозионная стойкость к внешней среде и транспортируемому газу;
– незначительный вес;
– лёгкость обработки труб и монтажа;
– низкое газодинамическое сопротивление (эквивалентная шероховатость стенки стальной трубы kэкв = 0,1 мм, полиэтиленовой –
kэкв = 0,007 мм);
– низкая газопроницаемость;
– простота и надёжность соединения.
Недостатки:
– горючесть;
– изменение свойств под воздействием прямого солнечного излучения;
– деструкция материала при температуре выше 30°С;
– повышенная окисляемость при нагревании;
– высокий коэффициент линейного расширения – 2,2·10–4 1/К
(согласно [66]), в то время как у стали ~ 1,2·10–5 1/К;
– усталостные процессы.
3.3. Арматура газопроводов
Арматурой называются различные приспособления и устройства,
монтируемые на газопроводах, резервуарах, аппаратах, приборах,
служащие для управления (перекрытия, регулирования, распределения, смешивания, фазоразделения) потоком рабочей среды (жидких, газообразных, газожидкостных, порошкообразных, суспензий
и т. п.) путём изменения площади проходного сечения.
Классификация арматуры:
1) по функциональному назначению [6]:
– запорная, предназначенная для перекрытия потока рабочей
среды с определённой герметичностью;
– обратная, предназначенная для автоматического предотвращения обратного потока рабочей среды;
70
– предохранительная, необходимая для автоматической защиты
оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды;
– распределительно-смесительная, которая необходима для распределения потока рабочей среды по определённым направлениям
или для смешивания потоков;
– регулирующая, которая предназначена для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода;
– разделительная (фазоразделительная), служащая для разделения рабочих сред, находящихся в различных фазовых состояниях;
– отключающая, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости её течения
за счёт изменения перепада давления на чувствительном элементе,
либо в случае изменения заданной величины давления;
– запорно-регулирующая, совмещающая функции запорной и регулирующей арматуры;
– запорно-обратная, выполняющая функции запорной и обратной арматуры;
– невозвратно-запорная, выполняющая функцию обратной арматуры, в которой может быть осуществлено принудительное закрытие или ограничение хода запирающего элемента;
– невозвратно-управляемая, выполняющая функцию обратной
арматуры, в которой может быть осуществлено принудительное
закрытие, открытие или ограничение хода запирающего элемента;
2) по типу (будут рассмотрены далее подробно):
– задвижка;
– клапан;
– кран;
– дисковый затвор;
3) в зависимости от номинального (условного) давления PN (такое максимальное избыточное давление при температуре рабочей
среды 20ºС, при котором обеспечивается заданный срок службы;
PN 10 означает, что номинальное давление 1,0 МПа, т. е. цифра показывает величину в барах):
– низкого давления, рассчитанная на номинальное давление до
PN 25 (до 2,5 МПа);
– среднего давления, рассчитанная на номинальное давление от
PN 25 до PN 100 (2,5–10,0 МПа);
71
– высокого давления, рассчитанная на номинальное давление
свыше PN 100 (свыше 10,0 МПа);
4) по принципу действия:
– приводная, которая приводится в действие с помощью привода
(ручного, механического, электрического, пневматического и пр.);
– автоматическая или самодействующая, приводимая в действие непосредственно потоком рабочей среды или изменением его
параметров;
5) по способу присоединения бывает арматура с неразъёмным
(сварное) и разъёмным (фланцевое; муфтовое – с внутренней резьбой; цапковое – с наружной резьбой под накидную гайку с буртиком; штуцерное – с наружной резьбой под накидную гайку) соединением;
6) по типу уплотнения:
– бессальниковая, у которой герметизация штока или шпинделя
по отношению к окружающей среде обеспечивается без помощи
сальникового уплотнения;
– сальниковая, у которой герметизация штока, шпинделя или
другого подвижного элемента относительно окружающей среды
обеспечивается сальниковым уплотнением;
– мембранная, у которой в качестве чувствительного или запирающего элемента применена мембрана, которая может выполнять
функции уплотнения корпусных деталей, подвижных элементов
относительно окружающей среды, а также уплотнения в затворе;
– сильфонная, для герметизации штока у которой относительно
окружающей среды, а также в качестве чувствительного элемента
либо силового элемента, используется сильфон (упругая однослойная или многослойная гофрированная оболочка из металлических,
неметаллических и композиционных материалов);
7) по наличию сужения в проточной части корпуса:
– полнопроходная, имеющая площадь сечения проточной части
равную или более площади сечения входного патрубка;
– неполнопроходная, сечение проточной части которой меньше
площади отверстия входного патрубка.
Материал арматуры выбирается исходя из условий её дальнейшей эксплуатации [75]:
– серый чугун применяют при давлении газа не выше 0,6 МПа и
температуре не ниже –35ºС;
72
– ковкий чугун, бронзу и латунь используют при давлении до
1,6 МПа и температуре не ниже –40ºС;
– углеродистая сталь применяется при давлении не выше
1,6 МПа и температуре не ниже –40ºС;
– легированная сталь используется при давлении до 1,6 МПа и
температуре ниже –40ºС.
Обозначение арматуры, конструкция которой разрабатывалась в
Центральном конструкторским бюро арматуростроения (ЦКБА),
разрабатывается ныне в ЗАО «Научно-производственная фирма
„Центральное конструкторское бюро арматуростроения“», производится по следующей схеме [5], называемой таблицей фигур:
ХХ
 ХХ
 Х
 ХХ
 ХХ
 Х
;
1
2
3
4
5
6
Расшифровка позиций следующая:
1 – цифровое обозначение типа арматуры (табл. 3.4);
2 – буквенное обозначение материала, из которого изготовлен
корпус (табл. 3.5);
3 – цифровое обозначение типа привода:
для ручного управления код не указывается;
под дистанционное управление – 0;
механический с червячной передачей –3;
механический с цилиндрической зубчатой передачей – 4;
механический с конической зубчатой передачей – 5;
пневматический – 6;
гидравлический – 7;
пневмогидравлический – 6 или 7;
электромагнитный – 8;
электрический – 9;
электрогидравлический – 9 или 7;
4 – порядковый номер по каталогу, присваиваемый ЗАО «НПФ
„ЦКБА“»;
5 – буквенное обозначение материала уплотнительных колец
(табл. 3.6); в случае, если применяются внутренние покрытия, то к
обозначению материала присоединяется обозначение материала
покрытия:
резина (гуммирование) – гм;
эмаль (эмалирование) – эм;
свинец (свинцевание) – св;
73
пластмасса (футерование пластмассой) – п;
найрит или хлоропреновый каучук (футерование найритом) – н;
фторопласт – фт;
керамика – кр;
6 – исполнение, которое указывает на различные варианты конструктивного исполнения арматуры, её выполнение из другого материала.
Таблица 3.4
Тип арматуры
Цифровое
обозначение
10, 11,
с 51 по 59
12
13, 14, 15,
22, 24,
с 60 по 69
16
17, 28
18, 21
19
20
23
Цифровое
обозначение
25, 26,
с 70 по 79
Тип арматуры
кран
запорное
устройство
указателя уровня
27
клапан запорный,
клапан отсечной
30, 31,
с 80 по 89
клапан обратный
клапан
предохранительный
регулятор
давления
(клапан редукционный)
затвор обратный
клапан перепускной
клапан
распределительный
32, 92
33
40
45
46
50
Тип арматуры
клапан
щий
регулирую-
клапан смесительный
задвижка
затвор дисковый
задвижка шланговая
элеватор или инжектор
конденсатоотводчик
фильтр
блок предохранительных клапанов
Таблица 3.5
Материал корпуса
Буквенное
обозначение
а
Материал корпуса
алюминий
б
латунь или бронза
вп
винипласт
вч
к
кч
лс
Буквенное
обозначение
мн
нж
п
высокопрочный чугун
фарфор, керамика
ковкий чугун
легированная сталь
74
Материал корпуса
монель-металл
сталь
коррозионностойкая (нержавеющая)
пластмассы (кроме винипласта)
с
сталь углеродистая
ск
тн
ч
стекло
титановый сплав
чугун серый
Таблица 3.6
Материал уплотнительных колец
Буквенное
обозначение
Буквенное
обозначение
Материал колец
бр
без уплотнительных колец (седло выполнено
прямо в корпусе)
латунь или бронза
бт
баббит
п
вп
г
к
кр
мн
мп
винипласт
графит
кожа
керамика
монель-металл
металл с покрытием
пу
р
ст
ср
фт
э
бк
нж
нт
Материал колец
сталь коррозионностойкая (нержавеющая)
нитрированная сталь
пластмассы
(кроме
винипласта)
полиуретан
резина
стеллит
сормайт
фторопласт
эбонит
Примеры:
11с723бк – кран проходной (11), выполненный из углеродистой
стали (с), с пневмоприводом (7) без уплотнительных колец (бк);
23 – каталожный номер конструкции крана;
30с64бр – задвижка (30) клиновая с выдвижным шпинделем, выполненная из углеродистой стали (с), уплотнение производится
бронзовыми или латунными кольцами; 64 – каталожный номер конструкции.
Таблицы фигур производителей различны между собой, поэтому
детальную информацию нужно смотреть в каталогах, где будут указаны все интересующие сведения.
Обозначение основных типов арматуры на чертежах приведено в
табл. 3.7.
Таблица 3.7
Условное обозначение трубопроводной арматуры [67]
Наименование
Условное
обозначение
Наименование
задвижка
дисковый затвор
клапан
клапан обратный
кран
клапан предохранительный
75
Условное
обозначение
3.3.1. Задвижки
Задвижка – это тип арматуры, в которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно потоку.
Задвижки классифицируют по следующим характеристикам:
а) по конструкции запирающего элемента:
1) клиновые, у которых уплотнительные поверхности затвора
расположены под углом друг к другу, а запирающий или регулирующий элемент выполнен в форме клина, который может быть:
– жёстким, имеющим цельный клин с неподвижно расположенными под углом друг к другу дисками;
– упругим, цельный клин которого состоит из дисков, имеющих
гибкую связь между собой для возможности самоустановки в сёдлах корпуса;
– двухдисковым, состоящим из двух дисков, расположенных под
углом друг к другу и соединённых между собой для возможности
самоустановки в сёдлах корпуса;
2) параллельные, у которых уплотнительные поверхности элементов затвора взаимно параллельны; бывают шиберными (запирающий элемент – пластина) и двухдисковыми (запирающий элемент состоит из двух дисков, которые в закрытом положении прижимаются к сёдлам специальным устройством);
3) поворотные, перекрытие или регулирование потока рабочей
среды у которых осуществляется вращательным движением запирающего или регулирующего элемента;
4) шланговые, у которых перекрытие или регулирование потока
рабочей среды осуществляется пережатием эластичного шланга;
б) по характеру движения шпинделя (штока):
– с выдвижным шпинделем (штоком), при открытии задвижек
шпиндель (шток) совершает вращательно-поступательное (поступательное) движение, выдвигаясь относительно оси присоединительных патрубков на величину хода арматуры;
– с невыдвижным шпинделем, при открытии задвижек шпиндель
совершает вращательное движение, а резьбовая часть его постоянно
находится во внутренней полости корпуса арматуры.
Задвижки нашли широкое применение в газоснабжении и выпускаются различных диаметров (от DN 50 до DN 1200). На рис. 3.2
представлена конструкция клиновой задвижки с выдвижным шпин76
делем 30с41нж, производимой ЗАО «Производственное объединение „Муромский завод трубопроводной арматуры“» (МЗТА). Задвижка предназначена для перемещения неагрессивного природного газа и изготавливается с двухдисковым (от DN 50 до DN 300) и
упругим (от DN 50 до DN 1200) клином.
Рис. 3.2. Конструкция задвижки 30с41нж:
а – с двухдисковым клином; б – с упругим клином;
1 – корпус; 2 – крышка; 3 – клин; 4 – шпиндель; 5 – гайка шпинделя; 6 – гайка;
7 – шпилька; 8 – болт откидной; 9 – прокладка из паронита; 10 – набивка сальника
из терморасширенного графита; 11 – маховик; 12 – подшипник.
Преимущества задвижек:
– незначительное газодинамическое сопротивление при полностью открытом проходе;
– отсутствие поворотов рабочей среды;
– возможность применения для перекрытия потоков среды с
большой вязкостью;
– простота обслуживания;
– относительно небольшая строительная длина;
77
– возможность подачи среды в любом направлении.
Недостатки:
– невозможность использования в средах с кристаллизирующимися включениями;
– небольшой допускаемый перепад давления на затворе;
– возможность газодинамического удара при резком открытии и
закрытии;
– большая высота (особенно у задвижек с выдвижным шпинделем);
– трудность ремонта изношенных уплотнений при эксплуатации;
– невысокая скорость срабатывания затвора.
3.3.2. Клапаны
Клапан – это такой тип арматуры, у которого запирающий или
регулирующий орган движется параллельно оси потока рабочей
среды. Иногда данный тип арматуры называют вентилем, хотя это
неверно.
Классификация клапанов:
1) по конструкции корпуса:
– проходные, в которые входной и выходной патрубки соосны и
рабочая среда не меняет направления движения, монтируются на
прямолинейных участках;
– угловые, патрубки которых расположены перпендикулярно или
непараллельно друг другу;
– прямоточные, у которых направление потока сохраняется, но
ось шпинделя или штока наклонена;
– трёхходовые, в которых рабочая среда входит в два патрубка и
выходит в один (смесительные клапаны) или входит в один, а разделяется на два патрубка (разделительные клапаны);
– многоходовые, у которых рабочая среда входит одновременно
или попеременно в один или несколько патрубков и выходит одновременно или попеременно в один или несколько патрубков при
суммарном количестве патрубков более двух;
2) по принципу работы:
– запорные, предназначенные для прекращения движения среды;
– регулирующие, служащие для регулирования параметров среды
с помощью регулирования расхода;
78
– обратные, которые служат для предотвращения обратного тока среды;
– предохранительные, которые необходимы для предотвращения
разрушения трубопроводов и оборудования путём сброса части избытка среды;
– отсечные, служащие для быстрого отключения потока рабочей
среды;
– редукционные, предназначенные для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счёт увеличения его гидравлического сопротивления;
– перепускные, предназначенные для периодического снижения
давления в трубопроводе и оборудовании «до себя» в случае его
превышения сверх установленного значения;
– дыхательные (впускные, выпускные), служащие для герметизации газового, воздушного или парового пространства ёмкостей, а
также для поддержания давления в этом пространстве в заданных
пределах, близких к атмосферному давлению;
3) по конструкции регулирующих органов:
– седельные, у которых в корпусе есть одно (односедельные) или
два (двухседельные) отверстия (седла), через которые проходит рабочая среда, количество зависит от зазора между седлом и золотником; по конструкции золотники бывают стержневые, игольчатые,
поршневые (цилиндрические) и тарельчатые; применяются на диаметрах до 150 мм (односедельные) и 300 мм (двухседельные);
– клеточные, в которых затвор выполняется в виде полого цилиндра, который перемещается внутри отверстия – клетки, которая
является также направляющим устройством и пропускным узлом;
– мембранные, в которых затвором является эластичная резиновая (фторопластовая, полиэтиленовая) мембрана с вынесенным или
встроенным пневмо- или гидроприводом.
Помимо прочего, клапаны с приводом или исполнительным механизмом делятся на нормально-закрытые (клапаны НЗ) и нормально-открытые (клапаны НО). У нормально-закрытого клапана при
отсутствии или прекращении подачи энергии, создающей усилие
перестановки запирающего или регулирующего элемента, автоматически обеспечивается переключение арматуры в положение «Закрыто», а у нормально-открытых – в положение «Открыто».
79
На рис. 3.3 представлена конструкция запорного клапана
15с65нж, изготовляемого ЗАО «МЗТА», предназначенного для использования на газопроводах в качестве запорной арматуру от DN
15 до DN 300 с номинальным давлением до PN 16.
Рис. 3.3. Конструкция клапана 15с65нж:
1 – корпус; 2 – седло; 3 – золотник; 4 – гайка золотника; 5 – шпиндель;
6 – шпилька; 7 – прокладка; 8 – гайка; 9 – крышка; 10 – набивка сальника
из терморасширенного графита; 11 – ось откидного болта; 12 – втулка нажимная;
13 – откидной болт; 14 – крышка сальника; 15 – гайка; 16 – гайка шпинделя;
17 – маховик; 18 – гайка.
Достоинства клапанов:
– простота конструкции, возможность установки на трубопроводе в любом положении (вертикальном и горизонтальном);
– возможность работы при больших перепадах давлений на золотнике и больших номинальных давлениях;
– простота обслуживания и ремонта в условиях эксплуатации;
80
– герметичность перекрытия прохода;
– меньший ход золотника по сравнению с задвижками;
– возможность регулирования расхода среды (для регулирующих
клапанов).
Недостатки:
– высокое газодинамическое сопротивление;
– невозможность применения на потоках сильнозагрязнённых
сред;
– большая строительная длина (по сравнению с задвижками и затворами);
– движение среды только в одном направлении.
3.3.3. Краны
Краном называется тип арматуры, у которой запирающий или
регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его
части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.
Классификация кранов:
1) по форме затвора:
– конусные, которые по способу уплотнения штока бывают сальниковые и натяжные (пробка прижимается к уплотнительной поверхности корпуса посредством гайки);
– шаровые, которые по креплению запорного механизма бывают
с плавающей пробкой (пробка фиксируется уплотнительными сёдлами) и пробкой на опорах (пробка фиксируется цапфами в крышке
и корпусе крана);
– цилиндрические (в системах газоснабжения не применяются);
2) по конструкции корпуса:
– проходные;
– угловые;
– трёхходовые;
– многоходовые;
– пробно-спускные, предназначенные для отбора проб, контроля
наличия среды в котлах, ёмкостях и имеющие специальное исполнение выходного патрубка (прямой или изогнутый спуск);
3) по способу присоединения:
– фланцевые;
81
– муфтовое;
– цапковое;
– под приварку.
Достоинства кранов:
– простота конструкции;
– малые габариты;
– достаточная герметичность;
– плавность хода;
– возможность подачи среды в любом направлении;
– возможность установки на трубопроводе в любом положении
(вертикальном и горизонтальном).
Недостатки:
– необходимость регулярного обслуживания во избежание «прилипания» затвора при долгом бездействии;
– значительный крутящий момент.
Рассмотрим несколько конструкций кранов.
Краны 11Б12бк (рис. 3.4) применяются на газопроводах низкого
давления в жилых, общественных зданиях и на бытовых объектах.
Выпускаются для DN 15 и DN 20.
Кран КШ-50/16 (рис. 3.5) устанавливается на газопроводах низкого, среднего и высокого давления, а также на регуляторных станциях при температуре от –40ºС до 65ºС. В наименовании крана 50 –
номинальный диаметр, а 16 – номинальное давление (бар).
а)
б)
Рис. 3.4. Внешний вид (а) и конструкция (б) крана 11Б12бк:
1 – корпус; 2 – ручка; 3 – пробка; 4 – крышка.
82
а)
б)
Рис. 3.5. Внешний вид (а) и конструкция (б) крана КШ-50/16:
1 – корпус; 2 – пробка шаровая; 3 – вкладыш; 4 – кольцо; 5 – шток;
6 – рукоятка; 7 – кольцо; 8 – гайка; 9 – втулка.
3.3.4. Дисковые затворы
Дисковый затвор – это тип арматуры, у которой запирающий
или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или расположенной под углом к направлению потока рабочей среды. Зачастую дисковые
затворы применяются на больших диаметрах при малых давлениях рабочей среды и пониженных требованиях к герметичности
рабочего органа.
Затворы делятся на два типа:
– без эксцентриситета, в которых ось вращения диска пересекает ось уплотнительного седла;
– с эксцентриситетом, в которых ось вращения диска не совпадает с осями уплотнительных сёдел и (или) с осью патрубков
и (или) расположена вне плоскости седла.
Присоединяться к газопроводу они могут с помощью сварки или
фланцев. Управление может осуществляться или вручную, или с
помощью редуктора.
Достоинства дисковых затворов:
– малые размеры и масса;
83
– большая скорость открытия и закрытия;
– малое газодинамическое сопротивление;
– возможность плавного регулирования расхода;
– простота конструкции;
– низкая стоимость.
Рис. 3.6. Внешний вид дискового затвора 32ч24р
(производитель – ЗАО «МЗТА»)
Недостатки:
– возможность возникновения газодинамического удара;
– необходимость в большом крутящем моменте для управления
затвором больших диаметров;
– затруднение в очистке трубопровода механическими устройствами из-за наличия диска в открытом состоянии.
3.4. Прочие устройства газопроводов
К прочим устройствам, которые устанавливаются на газопроводах,
относятся
коверы,
колодцы,
конденсатосборники,
компенсаторы, футляры, контрольные трубки и вытяжные свечи.
Кóвер – это стальной, полимерный или чугунный колпак с откидной крышкой, который служит для защиты от механических повреждений устройств газопроводов, выходящих на поверхность:
84
арматуры; пробок и трубок конденсатосборников; контрольных
трубок. Чугунные коверы бывают большие (диаметр основания
390 мм, диаметр проёма 250 мм) и малые (диаметр основания
235 мм, диаметр проёма 120 мм); оба выпускаются высотой 230 мм.
Рис. 3.7. Внешний вид большого и малого чугунного ковера
(производитель – ООО «Гермес», г. Казань, РФ)
Установка коверов производится на специальные железобетонные основания (подушки), что исключает их просадку. Крышка ковера, установленного на проезжей части, делается заподлицо с дорожным покрытием и открывается против направления движения
транспорта. При установке ковера в непроезжей части, крышку располагают выше земли на 0,3–0,5 м [88].
Колодцы сооружают из кирпича или железобетона. Они служат
для установки запорной арматуры и компенсаторов. Размеры колодцев определяются габаритными размерами размещаемого в них
оборудования. Для доступа в них устанавливают чугунные люки,
которые при прокладке под дорогами и тротуарами с покрытием
делают на уровне покрытия, на дорогах и тротуарах без покрытия и
вне населённых пунктов – выше уровня земли на 0,5 м с устройством вокруг люков отмостки шириной 1 м и уклоном более 5%. Для
защиты колодцев от проникновения грунтовых или поверхностных
вод необходимо предусматривать устройство гидроизоляции, например, оштукатуриванием стенок колодца раствором на высокомарочном цементе с покрытием битумными мастиками в два слоя.
85
Рис. 3.8. Установка крана (DN 25 – DN 100) в мелком железобетонном колодце:
1 – люк; 2 – заделка бетоном; 3 – железобетонный колодец; 4 – железобетонное
днище; 5 – песчаная подготовка; 6 – футляр; 7 – несгораемый эластичный
материал; 8 – кран.
Конденсатосборники устанавливают в низших точках газопровода, транспортирующего неосушенный газ, для сбора и удаления
конденсата. Помимо удаления сконденсировавшейся воды, в сборнике конденсата может скапливаться влага, попавшая при строительстве и промывке газопровода.
При прокладке газопроводов СУГ выше глубины промерзания
грунта предусматривают конденсатосборники, расположенные ниже глубины промерзания грунта. Уклон газопроводов принимается
не менее 0,5% в сторону конденсатосборников – для подземных газопроводов и в сторону газоснабжающей установки – для надземных газопроводов.
Конденсатосборники имеют различие в конструкции, обусловленное рабочим избыточным давлением газа в газопроводе, на который будет осуществляться установка.
86
а)
б)
Рис. 3.9. Установка конденсатосборника на газопроводе с рабочим давлением
до 0,005 МПа (а) и до 1,2 МПа (б) [32]:
1 – подушка под ковер; 2 – заделка бетоном; 3 – песчаная подготовка;
4 – ковер; 5 – электрод заземления; 6 – конденсатосборник; 7 – газопровод;
8 – водоотводящая трубка; 9 – муфта; 10 – пробка; 11 – кирпичный колодец;
12 – люк; 13 – футляр; 14 – кран.
Конденсатосборники, устанавливаемые на газопроводе с давлением до 0,005 МПа, представляют собой ёмкость, снабжённую водоотводящей трубкой, которая выведена под ковер и заканчивается
муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают
газопровод и измеряют давление газа.
Конденсатосборники, устанавливаемые на газопроводе с давлением до 1,2 МПа, по конструкции несколько отличаются от предыдущих. В них имеется дополнительная защитная трубка (футляр), а
также кран на водоотводящей трубке. Отверстие в верхней части
трубки служит для выравнивания давления газа в трубке и футляре,
в результате чего конденсат не заполняет постоянно трубку, что при
низких температурах могло бы вызвать разрыв трубки из-за замерзания воды. Опорожнение конденсатосборника происходит при открытии крана под действием давления газа в газопроводе.
Компенсаторы нужны для устранения или значительного
уменьшения усилий, которые возникают в трубопроводах при
87
тепловом удлинении. В итоге снижаются напряжения в стенках
труб, а также силы, действующие на оборудование и опоры.
В системах газоснабжения применяются сильфонные и линзовые
компенсаторы.
Сильфонные компенсаторы (рис. 3.10) выпускаются для газопроводов DN 150 – DN 1200 и делятся в зависимости от следующих
показателей:
а)
б)
Рис. 3.10. Внешний вид (а) и конструкция (б) сильфонного компенсатора:
1 – сильфон; 2 – патрубок; 3 – внутренняя обечайка; 4 – дренажная трубка.
1) по виду воспринимаемого и компенсируемого перемещения:
– осевые (осевые перемещения);
– сдвиговые (поперечные напряжения);
– угловые (поворотные), воспринимавшие и компенсирующие
угловые отклонения оси компенсатора;
– универсальные (способные воспринимать несколько видов перемещений);
2) по количеству секций:
– односекционные (менее 6 гофр);
– двухсекционные (более 6 гофр);
3) по способу присоединения:
– сварные;
– фланцевые;
– резьбовые.
Преимущества сильфонных компенсаторов:
– герметичность;
88
– температуростойкость;
– не требует обслуживания;
– долговечность;
– относительно малая стоимость;
– возможность выбора нужного компенсатора в зависимости от
условий последующей эксплуатации.
Линзовые компенсаторы (рис. 3.11) выпускают для трубопроводов DN 100 – DN 2200 и применяются на газопроводах и избыточным давлением до 0,6 МПа. Классифицируют их по следующим
показателям:
1) по количеству линз:
– однолинзовые;
– двухлинзовые;
– трёхлинзовые;
– четырёхлинзовые;
2) по виду воспринимаемого и компенсируемого перемещения
– осевые;
– угловые;
– угловые сдвоенные (воспринимают угловые и сдвиговые перемещения);
3) по способу присоединения:
– сварные;
– фланцевые.
а)
б)
Рис. 3.11. Внешний вид (а) и конструкция (б) линзового компенсатора:
1 – полулинза; 2 – кронштейн; 3, 6 – патрубки; 4 – направляющая втулка;
5 – фланец; 7 – гайка; 8 – стяжная шпилька.
89
Преимущества использования линзовых компенсаторов:
– малая стоимость;
– специфичность использования;
– бывают круглого и прямоугольного сечения;
– не требует обслуживания.
Футляры необходимы для защиты газопроводов от механических воздействий и предотвращения попадания газа при разрыве и
неплотности газопроводов в находящиеся над и под ними сооружения.
Одна из конструкций футляра приведена на рис. 3.12.
Рис. 3.12. Прокладка газопровода в футляре [32]:
1 – подушка под ковер; 2 – заделка бетоном; 3 – песчаная подготовка;
4 – ковер; 5 – контрольная трубка; 6 – опора; 7 – футляр; 8 – сальниковая набивка;
9 – битумная изоляция.
Футляры устанавливаются в следующих случаях:
– в местах пересечения подземными газопроводами каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов, каналов различного
назначения с проходом над или под пересекаемым сооружением;
футляр должен выходить не менее, чем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений (при пересечении стенок
90
газовых колодцев по нормам РФ – не менее 2 см), на конце его устанавливают контрольную трубку, выходящую под защитное устройство (например, ковер); также осуществляется проверка неразрушающими методами контроля всех сварных стыков в пределах
пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок пересекаемых
сооружений;
– при проходе газопроводов через наружные стены; пространство между стеной и футляром тщательно заделывают на всю толщину пересекаемой конструкции; концы футляра уплотняют эластичным негорючим материалом;
– в местах входа и выхода газопроводов из земли, когда возможны механические повреждения их транспортом, передвижением механизмов, грузов и т. д., высота футляра принимается из условия
обеспечения сохранности газопровода;
– в местах пересечения с железнодорожными и трамвайными
путями, автомобильными дорогами категорий I–IV, а также с магистральными улицами и дорогами газопровод следует прокладывать
в футлярах; в других случаях вопрос о необходимости устройства
футляров решается эксплуатирующей (в нормах РФ – проектной)
организацией (данный вопрос подробно будет рассмотрен далее).
Контрольные трубки служат для контроля и выявления утечки
газа в подземных газовых магистралях без вскрытия дорожного полотна; устанавливаются обычно над стыками. Они представляют
собой трубу диаметром не менее 32 мм (в основном изготавливаются 2-дюймовые). Нижний конец трубки приваривается к футляру,
пространство между футляром и газопроводом заполняется щебнем
или мелким гравием (высота слоя составляет 100 мм) и накрывается
стальным кожухом длиной около 350 мм, согнутым в виде полукруга. Сверху трубка имеет крышку на петле. При определении утечки
газа в трубку помещается газозаборная трубка газоиндикатора, при
его отсутствии утечка выявляется по запаху.
Вытяжные свечи (рис. 3.13) служат для отбора проб из футляров, а также для отвода газа при утечке его в случае разрыва газопровода или выпуска продувочного газа в атмосферу.
Изолирующие соединения (рис. 3.14) являются элементами электрохимической защиты трубопроводов от коррозии и служат для
предотвращения распространения электрического тока. Устанавливаются на газопроводах с рабочим давлением до 1,2 МПа. Бывают
91
трёх типов: под приварку (DN 20–50), муфтовое (DN 20–40) и фланцевое (DN 50–800).
Рис. 3.13. Конструкция вытяжной свечи:
1 – оголовок; 2 – вытяжная труба; 3 – отводная трубка; 4 – фундамент.
Рис. 3.14. Изолирующие соединения [37]:
а – под приварку; б – муфтовое; в – фланцевое.
92
3.5. Наружные газопроводы
Как отмечалось ранее, наружные газопроводы могут прокладываться под землёй (водой), по земле и над землёй (водой).
3.5.1. Подземная прокладка газопроводов
Подземная прокладка газопроводов устраивается на территории населённых пунктов. Расстояние от подземных, а также от проложенных в
насыпи надземных газопроводов по горизонтали до ограждений, зданий
и сооружений, прочих инженерных сетей нормируется [20, 87] и не
должно превышать значений, указанных в табл. 3.8. Допускается
уменьшение до 50% расстояний, указанных в таблице, для газопроводов
давлением до 0,6 МПа при прокладке их в стеснённых условиях на отдельных участках трассы, а также от газопроводов давлением свыше
0,6 МПа до отдельно стоящих нежилых и подсобных строений.
Таблица 3.8
Минимальные расстояния от подземных газопроводов
до ограждений, зданий и сооружений, инженерных сетей
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
Здания,
среднесооружения; инженерные
низкого
высокого
высокого
го
сети
давледавления
давления
давления
II категории I категории
ния
Согласно ТКП 45-3.03-227–2010
«Улицы населённых пунктов. Строительные нормы проектирования»
Фундамент зданий и соору2,0
4,0
7,0
10,0
жений
Фундаменты
ограждений
предприятий, эстакад, опор
1,0
1,0
1,0
1,0
контактной сети и связи железных дорог
Ось крайнего пути железных
дорог колеи 1520 мм, но не
менее глубины траншеи до
3,8
4,8
7,8
10,8
подошвы насыпи и бровки
выемки
Ось крайнего пути железных
2,8
2,8
3,8
3,8
дорог колеи 750 мм и трамвая
93
Продолжение табл. 3.8
Здания,
сооружения; инженерные сети
Бортовой камень улицы (кромки проезжей части, укреплённой полосы обочины)
Наружная бровка кювета или
подошвы насыпи
Фундаменты опор воздушных
линий электропередачи напряжением до 1 кВ включительно,
наружного освещения, контактной сети трамваев и троллейбусов
Фундаменты опор воздушных
линий электропередачи напряжением от 1 до 35 кВ включительно
Фундаменты опор воздушных
линий электропередачи напряжением свыше 35 кВ
Наружные стенки колодцев и
камер других инженерных
сетей
Водопровод, напорная канализация, тепловые сети бесканальной прокладки без продольного дренажа
Бытовая и дождевая канализация
Газопроводы низкого, среднего
и высокого (категории II и I)
давления, а также при параллельной прокладке двух и более газопроводов в одной
траншее при диаметре более
300 мм
Параллельная прокладка газопроводов при диаметре менее
300 мм
Силовые кабели всех напряжений
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
высокого
высокого
низкого
среднего
давления
давления
давления давления
II категории I категории
1,5
1,5
2,5
2,5
1,0
1,0
1,0
2,0
1,0
1,0
1,0
1,0
5,0
5,0
5,0
5,0
10,0
10,0
10,0
10,0
0,3
0,3
0,3
0,3
1,0
1,0
1,5
2,0
1,0
1,5
2,0
5,0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,4
0,4
0,4
0,4
1,0
1,0
1,0
2,0
94
Продолжение табл. 3.8
Здания,
сооружения; инженерные сети
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
среднего
высокого
высокого
низкого
давледавления
давления
давления
ния
II категории I категории
1,0
1,0
1,0
1,0
Кабели связи
Каналы, тоннели, тепловые
сети бесканальной прокладки с
2,0
2,0
2,0
4,0
продольным дренажом
Согласно СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы»
Водопровод, напорная канали1,0
1,0
1,5
2,0
зация
Самотечная бытовая канализация (водосток, дренаж, дожде1,0
1,5
2,0
5,0
вая)
Наружная стенка канала или
2,0
2,0
2,0
4,0
тоннеля тепловой сети
Оболочка бесканальной про1,0
1,0
1,5
2,0
кладки тепловой сети
Газопроводы природного газа с
избыточным давлением до
1,2 МПа включительно (СУГ –
0,4
0,4
0,4
0,4
до 1,6 МПа включительно) при
совместной прокладке в одной
траншее
Газопроводы природного газа с
избыточным давлением до
1,2 МПа включительно (СУГ –
1,0
1,0
1,0
1,0
до 1,6 МПа включительно) при
параллельной прокладке
Силовые кабели с напряженив соответствии с Правилами пользования
ем до 35 и 110–220 кВ
электроустановок (ПУЭ)
Кабели связи
1,0
1,0
1,0
1,0
Каналы, тоннели
2,0
2,0
2,0
4,0
Нефтепроводы на территории
поселений для стальных газо2,5
2,5
2,5
2,5
проводов
Нефтепроводы на территории
поселений для полиэтиленовых
20,0
20,0
20,0
20,0
газопроводов
СП 36.13330.2012
Магистральные трубопроводы
«Магистральные трубопроводы»
Фундаменты зданий и соору2,0
4,0
7,0
10,0/20,0*
жений
95
Продолжение табл. 3.8
Здания,
сооружения; инженерные сети
Здания и сооружения без фундамента
Фундаменты ограждений, эстакад, отдельно стоящих опор, в
том числе контактной сети и
связи железных дорог
Железные дороги общей сети и
внешних подъездных железнодорожных путей предприятий
от откоса подошвы насыпи или
верха выемки (крайний рельс
на нулевых отметках) до межпоселковых газопроводов
Железные дороги общей сети и
внешних подъездных железнодорожных путей предприятий
от откоса подошвы насыпи или
верха выемки (крайний рельс
на нулевых отметках) до сетей
газораспределения и в стеснённых условиях межпоселковых газопроводов
Внутренние подъездные железнодорожные пути предприятий
Бордюрный камень автомобильных дорог, магистральных
улиц и дорог
Обочина или откос насыпи и
кювета автомобильных дорог,
магистральных улиц и дорог
Фундаменты опор воздушных
линий электропередачи
Ось ствола дерева
Автозаправочные станции, в
том числе АГЗС
Кладбища
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
среднего
высокого
высокого
низкого
давледавления
давления
давления
ния
II категории I категории
Из условий возможности и безопасности производства работ при строительстве и эксплуатации
газопровода
1,0
1,0
1,0
1,0
50,0
50,0
50,0
50,0
3,8
4,8
7,8
10,8
2,5
2,8
3,8
3,8
1,5
1,5
2,5
2,5
1,0
1,0
1,0
1,0
в соответствии с ПУЭ
1,5
1,5
1,5
1,5
20
20
20
20
15
15
15
15
96
Продолжение табл. 3.8
Здания,
сооружения; инженерные
сети
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
низкого среднего
высокого
высокого
давледавледавления
давления I
ния
ния
II категории категории
Здания закрытых складов
категорий А, Б (вне террито9,0
9,0
9,0
10,0/20,0*
рии промышленных предприятий)
Здания закрытых складов
категорий В, Д (вне террито2,0
4,0
7,0
10,0/20,0*
рии промышленных предприятий)
Бровка оросительного канала
1,0
1,0
2,0
2,0
(при непросадочных грунтах)
Примечание. В значениях, отмеченных знаком «*», первая цифра дана для газопроводов до DN 300, вторая – свыше DN 300.
Расстояние по вертикали в свету при пересечении газопроводами
принимают:
– подземных инженерных сетей – не менее 0,2 м (при давлении
0,6–1,2 МПа для полиэтиленовых газопроводов расстояние в ТКП
принимается 0,4 м);
– электрических сетей – в соответствии с ПУЭ.
Газопроводы прокладываются под землёй двумя способами:
траншейным (открытым) и бестраншейным (закрытым).
Траншейный способ заключается в нарушении поверхности
грунта, в котором выкапывается траншея нужной глубины, в которую укладывают трубную плеть, после чего траншею закапывают.
Для данного способа необходимо знание местоположения существующих коммуникаций и наличие свободных площадей для отвала
вынимаемого грунта.
Бестраншейная прокладка заключается в отсутствии вскрытия
грунта и может осуществляться несколькими способами:
1) прокалывание – осуществляется, в основном, за счёт статического силового воздействия на трубу с коническим наконечником
гидродомкратами; применяется в дисперсных грунтах для футляров
малых диаметров (до 300 мм); не рекомендуется применять при не-
97
глубоком (менее 2 м) заложении футляра во избежание образования
вертикального выпора грунта и нарушения полотна дороги;
2) продавливание – заключается во вдавливании гидродомкратами трубы с открытым концом в грунт; попавший в трубу грунт удаляется; данный способ является наиболее универсальным способом
прокладки футляров и наилучшим образом обеспечивает сохранность дорожных насыпи и полотна;
3) щитовая проходка – выполняется с помощью проходческого
щита; применяется в полускальных и скальных грунтах, где невозможно применить другие способы, при этом используются бетонные
(железобетонные) трубы; щитовая проходка применяется также для
прокладки футляров больших диаметров под пучок газопроводов;
4) наклонно-направленное бурение – осуществляется с помощью
специальных буровых установок в несколько этапов:
– бурения пилотной скважины специальной буровой головкой со
скосом (рис. 3.15, а);
– расширения скважины с помощью вращающихся расширителей для свободного прохождения трубы (рис. 3.15, б);
– протяжки плети трубопроводов по образованному буровому
каналу (рис. 3.15, б).
Рис. 3.15. Технология прокладки газопровода методом
наклонно-направленного бурения
98
Диаметр бурового канала при использовании полиэтиленовых труб
зависит от длины и диаметра газопровода и составляет не менее 1,2–
1,5 диаметров трубы, а для стальных определяется проектом и зависит
от возможностей бурильной установки, применяемого оборудования,
длины и диаметра прокладываемого газопровода.
Данный способ рекомендуется к применению при:
– прокладке газопроводов через препятствия (реки, водоёмы, овраги, автомобильные или железные дороги, улицы, парки, леса
и пр.);
– прокладке газопроводов внутри жилых кварталов;
– пересечении подземных коммуникаций;
– необходимости прокладывать заглублённые газопроводы.
3.5.2. Надземная прокладка газопроводов
К надземным газопроводам относятся наружные газопроводы,
проложенные над поверхностью земли и на поверхности земли без
обваловывания. Размещение газопроводов зависит от давления газа
в нём (табл. 3.9).
Таблица 3.9
Минимальные расстояния от надземных газопроводов
до ограждений, зданий и сооружений, инженерных сетей
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
среднего
высокого
высокого
низкого
давледавления
давления
давления
ния
II категории I категории
Согласно ТКП 45-4.03-267–2012*
«Газораспределение и газопотребление. Строительные нормы проектирования»
5
5
5
10
Производственные и складдля газопроводов, входящих и выходящих из
ские здания категорий А и Б
ГРП, расстояние не нормируется
Производственные и складские здания категорий В, Г и
не нормируется
5
Д
Жилые и общественные здания I–VI степеней огнестойне нормируется
5
10
кости
Здания,
сооружения; инженерные
сети
99
Продолжение табл. 3.9
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
Здания,
высокого
высокого
сооружения; инженерные сети низкого среднего
давления
давления
давления давления
II категории I категории
Жилые и общественные здания не нор5
5
10
VII и VIII степеней огнестойкости мируется
Открытые склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и
склады горючих материалов, рас20
20
40
40
положенные вне территории промышленных предприятий
Железнодорожные и трамвайные
3
3
3
3
пути (до ближайшего рельса)
Подземные инженерные сети:
водопровод, канализация, тепловые сети, телефонные и электри1
1
1
1
ческие кабельные блоки (от края
фундамента опоры газопровода)
Дороги (от бордюрного камня,
внешней бровки кювета или по1,5
1,5
1,5
1,5
дошвы насыпи дороги)
Ограда открытого распределительного устройства и открытой
10
10
10
10
подстанции
Согласно СП 62.13330.2011* «Газораспределительные системы»
Здания котельных, производст5,0
5,0
5,0
10,0
венных предприятий категорий А
иБ
Здания котельных, производстне нормируется
5
венных предприятий категорий
В1–В4, Г, Д
Жилые, общественные, административные, бытовые здания I–
III степеней огнестойкости и кон- не нормируется
5
10
структивной пожарной опасности
классов С0, С1
Жилые, общественные, административные, бытовые здания
не норIV степени огнестойкости и кон5
5
10
мируется
структивной пожарной опасности
классов С2, С3
100
Продолжение табл. 3.9
Здания,
сооружения; инженерные сети
Открытые наземные или надземные склады легковоспламеняющихся жидкостей вместимостью свыше 1000 до 2000 м³ и
горючих жидкостей вместимостью свыше 5000 до 10000 м³
То же вместимостью 600–
1000 и 3000–5000 м³ соответственно
То же вместимостью 300–
600 и 1500–3000 м³ соответственно
То же вместимостью менее
300 и 1500 м³ соответственно
Закрытые наземные и надземные склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей
Железнодорожные и трамвайные пути (до ближайшего рельса) от подошвы откоса насыпи
или верха выемки
Подземные инженерные сети:
водопровод, канализация, тепловые
сети,
телефонные,
электрические кабельные блоки
(от края фундамента опоры)
Автодороги (от бордюрного
камня, внешней бровки кювета
или подошвы насыпи дороги)
Ограда открытого распределительного устройства и открытой
подстанции
Воздушные линии электропередачи
Места с массовым пребыванием
людей (стадионы, торговые центры, театры, школы, детские
сады и ясли, больницы, санатории, дома отдыха и т. п.)
Минимальное расстояние (в свету), м,
от газопроводов
высокого
высокого
низкого среднего
давления
давления
давления давления
II категории I категории
30
30
30
30
24
24
24
24
18
18
18
18
12
12
12
12
10
10
10
10
3
3
3
3
1
1
1
1
1,5
1,5
1,5
1,5
10
10
10
10
в соответствии с ПУЭ
5
10
101
15
20
Запрещена прокладка газопроводов всех давлений:
– по стенам, над и под помещениями категорий А и Б, кроме
зданий газонаполнительных станций и пунктов (ГНС и ГНП);
– по стенам и покрытиям зданий детских учреждений, больниц,
школ и зрелищных предприятий;
– по стенам и покрытиям из панелей с металлической или пластиковой обшивкой и горючим утеплителем, за исключением административных и бытовых зданий объёмом не более 1200 м³, одноквартирных и блокированных жилых домов, зданий ГРП.
По стенам и покрытиям жилых домов запрещена транзитная
прокладка газопроводов среднего и высокого давления.
Газопроводы природного газа высокого давления необходимо
прокладывать по глухим стенам и участкам стен или на высоте не
менее чем 0,5 м над оконными и дверными, а также другими открытыми проёмами верхних этажей производственных зданий и сблокированных с ними административных и бытовых зданий. Газопровод должен быть проложен ниже кровли здания на расстоянии не
менее 0,2 м. Газопроводы природного газа низкого и среднего давления можно прокладывать также вдоль переплётов или импостов
неоткрывающихся окон и оконных проёмов производственных зданий и котельных, заполненных стеклоблоками.
3.5.3. Пересечение газопроводами естественных
и искусственных преград
Переходы газопроводов через водные преграды предусматривают
на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и
топографических изысканий с учётом условий эксплуатации существующих и строительства проектируемых мостов, гидротехнических сооружений, перспективных работ в заданном районе и экологии водоёма.
Подводные переходы газопроводов при ширине водных преград
при меженном горизонте 75 м и более предусматриваются в две
нитки с пропускной способностью каждой по 0,75 расчётного расхода газа. Допускается не предусматривать вторую (резервную)
нитку газопровода при прокладке:
102
– закольцованных газопроводов, если при отключении подводного перехода обеспечивается бесперебойное снабжение газом потребителей;
– тупиковых газопроводов к промышленным потребителям, если
данные потребители могут перейти на другой вид топлива на период ремонта подводного перехода.
Вторая (резервная) нитка при пересечении водных преград шириной менее 75 м может предусматриваться:
– для газоснабжения потребителей, не допускающих перерывов
в подаче газа;
– при ширине заливаемой поймы более 500 м по уровню горизонта высоких вод при обеспеченности 10% и продолжительности
подтопления паводковыми водами более 20 дней;
– на водных преградах с неустойчивым дном и берегами.
Толщину стенок труб для подводных переходов принимают на
2 мм больше расчётной, но не менее 5 мм. Для полиэтиленовых
труб требования в ТНПА РБ отсутствуют, но в СП 62.13330.2011*
указаны следующие требования к ним:
– полиэтиленовые трубы и соединительные детали выполняются
из ПЭ 100, имеющие SDR не более SDR 11 и коэффициент запаса
прочности С ≥ 2,0;
– при прокладке газопроводов давлением до 1,2 МПа методом
наклонно-направленного бурения применяются полиэтиленовые
трубы из ПЭ 100 с С ≥ 2,0;
– на подводных переходах шириной до 25 м, находящихся вне
поселений, допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11
в газопроводах давлением до 0,6 МПа;
– при прокладке газопроводов давлением до 0,6 МПа методом
наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы, изготовленные из ПЭ 80 с SDR не
более SDR 11.
Минимальные расстояния по горизонтали от мостов до подводных и надводных газопроводов в местах перехода их через водные
преграды указаны в табл. 3.10.
103
Таблица 3.10
Минимальные расстояния от подводных газопроводов
до мостов [19, 20, 48]
Водная
преграда
Судоходные
замерзающие
Судоходные
незамерзающие
Несудоходные
замерзающие
Несудоходные
незамерзающие
Несудоходные
для газопроводов низкого
давления
Несудоходные
для газопроводов среднего и
высокого давления
Тип
моста
всех типов
Расстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, м,
при прокладке газопровода
ниже моста по течению
выше моста по течению реки
реки
от надводного от подводного от надводно- от подводногазопровода
газопровода
го газопро- го газопродиаметром
диаметром
вода
вода
300 мм свыше 300 мм свыше
всех диаметров
и менее 300 мм и менее 300 мм
75
всех типов
многопролётный
многопролётный
125
75
50
75
125
50
125
75
125
50
50
50
50
50
50
20
20
20
20
одно- и
двухпролётный
2
20
2
10
одно- и
двухпролётный
5
20
5
20
Газопроводы на подводных переходах прокладываются с заглублением в дно пересекаемых водных преград. При необходимости по
результатам расчётов на всплытие производят балластировку трубопровода. Отметка верха газопровода (балласта, футеровки) должна быть не менее чем на 0,5 м, а на переходах через судоходные и
сплавные водные преграды на 1,0 м ниже прогнозируемого на срок
25 лет профиля дна. При прокладке газопровода методом наклоннонаправленного бурения отметка должна находиться не менее чем на
2,0 м ниже прогнозируемого профиля дна. При пересечении несудоходных водных преград допускается прокладывать подводные
газопроводы, изготовленные из труб с балластным покрытием в защитной оболочке заводского изготовления, без заглубления в дно,
при условии подтверждения их пригодности для указанных целей в
установленном порядке.
104
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
В городах применяется прокладка газопроводов под водой в
специальных переходах – дюкерах (рис. 3.16). Они располагаются
на прямолинейных участках рек с устойчивым руслом и берегами,
желательно с мягкими грунтами. Трасса дюкера должна быть перпендикулярна к прямолинейному участку. При встрече со скальными грунтами переход располагают на расстоянии 150–200 м от сооружений на реке и берегах.
Рис. 3.16. Схема дюкера:
1 – основной газопровод; 2 – дюкер; 3 – балластированные грузы;
4 – колодцы с отключающими устройствами.
Высота прокладки надводного перехода газопровода от низа
трубы или пролётного строения принимается равной:
– при пересечении несудоходных, несплавных рек, мелиоративных каналов, оврагов и балок, где возможен ледоход, – не менее
0,2 м над уровнем горизонта высоких вод при обеспеченности 2% и
от наивысшего горизонта ледохода, а при наличии на этих реках
корчехода – не менее 1 м над уровнем горизонта высоких вод при
обеспеченности 1%;
– при пересечении судоходных и сплавных рек – не менее значений, устанавливаемых нормами проектирования подмостовых габаритов на судоходных реках и основными требованиями к расположению мостов;
105
– при пересечении оврагов и балок – не ниже 0,5 м над горизонтом высоких вод обеспеченностью 5%.
Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее
10 м от границ перехода или участков, подверженных эрозии или
оползням. За границу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких вод с обеспеченностью 10%.
Переходы газопроводов через железные и автомобильные дороги предусматриваются в местах прохождения дорог по насыпям либо в местах с нулевыми отметками и в исключительных случаях,
при соответствующем обосновании, – в выемках дорог. Прокладка
газопроводов через тело насыпи не допускается. Пересечение лучше предусматривать под прямым углом.
Минимальные расстояния по горизонтали от мест пересечения
подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей,
автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог должны быть:
30 м – до мостов и тоннелей на железных дорогах общих сетей и
внешних железнодорожных подъездных путях предприятий, трамвайных путях, автомобильных дорогах категорий I–III, магистральных
улиц и дорог, а также до пешеходных мостов и тоннелей через них;
15 м – для внутренних подъездных железнодорожных путей
предприятий, автомобильных дорог категорий IV–V и труб;
4 м (для трамвайных путей) и 20 м (для железных дорог) – до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест
присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути);
3 м – до опор контактной сети.
Уменьшение их возможно только по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения.
Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами
категорий I–IV, а также с магистральными улицами и дорогами следует прокладывать в футлярах (в прочих случаях это решается проектной
или эксплуатирующей организацией), изготовленных из неметаллических или стальных труб, которые должны соответствовать требованиям по прочности и долговечности. На одном конце футляра устаивается контрольная трубка, выходящая под защитное устройство.
При пересечении газопроводами железных дорог общей сети и
внешних подъездных железнодорожных путей предприятий глубина
106
укладки газопровода должна соответствовать требованиям ТНПА
(в Российской Федерации – СП 119.13330.2012 «Железные дороги колеи 1520 мм», в Республике Беларусь – СНБ 3.03.01-98 «Железные
дороги колеи 1520 мм»). В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги и магистральных улиц и дорог от подошвы насыпи до верха футляра должна соответствовать требованиям безопасности, но быть не менее:
1,0 м – при проектировании прокладки открытым способом;
1,5 м – при проектировании прокладки методом продавливания,
наклонно-направленного бурения и щитовой проходки;
2,5 м – при проектировании прокладки методом прокола.
3.6. Расположение отключающих устройств
Отключающие устройства на наружных газопроводах размещаются подземно (в грунте или колодцах) и надземно – на специально
обустроенных площадках (для подземных газопроводов), стенах
зданий, а также на надземных газопроводах, прокладываемых на
опорах. Полиэтиленовые краны устанавливаются подземно, с выводом узла управления под ковер или в колодцах.
Отключающие устройства должны устанавливаться в удобных
для обслуживания местах и должны быть защищены от несанкционированного доступа. При установке на параллельных газопроводах
отключающие устройства должны быть смещены относительно
друг друга для удобства монтажа.
Отключающие устройства на газопроводах обязательно устанавливаются в следующих местах [19, 20]:
– на вводах в жилые, общественные, производственные здания
или в группу смежных зданий, перед наружными газоиспользующими установками;
– на отдельных вводах и ответвлениях от вводов в жилые, общественные и производственные здания к газоиспользующим установкам, размещаемым на покрытиях этих зданий;
– для отключения каждого стояка жилых зданий независимо от
этажности;
– перед пунктами редуцирования газа (ПРГ), за исключением
ПРГ предприятий, на ответвлении газопровода к которым имеется
запорное устройство на расстоянии менее 100 м от ПРГ;
107
– на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам
при числе квартир более 400;
– для отключения отдельных участков газопроводов с целью
обеспечения безопасности и надёжности газоснабжения;
– при пересечении водных преград двумя и более нитками, а
также одной ниткой при ширине водной преграды 75 м и более при
меженном горизонте;
– при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных
дорог категорий I–II, если отключающее устройство, обеспечивающее прекращение подачи газа на участке перехода, расположено на
расстоянии более 1000 м от дорог.
Отключающие устройства, предусмотренные к установке на переходах через железные дороги, размещают на тупиковых газопроводах – не более 1000 м до перехода (по ходу газа); на кольцевых
газопроводах – по обе стороны перехода на расстоянии не более
1000 м от перехода.
Расстояния от дверных и открывающихся оконных проёмов до
запорных устройств на надземных газопроводах, проложенных по
стенам зданий и на опорах, должно быть не менее приведённого в
табл. 3.11.
Таблица 3.11
Нормирование расстояния от запорных устройств
до дверных проёмов и открывающихся окон
Класс газопровода по
рабочему давлению
Низкое
Среднее
Минимальное расстояние от запорного устройства до дверного проёма и открывающегося окна, м,
в соответствии с
ТКП 45-4.03-267–2012*1
СП 62.13330.2011*
0,5
0,5
3,0
1,0
(1,0)2
5,0
3,0
–
5,0
Высокое категории II
Высокое категории I
Примечания.
1. В техническом кодексе по установившейся практике нормируется расстояние
по горизонтали.
2. Для газопроводов-вводов среднего давления в жилые дома с применением
комбинированных (домовых) регуляторов, устанавливаемых на стене в защитном
кожухе, ящике, шкафу.
108
4. Защита газопроводов от коррозии
4.1. Причины возникновения и виды коррозии
Коррозия металлов – это их разрушение вследствие химического
(без возникновения электрохимических процессов на границе фаз)
или электрохимического (связанного с возникновением электрического тока) взаимодействия с коррозионной средой [42]. У стальных
газопроводов коррозии подвержены как внутренние, так и наружные поверхности. Внутренние поверхности подвергаются химической коррозии при содержании в газе кислорода, влаги, сероводорода и прочих агрессивных компонентов. Избежать коррозии внутренних поверхностей можно очисткой газа от агрессивных
соединений и в данном разделе рассматривать её не имеет смысла.
Наибольшей опасности подвержены наружные поверхности, на которых протекает электрохимическая коррозия. Применительно к
газопроводам (а также к прочим инженерным коммуникациям, выполненным из стальных труб) её можно разделить на две группы.
Для первой характерно то, что электрический ток образуется в ходе
разрушения металла, а для второй то, что коррозия происходит изза внешнего источника тока.
К первой группе относятся атмосферная (во влажном воздухе) и
подземная (в почвах и грунтах) коррозии. Они связаны с образованием микро- и макрогальванопар на поверхности корродирующего
металла из-за наличия электролита, которым может быть дождевая
вода с растворённым углекислым газом или грунтовая влага с растворёнными солями. Подземная и атмосферная коррозия различаются по месту протекания реакций, хотя атмосферная может протекать и в подземных газопроводах при прокладке их в футляре. Однако механизм протекания их одинаков и включает в себя
следующие процессы:
1) на поверхности металла (анодная зона) происходит потеря
свободных электронов, т. е. реакция окисления:
Fe → Fe 2 + + 2e − ;
109
2) катионы металла переходят в раствор электролита, что вызывает разрушение металла;
3) в катодной зоне происходит реакция восстановления:
– в кислой среде происходит водородная деполяризация
2H + + 2e − → H 2 ↑;
– в нейтральной и щелочной среде происходит кислородная деполяризация
2H 2 O + O 2 + 4e − → 4OH − ,
в результате чего получается нерастворимый гидроксид железа (II)
Fe 2 + + 2OH − → Fe ( OH )2 ↓ .
Так как воздух, большинство почв и грунтов (за исключением,
например, торфяно-болотных) – нейтральные среды, то процесс
коррозии протекает с кислородной деполяризацией. Гидроксид железа (II) при этом окисляется до гидроксида железа (III), являющегося основным компонентом ржавчины
Fe ( OH )2 + O 2 + H 2 O → Fe 2 O3 ⋅ xH 2 O.
Для защиты от коррозии в данном случае можно воздействовать
на три стадии процесса следующими способами:
– выравниванием электрохимического потенциала на поверхности трубопровода;
– изоляцией поверхности от контакта с агрессивной средой (влагой, ионами водорода, кислородом).
Первый способ реализуется методами активной защиты, второй – методом пассивной защиты.
Коррозия из-за внешнего источника представлена воздействием
блуждающих токов (рис. 4.1), возникающих при работе электрифицированного транспорта и электрических устройств, которые используют землю в качестве токопроводящей среды: трамваи, элек110
трифицированный железнодорожный транспорт, линии электропередачи и пр. Опасность блуждающих токов состоит в том, что они
приводят к образованию глубоких коррозионных язв и даже отверстий в металле трубопровода.
Рис. 4.1. Механизм возникновения блуждающих токов:
1 – тяговая подстанция; 2 – питающая линия; 3 – фидер (дренажная линия);
4 – рельс; 5 – электровоз; 6 – трубопровод; 7 – блуждающие токи;
8 – анодные зоны; 9 – катодные зоны.
При работе электротранспорта ток движется от тяговой подстанции по контактному проводу питающей лини и через токоприёмник
поступает к электродвигателю электроподвижного состава (электровоза, трамвая и пр.), после чего, пройдя через колёса, ток по
рельсам возвращается на тяговую подстанцию. Так как рельсы не
изолированы от земли, то часть тока «стекает» в землю, где находятся металлические трубопроводы, удельное сопротивление которых много меньше удельного сопротивления земли. Пройдя определённое расстояние, блуждающие токи выходят из трубопровода и
через фидер поступают на тяговую подстанцию. Рельсы и газопровод при воздействии блуждающих токов будут разрушаться в анодных зонах.
При борьбе с коррозией блуждающих токов также выделяют активные (электродренаж) и пассивные (устройство изоляционных
покрытий) методы защиты.
111
4.2. Пассивная защита от коррозии
Основным методом пассивной защиты газопроводов является
использование изоляционных покрытий, которые должны соответствовать следующим требованиям:
– иметь высокие диэлектрические свойства;
– быть сплошными;
– иметь высокую адгезионную способность (прилипаемость) к
металлу трубопровода;
– быть водонепроницаемыми с достаточной механической прочностью, эластичностью и термостойкостью;
– конструкция покрытия должна допускать возможность механизации его нанесения на поверхность.
Согласно ГОСТ 9.602-2016 [33], выделяются два типа покрытия:
1) нормальный, применяющийся для стальных трубопроводов
оросительных систем, систем сельскохозяйственного водоснабжения (групповых и межхозяйственных водопроводов и отводов от
них) и обводнения;
2) усиленный, который используется для:
– стальных трубопроводов, прокладываемых непосредственно в
земле в пределах территорий городов, населённых пунктов и промышленных предприятий;
– газопроводов с давлением газа до 1,2 МПа, предназначенных
для газоснабжения городов, населённых пунктов и промышленных
предприятий, но прокладываемых вне их территорий;
– стальных резервуаров, установленных в грунт или обвалованных грунтом.
Для оценки коррозионной агрессивности грунта по отношению к
углеродистой и низколегированной стали определяют удельное
электрическое сопротивление грунта (табл. 4.1), измеренное в полевых или лабораторных условиях, и среднюю плотность катодного
тока при смещении потенциала на 100 мВ отрицательней стационарного потенциала стали в грунте. Степень агрессивности устанавливают по наихудшему показателю (удельному сопротивлению
или средней плотности катодного тока).
В настоящее время применяются покрытия из полиэтилена, полипропилена, битумные и битумно-полимерные мастики и др. Основные виды защитных покрытий, применяемые при строительстве
112
подземных стальных трубопроводов (кроме магистральных), приведены в табл. 4.2. Для магистральных трубопроводов применяются
конструкции защитных покрытий, приведённые в ГОСТ Р 51164-98
[82] (в Республике Беларусь действует СТБ ГОСТ Р 51164-2001
[83]).
В соответствии с требованиями [19], наружные газопроводы необходимо защищать от атмосферной коррозии покрытием, состоящим из двух слоёв краски, лака или эмали, предназначенных для
наружных работ при расчётной температуре наружного воздуха в
районе строительства.
Таблица 4.1
Коррозионная агрессивность грунта (почвенно-грунтовых вод)
по отношению к углеродистой и низколегированной стали [33]
Коррозионная
агрессивность
грунта
Высокая
Средняя
Низкая
Удельное электрическое
сопротивление грунта (грунтово-почвенных вод), Ом·м
до 20 включительно
свыше 20 до 50 включительно
свыше 50
Средняя плотность катодного
тока, А/м²
свыше 0,20
свыше 0,05 до 0,20 включительно
до 0,05 включительно
Таблица 4.2
Конструкции защитных покрытий усиленного типа [33]
Условия
нанесения
покрытия
Конструкция (структура)
защитного покрытия
Заводские
Трёхслойное полимерное:
– грунтовка на основе термореактивных смол;
– термоплавкий полимерный
подслой;
– защитный слой на основе экструдированного полиолефина
Заводские
Толщина
защитного
покрытия,
мм
Двухслойное полимерное:
– термоплавкий полимерный
подслой;
– защитный слой на основе экструдированного полиэтилена
2,0
2,2
2,5
3,0
2,0
2,2
2,5
3,0
113
Наружный
диаметр
трубы, мм
до 273
включительно
от 273 до
530
от 530 до
820
свыше 820
до 273
включительно
от 273 до
530
от 530 до
820
свыше 820
Максимальная
температура эксплуатации, ºС
60
60
Продолжение табл. 4.2
Условия
нанесения
покрытия
Заводские
Заводские
Трассовые
Заводские
и трассовые
Заводские
Конструкция (структура)
защитного покрытия
Комбинированное на основе полиэтиленовой ленты и экструдированного полиэтилена:
– грунтовка полимерная;
– лента полиэтиленовая с липким
слоем толщиной не менее 0,45 мм
(в один слой);
– защитный слой на основе экструдированного полиэтилена
Ленточное полимерное1:
– грунтовка полимерная;
– лента изоляционная с липким
слоем толщиной не менее 0,45 мм;
– обёртка защитная с липким слоем, толщиной не менее 0,6 мм
(в один слой)
Ленточное полимерно-битумное2:
– грунтовка битумная или битумно-полимерная;
–
лента
полимерно-битумная
толщиной не менее 2,0 мм (в один
слой);
– обёртка защитная полимерная с
липким слоем, толщиной не менее
0,6 мм (в один слой)
Ленточное полимерно-битумное
или полимерно-асмольное3:
– грунтовка битумная или асмольная;
– лента полимерно-битумная или
полимерно-асмольная толщиной
не менее 2,0 мм (в один слой);
– обёртка полимерная с липким
слоем, толщиной не менее 0,6 мм
Мастичное4:
– грунтовка битумная или битумно-полимерная;
– мастика изоляционная битумная,
битумно-полимерная или на основе асфальтосмолистых олигомеров, армированная двумя слоями
стеклохолста (стеклоткани);
– слой наружной обёртки
114
Толщина
защитного
покрытия,
мм
Наружный
диаметр
трубы, мм
2,2
от 57 до
114
включительно
2,5
от 133 до
259
3,0
от 273 до
530
1,8
от 57 до
530
включительно
4,0
от 57 до
159
включительно
Максимальная
температура
эксплуатации, ºС
40
40
40
4,6
от 168
до 1020
2,6
от 57 до
114
включительно
3,2
от 133 до
426
7,5
от 57 до
159
включительно
9,0
от 168
до 1020
40
40
Продолжение табл. 4.2
Условия
нанесения
покрытия
Конструкция (структура)
защитного покрытия
Заводские
Комбинированная на основе мастики
и экструдированного полиэтилена:
– грунтовка битумная или битумнополимерная;
–
мастика
битумно-полимерная
модифицированная толщиной 1,5–
–2,0защитный
мм;
слой на основе экструдированного полиэтилена
Заводские
и трассовые
На основе термоусаживающихся
лент с термоплавким клеем (в один
слой)
Трассовые
На основе термоусаживающихся
материалов с мастично-полимерным
клеевым слоем
Трассовые
Трассовые
Заводские
Заводские
Заводские
Двухслойное полиуретановое:
– грунтовка на основе эпоксидных
смол;
– защитный слой на основе полиуретана
Однослойное полиуретановое:
– защитный слой на основе полиуретана
Двухслойное полиуретановое:
– грунтовка на основе эпоксидных
смол;
– защитный слой на основе полиуретана
Однослойное полиуретановое:
– защитный слой на основе полиуретана
Двухслойное эпоксидное:
– грунтовочный слой на основе
эпоксидных смол;
– защитный слой на основе эпоксидных смол
Толщина
защитного
покрытия,
мм
Наружный
диаметр
трубы, мм
3,3
от 57 до 159
включительно
4,0
от 168
до 1020
Максимальная
температура
эксплуатации, ºС
40
1,55
2,0
1,5
2,0
до 530
включительно
свыше 530
до 530
включительно
свыше 530
60
40
1,5
до 1420
включительно
60
1,5
до 1420
включительно
60
2,0
до 1420
включительно
80
2,0
до 1420
включительно
80
0,75
до 1420
включительно
80
Примечания.
1. Применяется для труб при бестраншейной прокладке.
2. Применяется для изоляции стыков, мест присоединения углов поворотов и ремонта защитных покрытий подземных трубопроводов в трассовых условиях, а также изоляции стальных резервуаров.
3. Для труб наружным диаметром более 114 мм применяются два слоя полимерной обёртки.
115
4. Толщина мастичного битумного покрытия сварного стыка или отремонтированного в трассовых условиях участка покрытия должна быть не менее 7,5 мм для труб наружным диаметром до 159 мм включительно и не менее 9,0 мм – для трубопроводов наружным диаметром 168 мм и более.
5. Толщину 1,5 мм применяют при нанесении защитных покрытий в трассовых условиях на стыки
трубопровода наружным диаметром от 57 до 530 мм включительно.
6. Применяется для защиты подземных несущих конструкций (опор, свай, шпунтов).
4.3. Активная защита от коррозии
Активная защита обязательно применяется при прокладке газопроводов в грунтах с высокой коррозионной активностью и при наличии вредного влияния постоянных блуждающих токов. Выделяют
три метода активной защиты: катодный, протекторный и электрический дренаж.
Катодная защита (рис. 4.2) состоит в катодной поляризации от
внешнего источника тока. Защищаемый газопровод играет роль катода, а роль анода выполняют малорастворимые материалы (чугунные, железокремниевые, графитовые) или лом чёрного металла.
Анодное заземление постепенно разрушается, защищая при этом
газопровод. Применяется для защиты от подземной коррозии, при
определённых условиях (из-за большой длины и сечения дренажного кабеля для электродренажа) может применяться для защиты от
блуждающих токов.
При действии катодной защиты рекомендуются следующие потенциалы системы «газопровод – земля»:
1,2–1,5 В – максимально допустимые от подземной коррозии;
2,5–9,0 В – от коррозии блуждающими токами.
Для защиты газопроводов применяются катодные станции:
– ПСК-М (преобразователь сетевой катодный модернизированный) и ПАСК-М (преобразователь автоматический сетевой
катодный модернизированный) мощностью 0,3; 0,6; 2,0; 3,0 и
5,0 кВт;
– ОПС (однофазного переменного тока статический) мощностью
0,6; 1,2; 3,0 и 4,8 кВт;
– КЗУ-А (автоматическое катодное защитное устройство) и КЗУАМ GSM/GPRS (автоматическое катодное защитное устройство с
дистанционным управлением и контролем по каналам GSM/GPRS)
мощностью 0,12; 0,2; 0,3; 0,6; 1,2; 2,0; 3,0; 5,0 кВт и пр.
116
Рис. 4.2. Схема катодной защиты:
1 – дренажный кабель; 2 – источник постоянного тока; 3 – соединительный кабель;
4 – анод (заземлитель); 5 – путь движения блуждающих токов; 6 – путь движения
защитного тока; 7 – газопровод; 8 – точка дренирования.
Протекторная защита (рис. 4.3) является катодной модификацией, где необходимый для работы электрический ток получается за
счёт работы гальванического элемента, роль катода в котором выполняет защищаемое сооружение, а анода – протектор из металла,
который стоит левее железа в электрохимическом ряду напряжения
металлов.
117
Рис. 4.3. Схема протекторной защиты:
1 – протектор (гальванический анод); 2 – заполнитель (соли + глина + вода);
3 – путь движения защитного тока в грунте; 4 – газопровод;
5 – соединительные кабели; 6 – контрольный пункт.
Теоретически можно использовать все подобные металлы, однако протекторы изготавливают из материалов, соответствующих
следующим требованиям:
– разность потенциалов материала и стали должна быть как
можно больше;
– токоотдача (ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора) должна быть максимальна;
– коэффициент использования (отношение израсходованной на
создание защитного тока массы протектора к его общей массе)
должен быть как можно больше.
118
Этим требованиям соответствуют магний, алюминий и цинк,
сплавы которых используются при изготовлении протекторов.
Протекторы могут устанавливаться одиночно и группами.
Защиту с использованием протекторов рекомендуется применять
при обеспечении токоотдачи единичного протектора не менее
50 мА:
– для отдельных участков трубопроводов небольшой протяжённости (не имеющих электрических контактов с другими сооружениями) при отсутствии или наличии опасности блуждающих постоянных токов, если вызываемое ими среднее смещение потенциала
от стационарного не превышает +0,3 В;
– для участков трубопроводов, электрически отсоединённых от
других коммуникаций электроизолирующими вставками;
– при относительно малых расчётных значениях токов (менее
или равных 1 А);
– как дополнительное средство защиты, когда действующие
(предусмотренные проектом) средства электрохимической защиты
не обеспечивают защиту отдельных участков трубопроводов;
– для защиты от опасного влияния переменного тока.
Электродренажная защита предотвращает от воздействия
блуждающих токов и заключается в отводе этих токов из анодной
зоны защищаемого сооружения к их источнику (рельсовой сети или
на отрицательную шину тяговой подстанции).
С помощью дренажа обеспечивается самая дешёвая защита: одной установкой достигается максимальная зона защиты (до 5 км и
более).
Применяются три типа дренажа: прямой, поляризованный и усиленный, причём последние два являются наиболее часто используемыми.
Прямой дренаж (рис. 4.4, а) имеет двухстороннюю проводимость. Дренажный кабель присоединяется только к отрицательной
шине (или отсасывающему кабелю), когда исключена возможность
стекания токов на защищаемое сооружение.
К рельсам дренажные кабели не присоединяют во избежание
возникновения из-за нарушения стыковых соединений на нём потенциала положительного знака, в результате чего на газопровод
потечёт ток большой силы. Из-за этого прямой дренаж не находит
применения, хоть он достаточно прост в устройстве.
119
Рис. 4.4. Схемы электрических дренажей:
а – прямого; б – поляризованного; в – усиленного;
1 – трубопровод; 2 – реостат; 3 – измерительный шунт; 4 – амперметр;
5 – выключатель дренажа; 6 – предохранитель дренажа; 7 – отрицательная шина
(отсасывающий кабель); 8 – силовой полупроводниковый диод; 9 – балансный
резистор; 10 – рельс; 11 – выпрямительный блок; 12 – трансформатор;
13 – предохранители переменного тока; 14 – выключатель переменного тока.
Поляризованный дренаж (рис. 4.4, б) обладает односторонней
проводимостью из-за наличия, например, полупроводниковых диодов. Блуждающие токи идут только от трубопровода к рельсу, а при
120
возникновении положительного потенциала ток в обратном направлении не идёт.
Усиленный дренаж (рис. 4.4, в) применяется в тех случаях, когда
от защищаемого сооружения нужно не только отводить блуждающие токи, но и создавать на нём дополнительный защитный потенциал из-за того, что потенциал в точке дренирования выше потенциала газопровода. Конструкция усиленного дренажа помимо поляризованного дренажа включает в себя источник постоянного тока
(катодную станцию), которая подключается отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным – к рельсу
электрифицированного транспорта. Такая схема позволяет увеличить отвод тока и обеспечивает постоянный отрицательный потенциал на газопроводе.
121
5. Потребление газа
5.1. Потребители и нормы потребления газа
При разработке проекта газоснабжения населённого пункта основными задачами являются: определение расчётного расхода газа,
выбор схемы газоснабжения и газодинамический расчёт газопроводов. Для решения данных задач необходимо иметь:
– генплан населённого пункта с инженерными коммуникациями;
– этажность застройки или плотность населения;
– размещение промышленных предприятий;
– климатологические данные о месте строительства;
– перспективы развития газоснабжения;
– сведения о составе газа.
Расходуется газ на следующие цели:
– бытовые: приготовление пищи и горячей воды (при отсутствии
централизованного горячего водоснабжения); в сельской местности
также приготовление кормов и подогрев воды для животных;
– коммунально-бытовые: бани, прачечные, хлебопекарни и пр.;
– отопление и вентиляция жилых, общественных и производственных зданий;
– потребление промышленными предприятиями.
Так как на годовое потребление газа влияет множество факторов
(благоустройство и заселённость квартир; характеристики
используемого газового оборудования; климатические условия и пр.)
и не все из них поддаются учёту, то годовой расход газа определяют
по усреднённым показателям, полученным на основании
многолетнего опыта эксплуатации систем газопотребления. В нормах
[19, 57] приводится величина годовой нормы расхода теплоты Wгод
(в ТНПА единица измерения МДж/год на единицу потребления, в
табл. 5.1 для удобства приведены значения в кДж/год на единицу
потребления), исходя из которой можно определить годовой расход
газа Vгод, м³/год, по выражению
Vгод = nx
Wгод
,
Qн
122
(5.1)
где n – число единиц потребления;
x – охват газоснабжением в долях единицы;
Qн – низшая объёмная теплота сгорания газа, кДж/м³.
Таблица 5.1
Нормы расхода теплоты на бытовые и коммунально-бытовые нужды
Потребители газа и назначение
потребляемого газа
Показатель
потребления
газа
Норма расхода
теплоты, кДж,
согласно нормам
РБ [19]
РФ [57]
1. Жилые дома
При наличии в квартире газовой
1,86·106
4,10·106
плиты и централизованного горяче6
го водоснабжения при газоснабже(1,69·10 )
(3,85·106)
нии природным газом (СУГ)
При наличии в квартире газовой
плиты и газового водонагревателя
10,00·106
5,30·106
1 человек
(без централизованного горячего
6
(9,40·106)
(4,84·10 )
в год
водоснабжения) при газоснабжении
природным газом (СУГ)
При наличии в квартире газовой
плиты и отсутствии централизован6,00·106
3,05·106
ного горячего водоснабжения и
6
(2,81·10 )
(5,80·106)
газового водонагревателя при газоснабжении природным газом (СУГ)
2. Предприятия бытового обслуживания населения
2.1. Фабрики-прачечные:
на стирку белья в механических
8,80·106
прачечных
на стирку белья в немеханизиро1 т сухого
ванных прачечных с сушильными
12,60·106
белья
шкафами
на стирку белья в механизированных прачечных, включая сушку и
18,80·106
глажение
2.2. Дезинфекционные камеры:
на дезинфекцию белья и одежды в
2,24·106
1 т сухого
паровых камерах
белья
на дезинфекцию белья и одежды в
1,26·106
горячевоздушных камерах
2.3. Бани:
мытьё без ванн
1 помывка
0,04·106
123
Потребители газа и назначение
потребляемого газа
Показатель
потребления
газа
Мытьё в ванных
Продолжение табл. 5.1
Норма расхода
теплоты, кДж,
согласно нормам
РБ [19]
РФ [57]
0,05·106
1 помывка
3. Столовые, рестораны и кафе
На приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности
1 обед
0,0042·106
предприятия)
На приготовление завтраков и ужи1 завтрак или
0,0021·106
нов
1 ужин
4. Больницы и родильные дома
На приготовление пищи
3,20·106
На приготовление горячей воды для
1 койка в год
хозяйственно-бытовых нужд и ле9,20·106
чебных процедур (без стирки белья)
5. Хлебозаводы, хлебокомбинаты, пекарни
На выпечку формового хлеба
2,50·106
На выпечку подового хлеба, батонов,
5,45·106
1т
булок, сдобы
изделий
На выпечку кондитерских изделий
(тортов, пирожных, печенья, пряни7,75·106
ков и т. п.)
6. Школы, вузы, техникумы и прочие учебные заведения
1 учащийся
На лабораторные нужды
50,00·106
в год
7. Сельские поселения
1,70·106
Приготовление кормов для животных 1 лошадь в год
с учётом запаривания грубых кормов,
1 корова в год
8,40·106
корнеплодов и клубнеплодов
1 свинья в год
4,20·106
Подогрев воды животным для питья
1 животное
0,42·106
и санитарных целей
в год
Примечание. Для жилых домов нормы расхода, приведённые в таблице, учитывают расход теплоты на стирку белья в домашних условиях.
При составлении проектов генеральных планов городов и других
населённых пунктов допускается принимать укрупнённые показатели потребления газа, м³/год на одного человека, при низшей теплоте сгорания газа 34 000 кДж/м³ (в скобках указаны данные для
Российской Федерации):
100 (120) – при наличии централизованного горячего водоснабжения;
124
250 (300) – при горячем водоснабжении от газовых водонагревателей;
125 (180) и 165 (220) в сельской местности – при отсутствии горячего водоснабжения.
Годовые расходы газа на нужды предприятий торговли, предприятий бытового обслуживания непроизводственного характера
и т. п. принимают в размере до 5% суммарного расхода газа на жилые дома.
Рассмотрим подробнее определение расчётных годовых расходов газа для каждой из групп потребителей на примерах, приведенных ниже.
Пример 5.1. Определить годовой расход газа квартирами города в Витебском
районе, генплан которого представлен на рис. 5.1. Удельная низшая объёмная теплота сгорания природного газа из примера 1.1 составляет Qн = 35 922 кДж/м³.
Рис. 5.1. Генплан города:
Б – больница; БПК – банно-прачечный комплекс; К – котельная;
КК – квартальная котельная; ПП – промышленное предприятие; ХЗ – хлебозавод
(одинаковая штриховка кварталов указывает на снабжение газом от одного из ГРП).
125
Число жителей, проживающих в городе, определим исходя из условий Республики Беларусь по плотности жилищного фонда [29] и обеспеченности населения
жильём, которую выбираем по [77] (в Российской Федерации численность населения можно определить на основании плотности застройки участков территориальных зон и принятой обеспеченности жильём 20 м²/чел. по [30]).
Таблица 5.2
Минимальные значения плотности жилищного фонда [29]
Тип застройки
Многоквартирная повышенной
этажности (10 этажей и более)
Многоквартирная многоэтажная (6–9 этажей)
Многоквартирная среднеэтажная (4–5 этажей) и малоэтажная
(1–3 этажа)
Усадебная
высокоплотная
(размеры участка от 0,02 до
0,04 га)
Усадебная среднеплотная (размеры участка от 0,04 до 0,10 га)
Усадебная низкоплотная (размеры участка от 0,10 до 0,15 га)
Плотность жилищного фонда, м² общей площади/га, не
менее
То же, с учётом размещения
общественных и производственно-деловых объектов, не
менее
9000
7200
5000
4000
2500
2000
1500
1200
1000
800
750
600
Примем, что в кварталах с многоэтажной застройкой (5–8, 10–11, 14–17 и 20) установлены только газовые плиты, а горячее водоснабжение и отопление производится от
котельной К, а также от квартальной котельной КК (квартал 20). В кварталах со среднеэтажной застройкой (1–4, 9, 12, 18 и 21) установлены газовые плиты и проточные
газовые водонагреватели. В кварталах с усадебной низкоплотной застройкой (19 и 22)
установлены только газовые плиты, а централизованное горячее водоснабжение и отопление отсутствует. В квартале 13 с застройкой повышенной этажности потребности в
газоснабжении отсутствуют, но он снабжается теплоносителем для подогрева воды на
горячее водоснабжение и отопление от котельной К.
Расчёт числа жителей N, чел., проживающих в квартале, будем производить по
выражению
N кв =
Fжил
,
f жил
(5.2)
где Fжил – суммарная жилая площадь в квартале, м²;
fжил – обеспеченность жилой площадью, м²/чел; согласно п. 6.3.1 [77], на конец
2015 г. она составляет 26,5 м²/чел.
Суммарную жилую площадь найдём как
126
Fжил = Fквρжил ,
(5.3)
где Fкв – площадь квартала, га;
ρжил – плотность жилищного фонда, м²/га.
В городе имеются два ГРП, расположенные в кварталах 8 и 16. Поэтому расход
газа будем определять для каждого из них в отдельности.
Расчёт числа жителей в городе сведён в табл. 5.3; а расчёт годового потребления ими газа по выражению (5.1) – в табл. 5.4 (число единиц потребления в данном
случае равно числу жителей в квартале, т. е. n = Nкв).
Таблица 5.3
Определение числа жителей в городе
Номер квартала
Этажность
Fкв, га
ρжил,
м²/га
Fжил, м²
fжил, м²/чел.
N, чел.
Зона действия ГРП1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
5
5
5
5
9
9
7
9
5
9
7
5
14,23
9,89
7,31
12,01
13,81
5,68
26,80
8,31
13,75
7,71
5,75
14,23
2000
28 460
26,5
2000
19 780
26,5
2000
14 620
26,5
2000
24 020
26,5
4000
55 240
26,5
4000
22 720
26,5
4000
107 200
26,5
4000
33 240
26,5
2000
27 500
26,5
4000
30 840
26,5
4000
23 000
26,5
2000
28 460
26,5
Всего проживает в зоне действия ГРП1
1074
746
552
906
2085
857
4045
1254
1038
1164
868
1074
15 663
Зона действия ГРП2
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
12
9
7
9
7
5
1–2
7
5
1–2
6,56
7,59
7,37
13,97
7,79
5,31
10,41
28,63
12,50
7,58
7200
47 232
26,5
4000
30 360
26,5
4000
29 480
26,5
4000
55 880
26,5
4000
31 160
26,5
2000
10 620
26,5
600
6246
26,5
4000
114 520
26,5
2000
25 000
26,5
600
4548
26,5
Всего проживает в зоне действия ГРП2
Всего проживает в городе, чел.
127
1782
1146
1112
2109
1176
401
236
4322
943
172
13 399
29 062
Таблица 5.4
Расчёт расхода природного газа в квартирах
Номер
квартала
Nкв, чел.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1074
746
552
906
2085
857
4045
1254
1038
1164
868
1074
13
14
15
16
17
18
1782
1146
1112
2109
1176
401
19
236
20
21
4322
943
22
172
Назначение используемого
газа
Wгод,
кДж/(чел.·год)
х
Зона действия ГРП1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
Годовой расход газа ГРП1
Зона действия ГРП2
–
–
–
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·106
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи (без
3,05·106
1
ЦГВ)
6
приготовление пищи (с ЦГВ)
1,86·10
1
приготовление пищи и ГВ
5,30·106
1
приготовление пищи (без
6
3,05·10
1
ЦГВ)
Годовой расход газа ГРП2
Годовой расход газа квартирами города
Vгод,
м³/год
158 460
110 066
81 443
133 673
107 959
44 374
209 445
64 931
153 148
60 271
44 944
158 460
1 327 174
–
59 339
57 578
109 202
60 892
59 164
20 038
223 788
139 132
14 604
743 737
2 070 911
Годовой расход газа с учётом предприятий торговли, бытового обслуживания
непроизводственного характера (на которые добавляется 5% от суммарного годового расхода на жилые дома) составит Vгод = 2070911·1,05 = 2174457 м³/год.
Пример 5.2. Определить годовой расход газа предприятиями общественного
питания (столовыми, ресторанами и кафе), расположенными в городе из предыдущего примера.
Согласно табл. 7.2 [29], обеспеченность посадочными местами в предприятиях
общественного питания составляет (на 1000 жителей): для г. Минска и областных
центров – 40, межрайонных центров – 31, районных центров и прочих городских
поселений – 29.
128
Город не является районным центром, поэтому для него обеспеченность посадочными местами 29 на 1000 жителей. Общее число посадочных мест на предприятиях
общественного питания составит: для зоны действия ГРП1 NГРП1 =
= 29 · 15 663/1000 = 454 места; в зоне действия ГРП2 NГРП2 = 29 · 13 399/1000 = 389 мест.
Число единиц потребления определим исходя из того, что предприятие работает 305 дней в году:
nГРП1 = 454·305 = 138470 единиц;
nГРП2 = 389·305 = 118645 единиц.
Также примем, что каждый человек, пользующийся предприятиями общественно питания, потребляет в день 1 завтрак (или ужин) и 1 обед.
Тогда при х = 1 годовой расход теплоты по выражению (5.1) составит:
– на приготовление завтраков и ужинов (Wгод1 = 0,0021·106 кДж/год·на один
завтрак или ужин)
0,0021 ⋅ 106
= 8095 м³/год;
35922
0,0021 ⋅ 106
= 6936 м³/год;
= 118645 ⋅ 1 ⋅
35922
ГРП1
Vгод1
= 138470 ⋅ 1 ⋅
ГРП2
Vгод1
– на приготовление обедов (Wгод2 = 0,0042·106 кДж/год·на один завтрак или
ужин)
0,0042 ⋅ 106
= 16 190 м³/год;
35922
0,0042 ⋅ 106
= 13 872 м³/год.
= 118645 ⋅ 1 ⋅
35922
ГРП1
Vгод2
= 138470 ⋅ 1 ⋅
ГРП2
Vгод2
Суммарный годовой расход газа предприятиями общественного питания составляет:
– для ГРП1
ГРП1
Vгод
= 8095 + 16 190 = 24 285 м³/год;
– для ГРП2
ГРП2
Vгод
= 6936 + 13 872 = 20 808 м³/год;
– суммарный
Vгод = 24 285 + 20 808 = 45 093 м³/год.
129
Пример 5.3. Определить годовой расход газа больницей, расположенной в городе
Витебской области. На территории больницы расположена собственная котельная.
Газ в больнице расходуется на:
– приготовление пищи;
– подогрев воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедур;
– стирку белья в механизированной прачечной (включая сушку и глаженье);
– восполнение расходов теплоты на отопление и вентиляцию.
Число коек в больнице определятся по нормативам. Для Республики Беларусь
число коек на 1000 жителей города составляет 10–11 [29, п. 7.4.12]. Примем, что
обеспеченность составляет 11 коек на 1000 чел. Тогда число коек в больнице составляет n = 11 · 29062/1000 = 320.
Годовой расход газа на приготовление пищи (Wгод1 = 3,2·106 кДж/(год·койка)
согласно табл. 5.1) и приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд
и лечебных процедур (без стирки белья) при Wгод2 = 9,2·106 кДж/(год·койка) составит (при охвате газоснабжением x = 1)
3, 2 ⋅ 106
= 28506 м³/год;
35922
9, 2 ⋅ 106
= 320 ⋅ 1 ⋅
= 81955 м³/год.
35922
Vгод1 = 320 ⋅ 1 ⋅
Vгод2
Для определения годового расхода газа на стирку белья необходимо определить
количество стираемого белья, которое составляет 2,3 кг сухого белья в сутки на 1 койку
(п. 17.4 П7-04 «Проектирование лечебно-профилактических организаций. Здания и
помещения специализированных лечебно-диагностических подразделений» к СНиП
2.08.02-89 и п. 3.15 СанПиН 2.1.3.2630-10 «Санитарно-эпидемиологические требования
к организациям, осуществляющим медицинскую деятельность»), что составляет
0,84 т/год. За год количество стираемого в больнице белья составит n = 0,84 · 320 =
= 268,8 т/год. Годовая норма расхода теплоты Wгод3 = 18,8·106 кДж/(год·т).
Vгод3 = 268,8 ⋅ 1 ⋅
18,8 ⋅ 106
= 140678 м³/год.
35922
Так как данные о больнице отсутствуют, то годовой расход газа на отопление
Vот.год, м³/год, и вентиляцию Vвент.год, м³/год, рассчитаем по укрупнённым показателям по выражениям
Vот.год =
1,1Vзд qот ( tвн − tн.от )(1 + ε ) β ⋅ 24 zот
Vвент.год =
Qн η
1,1Vзд qвент ( tвн − tн.от ) β ⋅ 24 zот
Qнη
где 1,1 – коэффициент запаса на неучтённые потери;
Vзд – наружный объём здания, м³;
130
,
,
(5.4)
(5.5)
qот и qвент – удельная тепловая характеристика здания для отопления и вентиляции соответственно, кДж/(м³·ºС·ч);
tвн – расчётная температура внутреннего воздуха в здании, ºС;
tн.от – средняя температура наружного воздуха за отопительный период, ºС;
ε – расчётный коэффициент инфильтрации;
β – коэффициент, учитывающий отличие температуры наружного воздуха от
расчётной, при которой определены qот и qвент (–30ºС);
24 – число часов работы систем отопления и вентиляции в сутках (круглосуточно);
zот – продолжительность отопительного периода, сут.;
η – КПД котельной установки; принимается 0,75–0,80.
Для здания больницы объём рассчитаем исходя из удельного объёма на одну койку,
который составляет 160–240 м³ [35]. Примем 235 м³ на койку, в этом случае объём
больницы равен Vзд = 235 · 320 = 75 200 м³. При объёме свыше 15 000 м³ удельные тепловые характеристики больницы составляют qот = 1,26 кДж/(м³·ºС·ч) и qвент =
= 1,05 кДж/(м³·ºС·ч) [50]. Расчётная температура внутреннего воздуха для больницы
tвн = 20ºС. Параметры наружного выбираем из табл. 3.1 [78]: zот = 223 сут.; tн.от = –0,5ºС
(при температуре наружного воздуха начала и конца отопительного периода +10ºС).
Коэффициент инфильтрации рассчитается по формуле [50]
ε=

273 + tн 
2
2 ghэт 1 −
 + wн
 273 + tвн 
,
100
(5.6)
где g = 9,81 м/с² – ускорение свободного падения;
hэт – высота этажа, м;
wн – расчётная скорость ветра, м/с.
Примем высоту hэт = 3 м. Средняя скорость ветра за отопительный период составляет wн = 3,5 м/с [78, табл. 3.1].
ε=
 273 + ( −0,5 ) 
2
2 ⋅ 9,81 ⋅ 3  1 −
 + 3,5
273 + 20 

= 0,04.
100
Коэффициент β при объёме зданий свыше 10 000 м³ рассчитывается по выражению [35]
30 + tот
,
(5.7)
tвн − tот
где tот – расчётная температура для проектирования систем отопления и вентиляции (температура холодной пятидневки), ºС.
Для данного примера при температуре холодной пятидневки для г. Витебска
tот = –25ºС (табл. 3.1 [78])
β ≈ 1 + 0,6
131
β = 1 + 0,6
30 + ( −25 )
20 − ( −25 )
= 1,067.
КПД котельной установки принимаем η = 0,808.
Годовые расходы газа на отопление и вентиляцию больницы составляют
Vот.год =
1,1 ⋅ 75200 ⋅ 1, 26 ( 20 − ( −0,5 ) ) (1 + 0,04 ) ⋅ 1,067 ⋅ 24 ⋅ 223
Vвент.год =
35922 ⋅ 0,808
1,1 ⋅ 75200 ⋅ 1,05 ( 20 − ( −0,5 ) ) ⋅ 1,067 ⋅ 24 ⋅ 223
35922 ⋅ 0,808
= 437197 м³/год;
= 350318 м³/год.
Суммарный годовой расход газа больницей составляет
Vгод = 28506 + 81955 + 140678 + 437197 + 350318 = 1038654 м³/год.
Пример 5.4. Определить годовой расход газа хлебозаводом города, рассматриваемого выше.
Расчёт производится исходя из суточной нормы выпечки хлеба 0,6–0,8 кг на
человека. Тогда годовое производство составляет
N = 0,7 · 29 062 · 365/1000 = 7425,3 т/год.
Примем, что четверть выпекаемой продукции – формовой хлеб (Wгод1 =
= 2,5·106 кДж/т), половина – подовый хлеб, сдоба и булки (Wгод2 = 5,45·106 кДж/т) и
четверть – кондитерские изделия (Wгод3 = 7,75·106 кДж/т). В этом случае годовое
потребление газа хлебозаводом составит (охват газоснабжением равен 1)
7425,3
2,5 ⋅ 106 7425,3
5, 45 ⋅ 106 7425,3
7,75 ⋅ 106
= 12 9191 +
⋅1 ⋅
+
⋅1⋅
+
⋅1 ⋅
4
35922
2
35922
4
35922
+ 563 274 + 400 493 = 1 092 958 м³/год.
Vгод =
Пример 5.5. Определить годовой расход газа банно-прачечным комбинатом
города.
В бане газ расходуется для приготовления горячей воды для мытья (в ваннах и
без них). Число единиц определяется исходя из числа помывочных мест, которое
составляет в благоустроенном жилищном фонде 3 места на 1000 человек (табл. 7.3
[29], прил. Ж [30]). Будем считать, что бани работают 305 дней в году и в рабочее
время в них 100%-ная посещаемость. Общее количество помывочных мест в
этом случае составляет 3 · 29 062/1000 = 87. Примем, что половина посетителей
моется в ваннах (Wгод1 = 0,05·106 кДж/помывку), а половина без них (Wгод2 =
= 0,04·106 кДж/помывку). Расход газа в этом случае составит
132
305 ⋅ 87
0,05 ⋅ 106 305 ⋅ 87
0,04 ⋅ 106
⋅1 ⋅
+
⋅1⋅
2
35922
2
35922
= 33 241 м³/год.
Vгод1+2 =
=
18 467
+
14 774
=
В прачечной стирается, сушится и гладится бельё, поступающее от жителей, предприятий общественного обслуживания, поликлиник, бань, гостиниц и детских учреждений. Расход белья определим исходя из расчётных показателей на 1000 жителей
(табл. 7.3 [29] или прил. Ж [30]). Для территории Республики Беларусь принимается
90 кг сухого белья в смену. Примем, что прачечная работает 305 дней в году (шестидневная рабочая неделя) в две смены. Тогда годовой расход белья составляет
n = 305 · 2 · 90 · 29 062/1000 = 1 595 504 кг/год = 1595,5 т/год.
При годовой норме расхода теплоты Wгод3 = 18,8·106 кДж/(год·т) получим
Vгод3 = 1595,5 ⋅ 1 ⋅
18,8 ⋅ 106
= 835 015 м³/год.
35922
Суммарный годовой расход газа банно-прачечным комбинатом составляет
Vгод = 33 241 + 835 015 = 868 256 м³/год.
Пример 5.6. Определить годовой расход газа квартальной и городской котельными, расположенными в городе, из предыдущих примеров.
Котельные возмещают расходы теплоты на отопление жилых и общественных
зданий, вентиляцию общественных зданий и горячее водоснабжение в жилых зданиях (7–9-этажной застройки).
Котельная К обслуживает кварталы 1–18 и 21. В квартале 20 расходы теплоты
покрывает квартальная котельная КК. Кварталы 19 и 22 не снабжаются теплотой.
Максимальные расходы теплоты W, кВт, определяются по выражениям [81]:
– на отопление жилых и общественных зданий
Wот = 10−3 qот Fобщ (1 + k1 ) ;
(5.8)
– на вентиляцию общественных зданий
Wвент = 10−3 qот Fобщ k1k2 ,
(5.9)
где qот – укрупнённый показатель максимального расхода теплоты на отопление
жилых зданий, Вт/м², принимаемый по прил. В [80] или табл. А.1 [81];
Fобщ – общая площадь жилых зданий, м²;
k1 – коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных
зданий; при отсутствии данных k1 = 0,25;
133
k2 – коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных
зданий; при отсутствии данных следует принимать равным: для общественных
зданий, построенных до 1985 г., – 0,4; в период с 1985 г. по 1995 г. – 0,6 [81].
Таблица 5.5
Укрупнённые показатели максимального расхода теплоты
на отопление жилых зданий [81]
Этажность
Характеристики
здания
5и
более
без учёта внедрения
энергосберегающих
мероприятий
Температура холодной пятидневки
–21ºС
–22ºС
–23ºС
–24ºС
–25ºС
Для постройки до 1985 г.
77
79
81
Для постройки до 1985 г.
с учётом внедрения
энергосберегающих
73
76
78
мероприятий
Для постройки с 1985 г. по 1995 г.
5и
без учёта тепловой
72
75
77
более
модернизации
5и
с учётом тепловой
52
54
55
более
модернизации
Для постройки после 1995 г.
с наружными стенами из:
48
50
51
многослойных пане5–8
лей
штучных материалов
52
54
55
многослойных пане9и
47
49
50
лей
более
штучных материалов
50
52
53
5и
более
–26ºС
84
86
88
80
82
84
79
81
83
57
59
60
53
55
56
57
59
60
52
54
55
55
57
58
Годовой расход теплоты на отопление и вентиляцию жилых и общественных
зданий Wот.вент, кДж/год, составит
Wот.вент = 3,6qот Fобщ zот
tвн − tн.от
( 24 (1 + k1 ) + τвент k1k2 ) ;
tвн − tот
(5.10)
где tот – расчётная температура для проектирования систем отопления и вентиляции (температура холодной пятидневки), ºС;
τвент – число часов работы системы вентиляции.
Примем, что кварталы с 5- и 7-этажной застройкой (1–5, 7, 9, 11, 12, 15, 17, 18,
20 и 21) построены до 1985 г. и в них внедрены энергосберегающие мероприятия,
тогда при температуре холодной пятидневки для г. Витебска tот = –25ºС (табл. 3.1
[78]) qот = 82 Вт/м². Кварталы с 9-этажной застройкой (6, 8, 10, 14, 16) построены в
период с 1985 г. по 1995 г. и не подвержены тепловой модернизации (qот =
= 81 Вт/м²). Квартал 13 с 12-этажной застройкой панельными зданиями построен
после 1995 г. (qот = 54 Вт/м²).
134
Для определения общей площади примем, что отношение жилой площади к
общей составляет 0,5. Таким образом, Fобщ = 2Fжил.
Суммарная жилая площадь 5-этажной застройки составляет 28 460 + 19 780 +
+ 14 620 + 24 020 + 27 500 + 28 460 + 10 620 + 25 000 = 178 460 м², общая площадь
178 460 · 2 = 356 920 м².
Суммарная жилая площадь 7-этажной застройки (без квартала 20) составляет
107 200 + 23 000 + 29 480 + 31 160 = 190 840 м², общая площадь 190 840 · 2 =
= 381 680 м²; общая площадь квартала 20 – 114 520 · 2 = 229 040 м².
Суммарная жилая площадь 9-этажной застройки составляет 55 240 + 22 720 +
+ 33 240 + 30 840 + 30 360 + 55 880 = 228 280 м², общая площадь 228 280 · 2 =
= 456 560 м².
Общая площадь квартала 13 с 12-этажной застройкой 47232·2 = 94464 м².
Принимаем температуру внутреннего воздуха равной 18ºС, а системы вентиляции общественных зданий работают 8 ч.
Годовой расход теплоты составляет:
– для 5–7-этажной застройки (кроме квартала 20)
Wот.вент1 = 3,6 ⋅ 82 ⋅ ( 356920 + 381680 ) ⋅ 223 ⋅
18 − ( −0,5 )
18 − ( −25 )
( 24 (1 + 0, 25) + 8 ⋅ 0, 25 ⋅ 0, 4 ) =
= 644294625830 кДж/год;
– для 9-этажной застройки
Wот.вент2 = 3,6 ⋅ 82 ⋅ 456560 ⋅ 223 ⋅
18 − ( −0,5 )
18 − ( −25 )
( 24 (1 + 0, 25) + 8 ⋅ 0, 25 ⋅ 0,6 ) =
= 398 518 153 218 кДж/год;
– для 12-этажной застройки
Wот.вент3 = 3,6 ⋅ 54 ⋅ 94464 ⋅ 223 ⋅
18 − ( −0,5 )
18 − ( −25 )
( 24 (1 + 0, 25) + 8 ⋅ 0, 25 ⋅ 0,6 ) =
= 54 969 947 470 кДж/год.
Суммарно получаем, что на отопление и вентиляцию жилых и общественных
зданий расходуется Wот.вент = 644 294 625 830 + 398 518 153 218 + 54 969 947 470 =
= 1 097 782 726 518 кДж/год.
Средний за неделю расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий Wг.в, кВт, определяется по формуле [81]
Wг.в = 10−3 qг.в N ,
(5.11)
где qг.в – укрупнённый показатель среднего расхода теплоты на горячее водоснабжение, Вт/чел., принимаемый по табл. А.2 [81];
N – число жителей, чел.
135
Таблица 5.6
Укрупнённый показатель среднего расхода теплоты
на горячее водоснабжение [69, 81]
Водоразборное
оборудование жилого дома квартирного
типа с централизованным горячим
водоснабжением
Умывальники, мойки и души
Умывальники, мойки и сидячие ванны,
оборудованные
душами
Умывальники, мойки и ванны длиной
1500–1700 мм, оборудованные душами
С
повышенными
требованиями
к
благоустройству
Средняя за отопительный
период норма расхода
воды при температуре
55ºС на горячее водоснабжение на одного
человека, проживающего
в здании с горячим водоснабжением, л/сут.
Средний расход теплоты на одного
человека, Вт, проживающего в здании
без горячего
с горячим водоснабжением, с
водоснабжения, с
учётом потребучётом потребления в общестления в общественных зданиях
венных зданиях
85
320
73
90
332
73
105
376
73
115
407
73
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение Wг.в, кДж/год, определяется как


55 − tхнеот
Wг.в = 3,6 ⋅ 24qг.в N  zот +
β ( 350 − zот )  ,
от
55 − tх


(5.12)
где tхнеот – температура водопроводной воды в неотопительный период, ºС; при
отсутствии данных для поверхностных источников принимается равной 15ºС, для
подземных – от 5 до 7ºС;
tхнеот – температура водопроводной воды в отопительный период, ºС; при отсутствии данных принимается равной 5ºС;
β – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду, принимаемый при отсутствии данных для жилищно-коммунального сектора равным 0,8;
350 – число дней работы системы горячего водоснабжения (год за вычетом
двухнедельной остановки на профилактику).
Так как в 5-этажных домах установлены газовые проточные водонагреватели
(расход газа на них уже учтён в примере 5.1), то для них qг.в = 73 Вт/чел. В 7–12этажных домах с централизованным горячим водоснабжением примем, что установлены умывальники, мойки и ванны длиной 1500–1700 мм, оборудованные душами, поэтому для них qг.в = 376 Вт/чел.
136
В кварталах с 5-этажной застройкой 1074 + 746 + 552 + 906 + 1038 + 1074 +
+ 401 + 943 = 6734 жителя; в кварталах с 7-этажной застройкой (за исключением
квартала 20) 4045 + 868 + 1112 + 1176 = 7201 житель; в кварталах с 9-этажной застройкой 2085 + 857 + 1254 + 1164 + 1146 + 2109 = 8615 жителей и в квартале 13 с
12-этажной застройкой 1782 жителя.
Температуру холодной воды в отопительный период принимаем 5ºС, в неотопительный она равна 7ºС.
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение составляет:
– для 1–2- и 5-этажной застройки
55 − 7


⋅ 0,8 ⋅ ( 350 − 223)  = 13 614 024 495 кДж/год;
Wг.в1 = 3,6 ⋅ 24 ⋅ 73 ⋅ 6734  223 +
55 − 5


– для 7–12-этажной застройки
55 − 7


⋅ 0,8 ⋅ ( 350 − 223)  =
Wг.в2 = 24 ⋅ 376 ⋅ ( 7201 + 8615 + 1782 )  223 +
55
5
−


= 183 249 042 382 кДж/год.
Суммарный годовой расход теплоты на горячее водоснабжение Wг.в =
= 13 614 024 495 + 183 249 042 382 = 196 863 066 877 кДж/год.
Тепловая мощность котельной города составляет
Wгод = Wот.вент + Wг.в
= 1 294 645 793 395 кДж/год.
=
1 097 782 726 518
+
196 863 066 877
=
Годовой расход газа определим по выражению
Vгод =
Wгод
,
Qнη
(5.13)
где η – КПД котельной установки; для котельных малой мощности принимается
0,75–0,80, большой мощности – 0,85–0,90.
Так как котельная большой мощности, то принимаем η = 0,85.
1294645793395
= 4 2427 568 м³/год.
35922 ⋅ 0,85
Для квартала 20 также определим Wот.вент, Wг.в и Vгод.
Vгод =
Wот.вент = 3,6 ⋅ 82 ⋅ 229040 ⋅ 223 ⋅
18 − ( −0,5 )
18 − ( −25 )
= 199 795 885 594 кДж/год;
137
( 24 (1 + 0, 25) + 8 ⋅ 0, 25 ⋅ 0, 4 ) =
55 − 7


⋅ 0,8 ⋅ ( 350 − 223)  = 45 005 248 390 кДж/год.
Wг.в = 3,6 ⋅ 24 ⋅ 376 ⋅ 4322  223 +
55 − 5


Тепловая мощность квартальной котельной равна
Wгод = Wот.вент + Wг.в = 199 795 885 594 + 45 005 248 390 = 244 801 133 984 кДж/год.
Годовой расход газа при η = 0,75 составляет
Vгод =
244801133984
= 9 086 396 м³/год.
35922 ⋅ 0, 75
5.2. Режимы потребления
Потребление газа происходит неравномерно. Как отмечалось в
2.7, неравномерность бывает сезонная, суточная и часовая. Так как
теоретический учёт влияния отдельных факторов практически невозможен, то описание режима потребления возможно только благодаря экспериментальным наблюдениям за газопотреблением.
Наличие неравномерности потребления оказывает большое влияние
на экономические показатели систем газоснабжения: провалы в потреблении влекут за собой неполное использование пропускной способности
магистральных газопроводов и мощностей газовых промыслов.
Наибольшая часовая неравномерность потребления присуща бытовым предприятиям, наименьшая – промышленным предприятиям
с непрерывным технологическим процессом. Рассматривая бытовое
потребление, чётко вырисовывается динамика использования газа: в
утренние и вечерние часы расход газа максимален из-за приготовления пищи, подогрева воды для приёма душей и ванн, а в ночное
время снижается практически до нуля (рис. 5.2).
По дням недели потребление также неравномерно: с понедельника по пятницу оно практически постоянно и увеличивается в субботу (табл. 5.7). Наибольшая суточная неравномерность характерна
для 31 декабря, когда потребление газа в 1,60–1,65 раза выше среднегодового.
138
Рис. 5.2. Графики потребления по часам зимних суток [75]:
1 – квартиры крупных городов в обычные дни; 2 – квартиры крупных городов
в предпраздничные дни; 3 – квартиры небольших городов в обычные дни;
4 – квартиры небольших городов в предпраздничные дни.
Таблица 5.7
Средние режимы потребления газа в квартирах
по дням январской недели [75]
День недели
Доля недельного
расхода, %
День недели
Доля недельного
расхода, %
Понедельник
Вторник
Среда
13,6
13,7
13,8
Пятница
Суббота
Воскресенье
14,8
17,0
14,2
Четверг
14,0
139
Таблица 5.8
Средние режимы потребления газа по месяцам [75]
Доля годового расхода, %, для
Месяц
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
квартир
детских
садов
школ
больниц
поликлиник
гостиниц
столовых
и ресторанов
10,3
9,6
10,0
9,3
8,6
7,0
5,0
5,2
7,0
8,7
9,4
9,9
8,9
8,3
9,0
8,6
7,0
8,0
8,0
8,2
7,8
8,8
8,3
9,1
8,4
10,0
8,8
10,3
9,0
9,5
1,5
1,5
9,4
10,7
10,0
10,9
9,3
8,5
8,9
8,2
8,1
7,4
7,7
7,7
7,8
8,5
8,6
9,3
8,6
8,3
9
8,5
7,1
8,1
8,1
8,4
7,8
8,8
8,3
9
9,3
8,5
8,9
8,2
8,1
7,4
7,7
7,7
7,8
8,5
8,6
9,3
9,5
8,6
9,5
8,6
8,2
7,7
6,8
6,8
7,7
8,5
8,6
9,5
Сезонная неравномерность выражается в уменьшении расхода
газа в летние месяцы (табл. 5.8).
Коэффициент суточной неравномерности – отношение максимального суточного расхода к среднесуточному за неделю – для
квартир в соответствии с табл. 5.7 составляет
сут
kнеравн
=
17,0
= 1,19;
100 / 7
а коэффициент месячной неравномерности (табл. 5.8)
мес
kнеравн
=
10,3
= 1, 24.
100 / 12
В этом случае коэффициент суточной равномерности за год составляет
сут
мес
kнеравн = kнеравн
kнеравн
= 1,19 ⋅ 1, 24 = 1, 48.
140
Коэффициент часовой неравномерности потребления газа квартирами для зимних суток:
– для крупных городов при максимальной доле потребляемого
газа 7,0% (рис. 5.2)
ч
kнеравн
=
7,0
= 1,68;
100 / 24
– для небольших городов при максимальной доле потребляемого
газа 7,7% (рис. 5.2)
ч
kнеравн
=
7,7
= 1,85.
100 / 24
5.3. Расчётные расходы газа
Городские системы газоснабжения имеют малую аккумулирующую способность, что вызывает необходимость соответствия потребляемого расхода газа подаваемому. Если подача будет больше
потребления, то газовые сети не примут лишний расход; в обратном
случае давление в сети будет падать и нарушится нормальное
функционирование приборов. Ввиду этого требуется тщательное
обоснование расчётных расходов, в качестве которых применяются
часовые. Максимальный часовой расход Vр, м³/ч, рассчитывается на
основании годового расхода газа Vгод, м³/год, и максимального коч
по выраэффициента часовой неравномерности потребления kнеравн
жению
Vр =
ч
kнеравн
8760
Vгод =
Vгод
,
m
(5.14)
где 8760 = 365·24 – число часов в году;
m – число часов использования максимума, которое показывает
количество часов при равномерном потреблении, за которое использовался бы весь годовой расход.
141
Зачастую в практике расход определяют через коэффициент часового максимума km = 1/m (в нормативной литературе величина не
имеет размерности, однако логично, что её единица измерения
год/ч)
Vр = kmVгод .
(5.15)
Коэффициент часового максимума расхода газа принимается
дифференцированно по каждому району газоснабжения, сети которого представляют самостоятельную систему, гидравлически не
связанную с системами других районов.
Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на
хозяйственно-бытовые нужды, в зависимости от численности населения, снабжаемого газом, приведены в табл. 5.9; для бань, прачечных, предприятий общественного питания и предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий – в табл. 5.10.
Таблица 5.9
Коэффициенты часового максимума расхода газа
на хозяйственно-бытовые нужды [19, 57]
Число жителей, снабжаемых
газом, тыс. человек
1
2
3
4
5
6
10
20
30
40
50
100
300
500
750
1000
2000 и более
Коэффициент часового максимума расхода
газа (без отопления)
по ТКП 45-4.03-267-2012*
СП 42-101-2003
1/1500
1/1800
1/1700
1/2000
–
1/2050
1/1800
–
–
1/2100
1/1900
–
1/2000
1/2200
1/2200
1/2300
1/2400
1/2400
1/2500
1/2500
1/2600
1/2600
1/2800
1/2800
1/3000
1/3000
1/3300
1/3300
1/3500
1/3500
1/3700
1/3700
1/4700
1/4700
142
Для предприятий различных отраслей промышленности и бытового обслуживания производственного назначения потребление газа можно определить по (5.14) исходя из годового расхода газа с
учётом коэффициентов часового максимума, приведённых в
табл. 5.11. Если предприятие отсутствует, то его расход газа определяется на основании фактического топливопотребления с учётом
изменения КПД при переходе на газовое топливо. В этом случае
годовой расход газа составит
Vр =
′ ηт
Gт Qн.т
,
г
Qн ηг
(5.16)
′ и ηт – соответственно, расход, кг/ч, низшая массовая
где Gт, Qн.т
теплота сгорания газа, кДж/кг, и КПД установки на используемом
топливе;
Qн и ηг – низшая объёмная теплота сгорания, кДж/м³, и КПД установки на газе.
Таблица 5.10
Коэффициенты часового максимума расхода газа для бань,
прачечных, предприятий общественного питания, предприятий
по производству хлеба и кондитерских изделий [19, 57]
Предприятия
Баня (с учётом расхода на отопление и вентиляцию)
Прачечные (с учётом расхода на отопление и
вентиляцию)
Общественного питания
По производству хлеба и кондитерских изделий
Коэффициент часового
максимума расхода газа
1/2700
1/2900
1/2000
1/6000
Таблица 5.11
Коэффициенты часового максимума расхода газа
по отраслям промышленности [19, 57]
Отрасль промышленности
Винодельческая
Деревообрабатывающая
Коэффициент часового максимума расхода газа
в целом по
по котельпо промышпредприятию
ным
ленным печам
1/5700
1/5700
–
1/5400
1/5400
–
143
Продолжение табл. 5.11
Отрасль промышленности
Кожевенно-галантерейная
Машиностроение
Мукомольно-крупяная
Обувная
Пивоваренная
Пищевая
Полиграфическая
Радиопромышленность
Резиноасбестовая
Станкостроительная и инструментальная
Строительных материалов
Судостроительная
Табачно-махорочная [19]
Табачная [57]
Текстильная
Фарфоро-фаянсовая
Химическая
Целлюлозно-бумажная
Цветная металлургия
Целлюлозно-бумажная
Чёрная металлургия
Швейная
Электротехническая
Коэффициент часового максимума расхода газа
в целом по
по котельпо промышпредприятию
ным
ленным печам
1/4800
1/4800
–
1/2700
1/2600
1/3200
1/3500
1/3600
1/3200
1/3500
1/3500
–
1/5400
1/5200
1/6900
1/5700
1/5900
1/4500
1/4000
1/3900
1/4200
1/3600
1/3300
1/5500
1/5200
1/5200
–
1/2700
1/2900
1/2600
1/5900
1/3200
1/5500
1/3100
1/3850 [19]
1/3500 [57]
1/4500
1/3900
1/5600
1/6100
1/3100
1/6100
1/5200
1/4900
1/3600
1/6200
1/3400
1/3850
1/4500
1/5200
1/5900
1/6100
1/3800
1/6100
1/6100
1/4900
1/3800
–
–
1/6500
1/7300
–
1/5400
–
1/7500
–
1/5500
В случае отсутствия данных ориентировочно можно принимать:
– для предприятий с непрерывным технологическим процессом,
работающих в три смены, число часов использования максимума
составляет m = 6000–7000 ч/год;
– для предприятий, которые работают в две смены, – m = 4500–
5000 ч/год;
– для мелких предприятий, работающих в одну смену, – m =
= 3000–4000 ч/год.
Для отопительных котельных число часов использования максимума может быть определено по выражению
144
m = 24 zот
tвн − tн.от
.
tвн − tот
(5.17)
Для отдельных жилых домов и общественных зданий расчётный
часовой расход газа определяется на основании номинальных расходов газа приборами с учётом коэффициента одновременности их
действия
j
Vр =  kоVном ni ,
(5.18)
i =1
где kо – коэффициент одновременности, зависящий от типа установленного газового оборудования и числа потребителей (табл. 5.12);
Vном – номинальный часовой расход газа прибором или группой
приборов (при установке в квартирах приборов одного типа это
число квартир), м³/ч;
ni – количество однотипных приборов или групп приборов;
j – количество типов приборов или групп приборов.
Vном принимается по паспортным данным или техническим характеристикам прибора, например по тепловой мощности Wпр, кВт.
При известной тепловой мощности номинальный расход определяется по выражению
Vном =
3600Wпр
Qн
.
(5.19)
Таблица 5.12
Коэффициенты одновременности для жилых домов [19, 57]
Число
квартир
1
2
3
Коэффициенты одновременности kо в зависимости от установки
в жилых домах газового оборудования
плита
плита
плита
плита
2-конфорочная
4-конфорочная
и проточный
4-конфороч2-конфорочи проточный
ная
ная
водонагреваводонагреватель
тель
1
1
0,700
0,750
0,650
0,840
0,560
0,640
0,450
0,730
0,480
0,520
145
Продолженгие табл. 5.12
Коэффициенты одновременности kо в зависимости от установки
в жилых домах газового оборудования
Число
плита 4плита 2квартир
плита 4плита 2конфорочная и
конфорочная и
конфорочная
конфорочная
проточный вопроточный водонагреватель
донагреватель
4
0,350
0,590
0,430
0,390
5
0,290
0,480
0,400
0,375
6
0,280
0,410
0,392
0,360
7
0,280
0,360
0,370
0,345
8
0,265
0,320
0,360
0,335
9
0,258
0,289
0,345
0,320
10
0,254
0,263
0,340
0,315
15
0,240
0,242
0,300
0,275
20
0,235
0,230
0,280
0,260
30
0,231
0,218
0,250
0,235
40
0,227
0,213
0,230
0,205
50
0,223
0,210
0,215
0,193
60
0,220
0,207
0,203
0,186
70
0,217
0,205
0,195
0,180
80
0,214
0,204
0,192
0,175
90
0,212
0,203
0,187
0,171
100
0,210
0,202
0,185
0,163
0,143 [19]
0,135 [19]
0,137 [19]
0,123 [19]
400
0,180 [57]
0,170 [57]
0,150 [57]
0,135 [57]
Примечания.
1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых
приборов, коэффициент одновременности принимается как для такого же числа
квартир с такими же газовыми приборами.
2. Значение коэффициента одновременности для ёмкостных водонагревателей,
отопительных котлов или отопительных печей принимается равным 0,85 независимо от числа квартир.
Коэффициент одновременности для одной квартиры, оборудованной газовой плитой, принят равным 1, что говорит о совпадении
по времени использования горелок газовой плиты и духового шкафа. Коэффициент одновременности для квартиры с газовой плитой
и проточным водонагревателем принят меньше 1, что обеспечивает
максимальный расход газа только одним, наиболее мощным и кратковременно действующим прибором – проточным водонагревателем. При совпадении работы конфорок газовой плиты и проточного
146
нагревателя тепловая мощность обоих приборов будет несколько
меньше номинальной, что приведёт к незначительному увеличению
времени на приготовление пищи и наполнение ванной.
Определение расчётных расходов газа рассмотрено в примерах.
Пример 5.7. Определить расчётный расход газа газорегуляторными пунктами
города.
Суммарный годовой расход газа жилыми зданиями в зоне действия ГРП1 составляет Vгод1 = 1 327 174 м³/год при численности жителей 15 663 чел., ГРП2 –
Vгод2 = 743 737 м³/год при численности жителей 13 399 чел. (см. пример 5.1). Помимо жилых зданий, ГРП питает предприятия торговли и бытового обслуживания
непроизводственного характера (на которые добавляется 5% от суммарного годового расхода на жилые дома), а также предприятия общественного питания (годовой расход газа Vгод1 = 15 031 м³/год и Vгод2 = 30 062 м³/год, см. пример 5.2).
По табл. 5.9 для условий Республики Беларусь находим, что расчётные коэффициенты часового максимума для жилых зданий составляют для 15 663 чел.
km = 1/2113; а для 13 399 чел. – km = 1/2068; для предприятий общественного питания – km = 1/2000.
Таким образом,
Vжил1 = 1 327 174·1/2113 = 628,1 м³/ч;
Vжил2 = 743 737·1/2068 = 359,6 м³/ч.
Расход газа предприятиями бытового обслуживания непроизводственного характера и торговли
VБОТ1 = 628,1·0,05 = 31,4 м³/ч;
VБОТ2 = 359,6·0,05 = 18,0 м³/ч.
Расход газа предприятиями общественного питания
VПОП1 = 24 285·1/2000 = 12,1 м³/ч;
VПОП2 = 20 808·1/2000 = 10,4 м³/ч.
Расчётный расход газа ГРП составляет (суммарный расход предприятиями общественного питания)
VГРП1 = 628,1 + 31,4 + 12,1 = 671,6 м³/ч;
VГРП2 = 359,6 + 18,0 + 10,4 = 388,0 м³/ч.
Пример 5.8. Определить расчётный расход газа больницей из примера 5.3.
Годовой расход газа на приготовление пищи составляет Vгод1 = 28 506 м³/год; на
приготовление горячей воды для хозяйственно-бытовых нужд и лечебных процедуры (без стирки белья) Vгод2 = 81 955 м³/год; на стирку белья в механизированной
прачечной (включая сушку и глаженье) Vгод3 = 140 678 м³/год.
147
Коэффициенты часового максимума для приготовления пищи и горячей воды
принимаем исходя из числа коек (320 ед.) по табл. 5.9 – km = 1/1500; для прачечной
по табл. 5.10 – km = 1/2900.
V1 = 28 506·1/1500 = 19,0 м³/ч;
V2 = 81 955·1/1500 = 54,6 м³/ч;
V3 = 140 678·1/2900 = 48,5 м³/ч.
Расчётный расход газа на отопление Vот, м³/год, и вентиляцию Vвент, м³/год, рассчитаем по укрупнённым показателям по выражениям
1,1Vзд qот ( tвн − tот )(1 + ε ) β
Vот =
,
(5.20)
Qнη
Vвент =
1,1Vзд qвент ( tвн − tот ) β
Qнη
,
(5.21)
где Vзд, qот, qвент, tвн, ε, β и η – то же, что в (5.4) и (5.5);
tот – температура наружного воздуха для расчёта отопления и вентиляции, т. е.
холодной пятидневки, ºС.
Из примера 5.3 Vзд = 75 200 м³, tвн = 20ºС, η = 0,808; qот = 1,26 кДж/(м³·ºС·ч),
qвент = 1,05 кДж/(м³·ºС·ч), tот = –25ºС и β = 1,067.
Коэффициенты ε и β определим по выражениям (5.6) и (5.7) соответственно
при tн = tот. Скорость ветра wн для расчёта ε выберем максимальную из средних
скоростей ветра по румбам в январе, повторяемость которых составляет 16% и
более. Скорость в соответствии с табл. 3.1 [78] равна 4,2 м/с.
ε=
 273 + ( −25 ) 
2
2 ⋅ 9,81 ⋅ 3 1 −
 + 4, 2
+
273
20


= 0,09.
100
Расчётные расходы газа на отопление и вентиляцию больницы составляют
Vот =
1,1 ⋅ 75200 ⋅ 1, 26 ( 20 − ( −25 ) ) (1 + 0,09 ) ⋅ 1,067
Vвент =
35922 ⋅ 0,808
1,1 ⋅ 75200 ⋅ 1,05 ( 20 − ( −25 ) ) ⋅ 1,067
35922 ⋅ 0,808
= 187,9 м³/ч;
= 143,7 м³/ч.
Суммарный расчётный расход газа больницей составляет
VБ = 19,0 + 54,6 + 48,5 + 187,9 + 143,7 = 453,7 м³/ч.
Пример 5.9. Определить расчётный расход газа хлебозаводом города из примера 5.4.
148
Годовой расход газа на выпечку хлеба составляет Vгод = 1092958 м³/год. Коэффициент часового максимума для предприятий по производству хлеба и кондитерских изделий по табл. 5.10 принимаем km = 1/6000. Расчётный расход газа составляет
VХЗ = 1092958·1/6000 = 182,2 м³/ч.
Пример 5.10. Определить расчётный расход газа банно-прачечным комбинатом города из примера 5.5.
Годовой расход газа на мытьё в бане составляет Vгод1+2 = 33241 м³/год, а для
нужд прачечной Vгод3 = 835015 м³/год.
Коэффициенты часового максимума определяем по табл. 5.10:
– для бани (с учётом отопления) km = 1/2700;
– для прачечной (с учётом отопления) km = 1/2900.
Расчётный расход газа составляет
VБПК = 33241·1/2700 + 835015·1/2900 = 12,3 + 287,9 = 300,2 м³/ч.
Пример 5.11. Определить расчётный расход газа котельными города из примера 5.6. Для квартальной котельной подобрать количество котлов ДЕВ 10-14ГМ-О
(КВ-ГМ-7,56-150С) Бийского котельного завода.
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции зданий определим исходя из
максимальных расходов теплоты для каждой из зон застройки по выражению
Wот.вент = 10−3  qот Fобщ (1 + k1 + k1k2 );
(5.22)
Общая отапливаемая площадь 5-этажной застройки 356 920 м² (qот = 82 Вт/м²);
7-этажной застройки (без квартала 20) – 229 040 м² (qот = 82 Вт/м²); 9-этажной застройки – 456 560 м² (qот = 81 Вт/м²) и 12-этажной застройки – 94 464 м²
(qот = 54 Вт/м²).
Wот.вент = 10–3·(82·(356 920 + 381 680)·(1 + 0,25 + 0,25 · 0,4) + 81 · 456 560·(1 + 0,25 +
+ 0,25 · 0,6) + 54 · 94 464·(1 + 0,25 + 0,25·0,6) = 81 763,0 + 52 413,1 + 10 844,5 =
= 145 020,6 кВт.
Расчётный расход теплоты на горячее водоснабжение определим по выражению (5.11). Для зоны 5-этажной застройки qг.в = 73 Вт/чел. и N = 6734 чел.; для 7–
12-этажной застройки qг.в = 376 Вт/чел. и N = 7201 + 8615 + 1782 = 17 598 чел.
Wг.в = 10–3·(73 · 6734 + 376 · 17 598) = 491,6 + 6616,8 = 7108,4 кВт.
Суммарный расход теплоты для городской котельной составляет
WК = Wот.вент + Wг.в = 145 020,6 + 7108,4 = 152 129,0 кВт.
149
Расчётный расход газа определим по выражению, аналогичному (5.13):
3600W
.
Qн η
V=
VК =
(5.23)
3600 ⋅ 152129,0
= 17 939,9 м³/ч.
35922 ⋅ 0,85
Для квартала 20 также определим Wот.вент, Wг.в и V.
Wот.вент = 10–3 · 82 · 229 040·(1 + 0,25 + 0,25·0,4) = 25 354,7 кВт;
Wг.в = 10–3·376 · 4322 = 1625,1 кВт;
WКК = 25354,7 + 1625,1 = 26 979,8 кВт.
Согласно данным производителя, теплопроизводительность котла ДЕВ
10-14ГМ-О составляет 7,56 МВт (7560 кВт), расчётный КПД – 93%. Количество
котлов, устанавливаемых в котельной,
n=
26979,8
= 3,6.
7560
Принимаем к установке 4 котла. Мощность квартальной котельной будет равна
WКК = 7560·4 = 30 240 кВт.
Расход газа квартальной котельной составляет
VКК =
3600 ⋅ 30240
= 3258,7 м³/ч.
35922 ⋅ 0,93
150
6. Газодинамический расчёт газовых сетей
6.1. Общие положения
Целью газодинамического расчёта является подбор диаметров
участков для пропуска расчётных расходов газа с последующим
определением потерь давления в газопроводе.
В основу газодинамического расчёта положены основные законы
механики жидкости и газов, такие же, как и для вентиляции или
теплоснабжения. Только по газопроводам движется сжимаемая среда (только для газопроводов низкого давления сжимаемостью можно пренебречь), плотность которой падает ввиду снижения давления в газопроводе.
Различают потери давления на трение (линейные) и в местных
сопротивлениях. Первые происходят из-за трения газа о стенки
трубопровода (т. е. происходит уменьшение статического давления потока); вторые – на коротких участках трубопровода в результате изменения скорости потока по величине (сужение, расширение и т. п.) и направлению (тройники, отводы и пр.). Таким
образом, для определённого участка газопровода (участок характеризуется постоянством размеров трубы и расхода в ней) можно
записать
Δpуч = Δpтр + Δpм.с .
(6.1)
6.2. Определение потерь давления на трение
Для нахождения расчётных зависимостей в целях определения
линейных потерь давления на элементарном участке газопровода
внутренним диаметром dвн, м, и длиной dx, м, воспользуемся формулой Дарси–Вейсбаха в дифференциальном виде
ΔР = −λ
dx ρw2
,
d вн 2
где λ – коэффициент трения (коэффициент Дарси);
ρw²/2 – динамическое давление газа, Па;
151
(6.2)
ρ – плотность газа, кг/м³;
w – скорость движения газа в трубопроводе.
Для дальнейшего определения потери давления необходимо дополнительно воспользоваться уравнением сплошности газового потока
∂ρ ∂ ( ρwx ) ∂ ( ρwy ) ∂ ( ρwz )
+
+
+
= 0,
∂τ
∂x
∂y
∂z
(6.3)
где wx, wy и wz – компоненты скорости потока, м/с.
Для установившегося потока изменения плотности не происходит (хотя плотность внутри объёма может отличаться от плотности
∂ρ
= 0.
втекающего газа) и тогда
∂τ
Для стационарного одномерного течения газа, которое наблюдается в трубе, wy = 0, wz = 0. В этом случае (6.3) принимает вид
∂ ( ρwx )
∂x
= 0.
(6.4)
Интегрируя данное выражение, получаем
ρwx = const.
(6.5)
Из этого следует, что массовый расход постоянен, т. е. можно
записать (уравнение приведено для участка постоянной площади F)
G = 3600ρwF = 3600ρ0 w0 F = ρ0V0 ,
(6.6)
где G – массовый расход газа, кг/ч;
ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;
V0 – объёмный расход газа, приведённый к нормальным условиям, м³/ч.
Отсюда следует
152
ρ0V0
;
3600 F
ρ0V0
.
w=
3600ρF
ρw =
Тогда динамическое давление газа будет равно
ρ0V0
ρ02V02
ρw2 1 ρ0V0
=
=
.
2
2 3600 F 3600ρF 2 ⋅ 12,96 ⋅ 106 ρF 2
С учётом, что F = π d вн2 /4, получим
16ρ02V02
ρ02V02
ρw2
=
=
.
2
2 ⋅ 12,96 ⋅ 106 ρπ2 d вн4 1,62 ⋅ 106 ρπ2 d вн4
(6.7)
Изменение плотности выразим из уравнения состояния газа
(уравнения Менделеева – Клапейрона)
 P = zρRT ;

 P0 = ρ0 RT0 ,
(6.8)
где Р и Р0 – абсолютное давление газа при данных и нормальных
условиях соответственно, Па;
z – коэффициент сжимаемости (см. подраздел 1.4);
R – удельная газовая постоянная, Дж/(кг·К);
T и T0 – абсолютная температура газа при данных и нормальных
условиях соответственно, К.
Выразим отношение плотностей ρ0/ρ:
ρ0 zTP0
=
.
ρ T0 P
Подставим данное выражение в (6.7), а затем в (6.2) и разделим
переменные
153
ρ0V02
zTP0
ρw2
=
;
6 2 4
2
1,62 ⋅ 10 π d вн T0 P
ΔР = −λ
ρ0V02
zTP0
ρ0V02 zTP0
dx
dx;
=
−λ
d вн 1,62 ⋅ 106 π2 d вн4 T0 P
1,62 ⋅ 106 π2 d вн5 T0 P
− РΔР = λ
ρ0V02 zTP0
dx.
5
1,62 ⋅ 106 π2 d вн
T0
(6.9)
Проинтегрируем левую часть выражения в пределах от начального давления Рн до конечного Рк, а правую – от 0 до длины газопровода l, м, при этом λ и T будем считать постоянными
Рк
−  Р ΔР = λ
Рн
−
l
ρ0V02 zTP0
dx;
5
1,62 ⋅ 106 π2 d вн
T0 0
ρ0V02 zTP0
Р 2 Рк
l;
=λ
5
T0
2 Рн
1,62 ⋅ 106 π2 d вн
Рн2 − Рк2 = λ
ρ0V02 zTP0
l.
0,81 ⋅ 106 π2 d вн5 T0
(6.10)
Данное уравнение является основным уравнением для расчёта
газопроводов любого давления при учёте неизотермичности течения газа.
В городских газопроводах температура близка к 0°С, поэтому
можно принять, что Т/Т0 ≈ 1. Предыдущее выражение в этом случае
примет вид
Рн2 − Рк2 =
λρ0V02 zP0
l.
5
0,81 ⋅ 106 π2 d вн
(6.11)
Для газопроводов с абсолютным давлением газа до 1,2 МПа коэффициент сжимаемости также можно приближённо принять равным единице.
154
Рн2 − Рк2 =
λρ0V02 P0
l.
5
0,81 ⋅ 106 π2 d вн
(6.12)
Для газопровода низкого давления возможно дальнейшее упрощение выражения (6.12). Распишем разность квадратов давлений
Рн2 − Рк2 = ( Рн − Рк )( Рн + Рк ) = ( Рн − Рк ) ⋅ 2 Рср.ар ,
где Рср.ар = (Рн + Рк)/2– среднеарифметическое значение начального
и конечного давления, Па.
Для газопроводов низкого давления Рср.ар ≈ P0. Тогда получим
Рн − Рк = λ
ρ0V02
l.
5
1,62 ⋅ 106 π2 d вн
(6.13)
Учитывая, что Р = р + ратм, получим
рн − рк = Δртр = λ
ρ0V02
l.
5
1,62 ⋅ 106 π2 d вн
(6.14)
Коэффициент трения в общем случае зависит от режима движения газа и шероховатости трубопровода. Влияние данных факторов
при ламинарном и турбулентном режимах различно.
Режим движения определяется исходя из числа Рейнольдса Re,
которое показывает отношение сил инерции к силам вязкого трения
Re =
V0
ρwd вн wd вн
=
=
,
900πd вн ν
μ
ν
(6.15)
где μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с;
ν – коэффициент кинематической вязкости, м²/с.
При значении числа Рейнольдса менее критического Reкр = 2000
наблюдается ламинарный режим движения, для которого коэффициент трения не зависит от шероховатости стенок и определяется
155
только исходя из Re по формуле Пуазёйля, которая для круглых
труб имеет вид
λ=
64
.
Re
(6.16)
Для переходной зоны (2000 < Re < 4000) шероховатость влияние
также не оказывает и коэффициент Дарси определяется по формуле
Р. М. Зайченко
λ = 0,0025Re1/3 .
(6.17)
Для турбулентного режима течения выделяют три зоны трения
[1, 47] в зависимости от отношения dвн/kэкв1, где kэкв – эквивалентная
шероховатость стенок трубы, мм (для стальной kэкв = 0,1 мм, для
стальной, бывшей в эксплуатации, kэкв = 1 мм, полиэтиленовой –
kэкв = 0,007 мм)2:
– область гидравлически гладких труб 4000 < Re < 20dвн/kэкв
(в [57] верхней границей служит 23dвн/kэкв), коэффициент трения не
зависит от шероховатости трубы и определяется по формуле Блазиуса (от 4000 < Re < 100 000)
λ=
0,3164
;
Re1/4
(6.18)
– переходная область от гидравлически гладких к гидравлически
шероховатым трубам 20dвн/kэкв < Re < 500dвн/kэкв, когда шероховатость стенок начинает оказывать влияние на коэффициент трения, λ
определяется по формуле А. Д. Альтшуля
1/ 4
 68 kэкв 
λ = 0,11
+
 ;
 Re d вн 
1
2
Обратную величину, т. е. kэкв/dвн, называют относительной шероховатостью.
Внутренний диаметр также должен быть взят в миллиметрах.
156
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
(6.19)
– область гидравлически шероховатых труб (квадратичная или
автомодельная) Re > 500dвн/kэкв, в которой влияние оказывает только шероховатость стенок, коэффициент λ определяется по формуле
Б. Л. Шифринсона
1/ 4
k 
λ = 0,11 экв  .
 d вн 
(6.20)
С достаточной точностью для всего турбулентного режима течения можно использовать формулу А. Д. Альтшуля.
Стоит отметить, что в [57] отсутствует зона квадратичного сопротивления.
Для расчёта коэффициента трения магистральных газопроводов
используется формула ВНИИГАЗ [55]
0,2
 158 2kэкв 
λ = 0,067 
+
 .
d вн 
 Re
(6.21)
В данной формуле эквивалентная шероховатость труб принимается:
– для стальных труб без внутреннего гладкостного покрытия
kэкв = 0,030 мм;
– для стальных труб с внутренним гладкостным покрытием kэкв =
= 0,010 мм.
Для упрощения расчётов в выражении (6.12) вводят обозначение
А=
λρ0V02 P0
,
5
0,81 ⋅ 106 π2 d вн
(6.22)
называемое среднеквадратичным перепадом давлений и выражают
в МПа²/км (для этого нужно умножить значение, полученное при
подстановке величин в единицах СИ, на 10–9). В этом случае получаем следующее выражение, удобное для расчёта:
Рн2 − Рк2 = Al.
157
(6.23)
Рис. 6.1. Номограмма для расчёта газопроводов среднего и высокого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; стальные трубы с kэкв = 0,1 мм)
158
Рис. 6.2. Номограмма для расчёта газопроводов среднего и высокого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; полиэтиленовые трубы SDR 11
с kэкв = 0,007 мм)
159
Рис. 6.3. Номограмма для расчёта газопроводов среднего и высокого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; полиэтиленовые трубы SDR 17
с kэкв = 0,007 мм)
160
Определить величину А можно с помощью номограмм, построенных для нормальных условий для природного газа плотностью
ρ0 = 0,73 кг/м³ и кинематической вязкостью ν = 14,3·10–6 м²/с и для
пропана с ρ0 = 2,01 кг/м³ и кинематической вязкостью ν = 3,73×
×10–6 м²/с.
Пересчёт среднеквадратического перепада давлений на другую
плотность газа производится по выражению
Аф = Агр
ρ0
,
0,73
(6.24)
где Aф и Aгр – фактический и определённый по номограмме среднеквадратичный перепад давлений, МПа²/км;
ρ0 – плотность используемого газа при нормальных условиях,
кг/м³;
0,73 кг/м³ – плотность стандартного газа, для которого построена
номограмма.
Для сетей низкого давления в формуле (6.14) вводят вспомогательную величину
R=
λρ0V02
,
5
1,62 ⋅ 106 π2 d вн
(6.25)
которая является удельными потерями давления на трение и измеряется в Па/м. Тогда потери давления на трение можно определить
как
Δртр = Rl.
(6.26)
При плотности газа, отличной от той, для которой построена номограмма, удельные потери давления пересчитываются по выражению, аналогичному (6.24):
Rф = Rгр
161
ρ0
.
0,73
(6.27)
Рис. 6.4. Номограмма для расчёта газопроводов низкого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; стальные трубы с kэкв = 0,1 мм)
162
Рис. 6.5. Номограмма для расчёта газопроводов низкого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; медные трубы с kэкв = 0,01 мм)
163
Рис. 6.6. Номограмма для расчёта газопроводов низкого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; полиэтиленовые трубы SDR 11
с kэкв = 0,007 мм)
164
Рис. 6.7. Номограмма для расчёта газопроводов низкого давления
(природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³ и ν = 14,3·10–6 м²/с; полиэтиленовые трубы SDR 17
с kэкв = 0,007 мм)
165
Следует отметить, что зависимости (6.24) и (6.27) подходят для
природного газа, имеющего малое отличие плотности и кинематической вязкости от стандартного. При больших различиях они применимы только в квадратичной области сопротивления.
6.3. Определение потерь давления на местных сопротивлениях
Потери давления в местных сопротивлениях рассчитываются по
формуле Вейсбаха
Δрм.с =  ζ
ρw2
,
2
(6.28)
где Σζ – сумма коэффициентов местных сопротивлений на участке;
ρw²/2 – динамическое давление газа, Па.
Коэффициент местного сопротивления показывает отношение
потерь полного давления в местном сопротивлении к динамическому давлению, зачастую в участке с меньшим расходом, если это не
указано отдельно.
Значения коэффициентов приводятся в справочной литературе, а
также в каталогах производителей. Значения некоторых коэффициентов местных сопротивлений приведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Значения коэффициентов местных сопротивлений
элементов систем газоснабжения
Вид местного
сопротивления
Значение ζ для DN
25
32 40 50 и более
Сужение – 0,35;
Внезапное изменение диаметра
расширение – 0,30.
в пределах перехода на слеОтносятся к скорости в сечении с меньшим
дующий диаметр по ГОСТ
диаметром
Тройник проходной
1,0
Вне зависимости от диаметра.
Тройник ответвления
1,5
Относятся к скорости
Тройник слияния
3,0
в сечении с меньшим
Крестовина проходная
2,0
расходом
Крестовина поворотная
3,0
Отвод гнутый на 90° при
0,8
0,6
0,5
0,5 0,4
0,3
R/d = 3–4
15
166
20
Вид местного
сопротивления
Кран пробковый проходной
Кран шаровой полнопроходной
Кран шаровой неполнопроходной
Краны шаровые VALTEC,
VT271, VT272, VT277 и VT278
Клапан термозапорный
Клапан прямоточный
Задвижка
Продолжение табл. 6.1
Значение ζ для DN
20
25
32 40 50 и более
1,5
1,5
–
–
–
0,1–0,2
15
3
0,2–0,3
0,28
0,15 0,13
–
–
–
2,0
3,0
3,0
3,0
2,5 2,5
2,0
0,5 (DN = 50–100); 0,25 (DN = 175–200);
0,5 (DN > 300)
Для большинства местных сопротивлений коэффициент местного сопротивления не зависит от числа Рейнольдса ввиду незначительной величины вязкого трения по сравнению с потерями на вихреобразование. Однако для устройств с развитой поверхностью (например, фильтры) трение играет заметную роль и поэтому для них
зависимость потерь давления не будет пропорциональной квадрату
скорости и пользоваться выражением (6.28) неправомерно. Потери
давления в них приводятся в табличной форме или с помощью
аппроксимационных зависимостей.
Некоторые производители указывают не коэффициент местного
сопротивления, а пропускную способность kv, (м³/ч)/бар0,5 (в литературе зачастую встречается единица измерения м³/ч, которая не
совсем соответствует физическому смыслу величины), которая показывает объёмный расход жидкости плотностью ρж = 1000 кг/м³,
проходящей через регулирующий орган или другое дросселирующее устройство, при перепаде давлений 105 Па (1 бар) при определённой степени открытия (при полностью открытом клапане вместо
kv используют условную пропускную способность kvу или kvs). Потери давления при этом определяются по выражению
2
Δрм.с
 G 
= 10 
 ,
 ρ ж kv 
5
где 105 – перевод из бар в Па;
G – массовый расход жидкости, кг/ч.
167
(6.29)
Приравнивая правые части уравнений (6.28) и (6.29), получим
(при условии, что в трубопроводе течёт жидкость с плотностью ρж и
скоростью wж)
2
 G 
ρ w2
ζ ж ж = 105 
 ;
2
 ρ ж kv 
(6.30)
2
 G 
2 ⋅ 10 

5
2
 ρж kv  = 2 ⋅ 10 G .
ζ=
ρж wж2
ρ3ж wж2 kv2
5
Подставим уравнение расхода жидкости (6.6)
ζ=
2 ⋅ 105 ( 3600ρж wж F )
3
ж
2
2 2
ж v
ρ w k
=
25,92 ⋅ 1011 ρж2 wж2 F 2 25,92 ⋅ 1011 F 2
.
=
ρ3ж wж2 kv2
ρж kv2
Площадь сечения определим исходя из номинального диаметра с
учётом, что числовое значение дано в миллиметрах
F=
π ( DN / 1000 )
2
=
4
2
π ( DN )
4 ⋅ 106
2
;
 πDN 2 
25,92 ⋅ 1011 
6 
2
4
 4 ⋅ 10  = 0,162π DN .
ζ=
ρж kv2
ρж kv2
Окончательно при ρж = 1000 кг/м³ получаем
ζ=
16, 2 ⋅ 10−5 π2 DN 4
.
kv2
(6.31)
Например, для кранов латунных полнопроходных для газа серии
VALGAS (производитель – VALTEC S.r.L) моделей VT271, VT272,
VT277 и VT278 для DN 15 kvу (по воде) составляет 17 м³/ч, для
168
DN 20 – kvу = 41 м³/ч и для DN 25 – kvу = 70 м³/ч. Рассчитав по выражению (6.31) при ρж = 1000 кг/м³, получим, что коэффициенты местного сопротивления при полном открытии соответственно равны:
для DN 15 ζ = 0,28, для DN 20 ζ = 0,15 и для DN 25 ζ = 0,13.
При газодинамическом расчёте газораспределительных городских сетей допускается учитывать потери давления в местных сопротивлениях путём увеличения расчётной длины газопроводов на
5–10% (п. Г5 [19] и п. 3.30 [57]). Расчётные выражения в этом случае принимают следующий вид:
– для сетей высокого и среднего давления (при z ≈ 1)
Рн2 − Рк2 = (1,05 − 1,10 ) Al ;
(6.32)
– для сетей низкого давления
Δруч = (1,05 − 1,10 ) Rl.
(6.33)
Для внутренних газопроводов обычно используют эквивалентную длину местных сопротивлений, определяемую исходя из равенства
Δрм.с =  ζ
l ρw2
ρw2
= λ экв
,
2
d вн 2
lэкв =
 ζd
λ
вн
.
(6.34)
Потери давления на участке в этом случае равны
Δруч = R ( l + lэкв ) .
(6.35)
Для единичной суммы коэффициентов местных сопротивлений
Σζ = 1 построены диаграммы (рис. 6.8 и 6.9) или составлены табли′ , исходя из
цы для определения единичной эквивалентной длины lэкв
которой определяют lэкв по формуле
′  ζ.
lэкв = lэкв
169
(6.36)
Рис. 6.8. Номограмма для определения эквивалентной длины единичного местного
сопротивления для стальных газопроводов (природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³
и ν = 14,3·10–6 м²/с)
170
Рис. 6.9. Номограмма для определения эквивалентной длины единичного местного
сопротивления для медных газопроводов (природный газ с ρ0 = 0,73 кг/м³
и ν = 14,3·10–6 м²/с)
171
6.4. Расчёт дополнительного давления в газопроводах
Некоторые участки газопроводов имеют различные геометрические отметки по высоте. Ввиду этого возникает необходимость в
учёте дополнительного давления. Рассмотрим схему изменения
давления в газопроводе при подъёме газа на высоту h, м (рис. 6.10).
У поверхности земли (сечение I–I) абсолютное давление в газопроводе составляет РгI , а барометрическое (атмосферное) давление
I
ратм
. С возрастанием высоты атмосферное и давление газа в вертикальном участке падают. Для сечения II–II можно записать
РгII = РгI − ρг gh;
(6.37)
II
атм
(6.38)
р
I
атм
=р
− ρв gh,
где ρг и ρв – соответственно плотность газа и воздуха, кг/м³.
g = 9,81 м/с² – ускорение свободного падения.
Рис. 6.10. Схема изменения давления в газопроводе в зависимости от высоты:
1 – подземный газопровод; 2 – вертикальный газопровод (стояк);
3 – выход газа к потребителю.
172
По определению, избыточное давление газа – это разность между абсолютным его давлением и атмосферным. Распишем избыточные давления в сечениях
I
ргI = РгI − ратм
;
II
ргII = РгII − ратм
.
Разность давлений составит
II
I
Δрдоп = ргII − ргI = РгII − ратм
− ( РгI − ратм
) = РгII − РгI − ( ратмII − ратмI ) .
С учётом (6.37) и (6.38) получим величину дополнительного избыточного давления в газопроводе
Δрдоп = gh ( ρв − ρг ) .
(6.39)
Из этого следует, что давление в газопроводе падает медленнее,
чем атмосферное (из-за различия плотностей). Если же газ тяжелее
воздуха (например, пропан-бутановая смесь), то дополнительное
давление будет отрицательным.
При подъёме газопровода в сторону движения газа высота h берётся положительной, при опускании – отрицательной.
На практике величину Δрдоп учитывают для газопроводов низкого давления при расчёте:
– городских и промышленных сетей при резко выраженном переменном рельефе местности;
– внутридомовых и внутрицеховых газопроводов.
6.5. Расчётные схемы потребления газа
На рис. 6.11 представлены расчётные схемы присоединения потребителей к газопроводу длиной l.
Схема а характерна для транзитных газопроводов, к которым потребители присоединяются только в конце участка. Отбор газа по
длине отсутствует, поэтому расход на участке постоянен. В этом
случае расчётный расход газа на участке равен транзитному, т. е.
Vр = Vтр .
173
(6.40)
Рис. 6.11. Схемы отдачи газа из сети:
а – только с транзитным расходом; б – только с путевым расходом;
в – с транзитным и путевым расходами.
На схеме б показан участок, к которому присоединено большое
число мелких потребителей газа, например стояки жилых зданий,
индивидуальные жилые дома и пр. Весь газ, который поступает в
газопровод, распределяется между потребителями, а транзитный
расход отсутствует. Таким образом, участок несёт только путевой
расход Vп. В этом случае расчётный расход определяется как эквивалентный по потерям давления и рассчитывается по выражению
Vр = αVп ,
(6.41)
где α – коэффициент соотношения путевого и транзитного расхода,
который определяется по выражению [34]
174
α=
1− x +
2n + 1 2
x −1+ x
6n
,
x
(6.42)
где x ∈ [0; 1] – доля путевого от общего;
n – число ответвлений.
Обычно принимают, что α ≈ 0,5, хотя А. А. Ионин [34] рекомендовал принимать α = 0,55, так как при α = 0,5 расчётный расход газа
получается заниженным по сравнению с реальным.
Наиболее общей является схема в, в которой на участке может
присутствовать и транзитный расход, и путевой отбор газа. Расчётный расход газа в этом случае определяется как сумма выражений
(6.40) и (6.41):
Vр = Vтр + αVп .
(6.43)
6.6. Определение путевых расходов газа
Проектирование газовых сетей с учётом всех ответвлений с отдельными мелкими потребителями является весьма сложной и
практически неосуществимой задачей из-за отсутствия точных данных о присоединённых потребителях и местах их присоединения.
При расчёте городских сетей допускают упрощение, что отдача газа
потребителям происходит равномерно и путевой расход газа, таким
образом, будет пропорционален длине. Только для потребителей со
значительным расходом газа возможно знать точное место присоединение их к газопроводу, в этом случае их учитывают как сосредоточенную нагрузку.
Путевой расход определяется исходя из предположения о равномерном распределении мелких коммунальных потребителей, а
интенсивность их распределения определяется плотностью населения. Методика определения путевого расхода в этом случае будет такова:
1) всю газифицируемую территорию разбивают на площади с
одинаковой плотностью населения, которые получают газ от опре175
делённых контуров или участков сети (обычно это районы или
кварталы города);
2) определяется количество газа, потребляемое на этих площадях;
3) вычисляют удельный путевой расход как отношение потребляемого площадями количества газа на периметр сети, от которой
эти площади питаются;
4) рассчитывается путевой расход участка путём перемножения
его длины на удельный путевой расход; при двухсторонней раздаче
газа удельный расход участка равен сумме удельных расходов по
обе стороны.
Рис. 6.12. К определению путевых расходов
Рассмотрим пример. Для участков сети, изображённой на
рис. 6.12, путевые расходы можно определить по следующим
выражениям:
 VI
VIII 
+
Vп1− 2 = 
 l1− 2 ;
 l1− 2 −3− 7 l1− 2 −5− 6 −1 
 VI
VIV 
+
Vп2 −3 = 
 l2 − 3 ;
 l1− 2 −3− 7 l2−3− 4 −5− 2 
176
Vп6 −1 =
VIII
l1− 2−5− 6 −1
l6−1 и т. п.,
где VI, VIII и VIV – расход газа потребителями на площадях FI, FIII и
FIV соответственно, м³/ч;
l – длины участков, м.
6.7. Расчёт тупиковых сетей низкого давления
Согласно требованиям ТНПА (п. Г.3 [19], 3.25 [57]), расчётные
потери давления газа в распределительных газопроводах низкого
давления (от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удалённого прибора) принимают не более 1800 Па: в уличных
и внутриквартальных газопроводах потери должны быть не более
1200 Па, в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах – не
более 600 Па.
При расчёте однониточных газопроводов под сосредоточенной
нагрузкой понимают потребителей с расходом газа больше 50 м³/ч,
а также потребителей с меньшим расходом, но подключённых через
отдельные ответвления.
Методика газодинамического расчёта тупиковых сетей с сосредоточенными потребителями заключается в следующем.
1. Сеть разбивается на участки с постоянным расходом газа, участки нумеруются.
2. Выбирается основное направление – наиболее протяжённое и
нагруженное.
3. Для основного направления определяется величина средних
удельных потерь давления на трение Rср, Па/м, по формуле
Rср =
Δррасп 0,73
⋅
,
1,1 l ρ0
(6.44)
где Δррасп – располагаемый перепад давлений, Па;
∑l – суммарная длина участков основного направления, м;
0,73 кг/м³ – плотность природного газа, для которой построены
номограммы.
177
4. По номограммам исходя из Rср и расчётного расхода Vр определяются диаметры участков.
5. По подобранному диаметру и Vр рассчитывают фактические
удельные потери давления на трение Rуч по формуле (6.25) или определяют по номограмме и пересчитывают на фактическую плотность газа по выражению (6.27).
6. Определяются потери давления в сети как сумма потери давления по основному направлению
Δрс =  Δруч .
(6.45)
7. Рассчитывается невязка
σ=
Δррасп − Δрс
Δррасп
⋅ 100%.
(6.46)
8. Если невязка получилась менее 5%, то расчёт основного направления заканчивают; в противном случае изменяют диаметры и
добиваются требуемой невязки.
9. Рассчитывают располагаемое давление для ответвлений, которое определяется как разность между потерями давления в сети и
потерями давления на участках, общих для основного и увязываемого направлений.
10. Для каждого ответвления определяется Rср. по (6.44), подбираются диаметры, рассчитываются потери давления и находится
невязка по (6.46), которая должна быть менее 5%.
При расчёте ответвлений возможен случай, когда участок имеет
один диаметр и не увязывается. В этом случае он разбивается на
два, начало которого имеет меньший диаметр, а конец – больший из
двух, определённых по номограмме. Изменяя соотношение длин
каждого из участков, добиваются нужной величины невязки.
Пример 6.1. Определить диаметры и потери давления в газовой сети низкого
давления, схема которой приведена на рис. 6.13. Газопроводы проектируются из
полиэтиленовых труб с SDR 11. Плотность газа ρ0 = 0,78 кг/м³; кинематическая
вязкость ν0 = 12,9·10–6 м²/с; давление после ГРП рн = 2000 Па; давление у потребителей рк = 1200 Па.
178
Рис. 6.13. Схема газовой сети со сосредоточенными потребителями
Определяем располагаемый перепад давлений
Δррасп = рн – рк = 2000 – 1200 = 800 Па.
Выбирается основное направление, которым является в данном примере 1–4.
Суммарная длина основного направления составляет Σl = l1 + l2 + l3 + l4 = 225 +
+ 125 + 210 + 65 = 625 м. Тогда средние удельные потери давления основного направления составляют
Rср =
800 0,73
⋅
= 1,089 Па/м.
1,1 ⋅ 625 0,78
По номограмме (рис. 6.6) для каждого из участков определяем диаметр и рассчитываем потери давления. Рассчитав потери давления на основном направлении,
определяем невязку, которая получилась менее 5%. На этом расчёт основного направления заканчиваем.
Для увязки ответвлений определяем располагаемое давление; для ответвлений
данной сети получаем
5
2,3,4
Δррасп
= Δрс −  Δруч
= Δр1уч ;
6
3,4
Δррасп
= Δрс −  Δруч
=  Δр1,2
уч ;
7
4
Δррасп
= Δрс − Δруч
=  Δр1,2,3
уч .
Затем для каждого из них определяем Rср по выражению (6.44) и предварительно задаёмся диаметром. Если невязка с заданным диаметром менее 5%, то расчёт
данного ответвления заканчиваем.
179
Расчёты сведены в табл. 6.2. Следует обратить внимание, что величина Rуч рассчитана, а не определена по номограмме.
Так как на участках 5–7 первоначальная невязка составила более 5%, то они
дополнительно разбиваются на два участка (обозначены соответственно одним и
двумя штрихами), один из которых имеет подобранный диаметр, а второй – на шаг
меньший. Уменьшения невязки добиваются выбором оптимального соотношения
длин газопроводов с различными диаметрами.
Таблица 6.2
Газодинамический расчёт сети низкого давления
Номер
участка
1
2
3
4
5
5´
5´´
6
6´
6´´
7
7´
7´´
Vр,
м³/ч
l, м
dн×δ, мм
dвн, м
Rуч,
Па/м
Δруч =
= Rуч·1,1l,
Па
ΣΔруч,
Па
Основное направление
125×11,4
0,1022
1,087
269,0
269,0
140×12,7
0,1146
1,285
176,7
445,7
160×14,6
0,1308
2,594
599,2
1044,9
225×20,5
0,1840
1,117
79,9
1124,8
Расчёт ответвлений
Участок 5: Δррасп = 269,0 Па; Rуч = 1,271 Па/м
50
180
90×8,2
0,0736
1,537
304,3
304,3
Невязка составляет σ = |304,3 – 269,0| · 100%/269,0 = 13,1% > 5%
50
150
90×8,2
0,0736
1,537
253,6
253,6
50
30
110×10,0
0,0900
0,590
19,5
273,1
Невязка составляет σ = |273,1 – 269,0| · 100%/269,0 = 1,5% < 5%
Участок 6: Δррасп = 445,7 Па; Rуч = 1,896 Па/м
170
200
125×11,4
0,1022
2,764
608,1
608,1
Невязка составляет σ = (608,1 – 445,7) · 100%/445,7 = 36,4% > 5%
170
70
125×11,4
0,1022
2,764
212,8
212,8
170
130
140×12,7
0,1146
1,601
228,9
441,7
Невязка составляет σ = |441,7 – 445,7| · 100%/441,7 = 0,9% < 5%
Участок 7: Δррасп = 1044,9 Па; Rуч = 5,927 Па/м
180
150
110×10,0
0,0900
5,610
925,7
925,7
Невязка составляет σ = |925,7 – 1044,9| · 100%/1044,9 = 11,4% > 5%
170
20
90×8,2
0,0736
13,278
292,1
292,1
170
130
110×10,0
0,0900
5,072
725,3
1017,4
Невязка составляет σ = |1017,4 – 1044,9| · 100%/1044,9 = 2,6% < 5%
100
150
320
500
225
125
210
65
Методика расчёта тупиковых сетей с распределёнными потребителями подобна методике для сосредоточенных потребителей, но основное отличие состоит в определении расчётных расходов на участках.
180
а) Сначала определяем удельный расход газа Vуд, м³/(ч·м), на
участках с путевым отбором газа
V
Vуд =
,
(6.47)
 lп
где ∑lп – суммарная расчётная длина участков с путевым отбором
газа, м.
Для участков с односторонним отбором газа lп принимается равной половине их фактической длины, при двухстороннем отборе –
равной их фактической длине.
б) Для каждого из участков расчётного направления определяем расход газа по формуле (6.43), а путевой расход на участке – по выражению
Vп = Vуд lп .
(6.48)
Дальнейшие расчёты выполняются по методике для сосредоточенных потребителей (п. 2–10).
Пример 6.2. Определить диаметры и потери давления в газовой сети низкого
давления, схема которой приведена на рис. 6.14. Газопроводы проектируются из
полиэтиленовых труб с SDR 11. Плотность газа ρ0 = 0,78 кг/м³; кинематическая
вязкость ν0 = 12,9·10–6 м²/с; расход газа на V = 35 м³/ч; расчётный перепад давлений
примем равным нормативному Δррасп = 1200 Па.
Рис. 6.14. Схема газовой сети с путевым отбором газа
181
Определяем суммарную длину участков с путевым отбором газа. Так как они
все с односторонним отбором газа, то их расчётную длину принимаем в два раза
меньше фактической
∑lп = 0,5·(l1 + l3 + l6 + l8) = 0,5·(60 + 20 + 20 +40) = 70 м.
Удельный расход газа составляет
Vуд = 35/70 = 0,5 м³/(ч·м).
Диаметры участков подбираем по номограмме (рис. 6.6) исходя из средних
удельных потерь давления на трение, определённых по (6.44). Суммарная длина
расчётного направления составляет Σl = l1 + l2 + l3 + l4 + l5 = 60 + 30 + 20 + 20 +50 =
= 180 м.
Rср =
1200 0,73
⋅
= 5,672 Па/м.
1,1 ⋅ 180 0,78
В дальнейшем расчёты совпадают с приведёнными в примере 6.1. Располагаемое давление для направления 6–9
6 −9
5
Δррасп
= Δрс − Δруч
=  Δр1уч− 4 .
Результаты приведены в табл. 6.3.
Таблица 6.3
Основное направление
30
0,5
15
0
7,5
32×3,0 0,0260
7,796
514,5
–
–
–
15
15
40×3,7 0,0326
8,972
296,1
10
0,5
5
15
17,5 50×4,6 0,0408
4,038
88,8
–
–
–
20
20
63×5,8 0,0514
1,699
37,4
–
–
–
35
35
63×5,8 0,0514
4,543
249,9
Невязка составляет σ = |1200,0 – 1186,7| · 100%/1200,0 = 1,1% < 5%
Расчёт ответвлений
Направление 6–9: Δррасп = 936,8 Па; Rср = 8,517 Па/м
10
0,5
5
0
2,5
32×3,0 0,0260
0,886
19,5
–
–
–
5
5
32×3,0 0,0260
3,825
126,2
20
0,5
10
5
10
32×3,0 0,0260 12,930 568,9
–
–
–
15
15
40×3,7 0,0326
8,972
197,4
Невязка составляет σ = |912,0 – 936,8|·100%/936,8 = 2,9% < 5%
182
ΣΔруч, Па
Δруч =
= Rуч·1,1l,
Па
Rуч, Па/м
dвн, м
dн×δ, мм
Vр, м³/ч
20
30
40
20
Vтр, м³/ч
6
7
8
9
Vп, м³/ч
60
30
20
20
50
Vуд,
м³/(ч·м)
l, м
1
2
3
4
5
lп, м
Номер
участка
Газодинамический расчёт сети низкого давления
514,5
810,6
899,4
936,8
1186,7
19,5
145,7
714,6
912,0
6.8. Расчёт кольцевых сетей низкого давления
Расчёт кольцевых сетей низкого давления производится в следующем порядке.
1. Составляется расчётная схема газоснабжения с питающими
контурами, на которую наносится трасса газопровода с длинами и
номерами узлов.
2. Определяется суммарная длина каждого питающего контура.
3. Для каждого контура определяется удельный путевой расход
Vуд =
Vк
.
 lк
(6.49)
4. Задаётся начальное распределение потоков газа в сети. Направление газа выбирается таким образом, чтобы он двигался от
точки питания к потребителю кратчайшим путём.
5. Выбираются главные направления.
6. Определяются расчётные расходы газа на участках по выражению
Vр = Vтр + 0,55Vп .
(6.50)
Расходы на главных направлениях должны быть примерно одинаковы.
7. Производится проверка правильности расчёта расходов: в точке питания расход должен быть равен расходу газа в сети.
8. Определяются средние удельные потери давления на трение
по главным направлениям (выражение (6.44)).
9. По номограммам исходя из Rср и расчётного расхода Vр определяются диаметры участков. Минимальный диаметр стальных газопроводов принимают 50 мм, у полиэтиленовых определяется исходя из того, что толщина стенки должна быть не менее 3 мм.
10. По подобранному диаметру и Vр рассчитывают фактические
удельные потери давления на трение Rуч по формуле (6.25) или определяются по номограмме и пересчитываются на фактическую
плотность газа по выражению (6.27).
183
11. Производится предварительный газодинамический расчёт.
В каждом кольце направленные по часовой стрелке расходы берём
со знаком «плюс», а против часовой стрелки – со знаком «минус».
12. Определяем ошибку в распределении расходов
δ=
 Δр
0,5 Δр
уч
⋅ 100%.
(6.51)
уч
Ошибка должна быть не более 10%.
13. Если ошибка получилась менее 10%, то переходят к п. 15.
Если же ошибка вышла за допустимые пределы, то для каждого
контура определяем поправочные круговые расходы ΔV´i, поправки
на ошибки в соседних кольцах ΔV´´i и суммарные поправки ΔVi,
м³/ч, по формулам
ΔVi ′ = −
 Δр
Δр
1,75
V
i
уч
;
(6.52)
уч
уч
Δруч
ΔVi ′′=
V
ΔVi ′
уч
Δруч
V
;
(6.53)
уч
ΔVi = Vi ′ + ΔVi ′′.
(6.54)
14. Производим новый газодинамический расчёт с учётом поправочных расходов. Расход на участке определяем как
Vр = Vi + ΔVi − ΔVi с.к ,
(6.55)
где ΔVi с.к – поправочный расход в соседнем кольце, м³/ч.
15. Производится осреднение диаметров. Средний внутренний
диаметр определяется по выражению
184
d внср =
i
α d вн
li
l
,
(6.56)
i
где α – коэффициент, учитывающий увеличение материальной характеристики кольца с постоянным диаметром, обычно α до 1,1;
di и li – внутренний диаметр и длина участка газопровода, м.
Диаметр участка принимаем по сортаменту труб. Так как средний диаметр будет находиться между двумя диаметрами, в расчёты
берём и больший d внб , и меньший d внм из них, т. е.
d внб > d внср > d внм .
(6.57)
16. Производится газодинамический расчёт с новыми диаметрами участков. Если δ < 10%, производится увязка ответвлений.
Пример 6.3. Рассчитать кольцевую сеть, питающую кварталы (рис. 6.15).
Плотность газа ρ0 = 0,78 кг/м³, кинематическая вязкость ν0 = 12,9·10–6 м²/с. Расчётный перепад давлений примем 870 Па. Газопроводы проектируются из полиэтиленовых труб с SDR 11. Расходы газа для кварталов составляют: V13 = 10,4 м³/ч; V14 =
= 30,1 м³/ч; V15 = 29,2 м³/ч; V16 = 55,4 м³/ч; V17 = 30,9 м³/ч; V18 = 30,0 м³/ч; V19 =
= 10,2 м³/ч; V20 = 113,6 м³/ч; V21 = 70,7 м³/ч и V22 = 7,5 м³/ч. В квартал 13 идёт сосредоточенная подача газа, в остальные – с путевым отбором.
Рис. 6.15. План кварталов с сетью низкого давления
185
Сначала нумеруем замкнутые контуры римскими цифрами, незамкнутые – заглавными латинскими буквами и составляем расчётную схему газовой сети, на
которой указываем (рис. 6.16): начальные и конечные точки; начальное распределение потоков и длины участков.
Рис. 6.16. Расчётная схема кольцевой сети низкого давления
Исходя из расходов и длин контуров находим удельные путевые расходы
(в дальнейшем для примера будут производиться расчёты для контура I, а расчёты
для остальных контуров будут сведены в таблицы).
lI = l10–2 + l2–5 + l10–11 + l11–5 = 337 + 264 + 326 + 329 = 1256 м;
VудI = 29,2/1256 = 0,0232 м³/(ч·м).
Таблица 6.4
Определение удельных путевых расходов в контурах
Номер квартала
Номер контура
Vк, м³/ч
lк , м
Vуд, м³/(ч·м)
13
–
10,4
–
–
14
A
30,1
908
0,0331
15
I
29,2
1256
0,0232
16
II
55,4
1703
0,0325
17
III
30,9
1314
0,0235
18
IV
30,0
1236
0,0243
19
V
10,2
1492
0,0068
20
VI
113,6
2375
0,0478
21
VII
70,7
1800
0,0393
22
B
7,5
677
0,0111
186
Суммарный расход газа в сети составляет ∑Vкв = 388 м³/ч.
Выбираем главные направления: 13–10–2–5–8–12–17 (направление А) и 13–15–
18–20–21–22–17 (направление В).
Рассчитываем расходы для всех участков сети (сосредоточенные потребители
отсутствуют), начиная от концевых точек против движения газа вдоль расчётных
направлений в порядке, который предполагается для определения расчётных расходов (табл. 6.5).
Например, для участка 2–1 длиной 250 м
Vп2 −1 = 0,0331·250 = 8,3 м³ч;
Vтр2 −1 = 0 м³ч, так как в конце нет отбора газа сосредоточенным потребителем;
Vп2 −1 = 0 + 0,55·8,3 = 4,6 м³ч.
Таблица 6.5
Определение расчётных расходов на участках кольцевой сети
Номер
участка
12–17
8–12
7–6
8–7
5–8
4–3
5–4
2–5
2–1
708
335
331
226
371
346
132
264
250
Обслуживаемые
контуры
VI
V
B
–
V
B
–
I
A
10–2
337
A, I
10–9
321
A
11–12
457
V, VI
11–5
329
I, V
11–16
538
II, VI
10–11
326
I, II
13–10
184
II
22–17
21–22
20–21
18–20
124
605
465
225
VII
VII
IV
IV
18–19
414
III, IV
15–18
296
III
l, м
Vуд, м³/(ч·м)
Vп,
м³/ч
33,8
2,3
3,7
0,0
2,5
3,8
0,0
6,1
8,3
0,55Vп,
м³/ч
18,6
1,3
2,0
0,0
1,4
2,1
0,0
3,4
4,6
Vтр,
м³/ч
0,0
33,8
0,0
3,7
39,8
0,0
3,8
46,1
0,0
0,0478
0,0068
0,0111
0,0000
0,0068
0,0111
0,0000
0,0232
0,0331
0,0331 + 0,0232 =
19,0
10,5
60,5
= 0,0563
0,0331
10,6
5,8
0,0
0,0068 + 0,0497 =
25,0
13,8
0,0
= 0,0546
0,0232 + 0,0068 =
9,9
5,4
0,0
= 0,0300
0,0325 + 0,0497 =
43,2
23,8
0,0
= 0,0803
0,0232 + 0,0325 =
18,2
10,0
78,1
= 0,0557
0,0325
6,0
3,3
186,4
Транзитный расход в точке 13 (налево)
0,0393
4,9
2,7
0,0
0,0393
23,8
13,1
4,9
0,0243
11,3
6,2
28,7
0,0243
5,5
3,0
40,0
0,0235 + 0,0243 =
19,8
10,9
0,0
= 0,0478
0,0235
7,0
3,9
65,3
187
Vр,
м³/ч
18,6
35,1
2,0
3,7
41,2
2,1
3,8
49,5
4,6
71,0
5,8
13,8
5,4
23,8
88,1
189,7
192,4
2,7
18,0
34,9
43,0
10,9
69,2
Продолжение табл. 6.5
Номер
участка
15–14
314
19–21
132
16–19
267
16–17
672
15–16
337
13–15
318
l, м
Обслуживаемые
контуры
–
Vуд, м³/(ч·м)
Vп,
м³/ч
0,0
0,55Vп,
м³/ч
0,0
Vтр,
м³/ч
10,4
0,0000
0,0243 + 0,0393 =
IV, VII
8,4
4,6
0,0
= 0,0636
0,0235 + 0,0393 =
III, VII
16,8
9,2
8,4
= 0,0628
0,0497 + 0,0393 =
VI, VII
58,5
32,2
0,0
= 0,0871
0,0325 + 0,0235 =
II, III
18,9
10,4
83,7
= 0,0560
II
0,0325
10,3
5,7
185,3
Транзитный расход в точке 13 (направо)
Суммарный расход на входе в точку 13 и на участке ГРП2-13
Vр,
м³/ч
10,4
4,6
17,6
32,2
94,1
191,0
195,6
388,0
Проверяем правильность определения расчётных расходов. Суммарный расчётный расход газа по направлениям (388,0) должен быть равен суммарному расходу газа кварталами, который составляет ∑Vкв = 388,0 м³/ч. Как видно, значения
сходятся, что говорит о правильности определения расчётных расходов по участкам.
Далее необходимо подобрать диаметры на расчётных направлениях. Длины
главных направлений составляют
lА = l13–10 + l10–2 + l2–5 + l5–8 + l8–12 + l12–17 = 184 + 337 + 264 + 371 + 335 + 708 =
= 2199 м;
lВ = l13–15 + l15–18 + l18–20 + l20–21 + l21–22 + l22–17 = 318 + 296 + 225 + 465 + 605 +
+ 124 = 2033 м.
Примем, что потери на участке ГРП2-13 составляют 70 Па. Тогда располагаемое давление на кольцевую сеть составляет Δррасп = 870 –70 = 800 Па.
Средние удельные потери давления на трение определяем по формуле (6.44):
800
0,73
⋅
= 0,310 Па/м;
1,1 ⋅ 2199 0,78
800
0,73
RсрВ =
⋅
= 0,335 Па/м.
1,1 ⋅ 2033 0,78
RсрА =
Ориентируясь на данные значения, по номограмме для полиэтиленовых труб
(рис. 6.6) определяем диаметры участков, после чего производим газодинамический расчёт колец (табл. 6.6). В каждом кольце определяем ошибку распределения
расходов по выражению (6.51).
Так как ошибка во всех случаях получилась менее 10%, то расчёт можно окончить. Однако для повышения точности расчёта и с методологическими целями
рассмотрим дальнейшие действия.
188
Таблица 6.6
Предварительный газодинамический расчёт кольцевой сети
V
11–12
11–5
5–8
8–12
VI
11–16
16–17
11–12
12–17
VII
16–19
19–21
21–22
22–17
16–17
dн×δ, мм
l, м
dвн, м
189
Δруч/Vуч,
Па/(м³/ч)
IV
18–20
20–21
18–19
19–21
| Δруч | Па
15–18
18–19
15–16
16–19
Δруч, Па
III
II
326 140×12,7 0,1146
V
329 50×4,6 0,0408
–
337 125×11,4 0,1022
–
264 125×11,4 0,1022
Ошибка составляет δ = 3,2%
–
318 200×18,2 0,1636
III
337 140×12,7 0,1146
–
184 200×18,2 0,1636
I
326 140×12,7 0,1146
VI
538 110×10,0 0,0900
Ошибка составляет δ = 0,9%
–
296 125×11,4 0,1022
IV
414 75×6,8 0,0614
II
337 140×12,7 0,1146
VII
267 90×8,2 0,0736
Ошибка составляет δ = 1,6%
–
225 125×11,4 0,1022
–
465 125×11,4 0,1022
III
414 75×6,8 0,0614
VII
132 63×5,8 0,0514
Ошибка составляет δ = 3,6%
VI
457 63×5,8 0,0514
I
329 50×4,6 0,0408
–
371 110×10,0 0,0900
–
335 110×10,0 0,0900
Ошибка составляет δ = 1,0%
II
538 110×10,0 0,09
VII
672 90×8,2 0,0736
V
457 63×5,8 0,0514
–
708 110×10,0 0,0900
Ошибка составляет δ = 4,1%
III
267 90×8,2 0,0736
IV
132 63×5,8 0,0514
–
605 75×6,8 0,0614
–
124 63×5,8 0,0514
VI
672 90×8,2 0,0736
Ошибка составляет δ = 1,4%
Rуч, Па/м
II
13–15
15–16
13–10
10–11
11–16
Предварительное распределение расходов
Vуч, м³/ч
I
10–11
11–5
10–2
2–5
номер соседнего
кольца
Номер
кольца
номер
Участки
88,1
5,4
–71,0
–49,5
0,505
0,483
0,596
0,317
191,0
94,1
–189,7
–88,1
–23,8
0,360
0,566
0,356
0,505
0,161
69,2
10,9
–94,1
–17,6
0,570
0,252
0,566
0,246
43,0
34,9
–10,9
–4,6
0,247
0,172
0,252
0,097
13,8
–5,4
–41,2
–35,1
0,886
0,483
0,420
0,317
23,8
32,2
–3,8
–8,6
0,161
0,710
0,886
0,104
17,6
4,6
18,0
2,7
–32,2
0,246
0,097
0,606
0,044
0,710
181,1
174,8
–220,9
–92,1
42,9
125,9
209,8
–72,1
–181,1
–95,3
–12,8
185,6
114,8
–209,8
–72,3
18,3
61,1
88,0
–114,8
–14,1
20,2
445,4
–174,8
–171,4
–116,8
–17,6
95,3
524,8
–445,4
–1,0
93,7
72,3
14,1
403,3
6,0
–524,8
–29,1
181,1
174,8
220,9
92,1
668,9
125,9
209,8
72,1
181,1
95,3
684,2
185,6
114,8
209,8
72,3
582,5
61,1
88,0
114,8
14,1
278,0
445,4
174,8
171,4
116,8
908,4
95,3
524,8
445,4
81,0
1146,5
72,3
14,1
403,3
6,0
524,8
1020,5
2,056
32,370
3,111
1,861
39,398
0,659
2,230
0,380
2,056
4,004
9,329
2,682
10,532
2,230
4,108
19,552
1,421
2,521
10,532
3,065
17,539
32,275
32,370
4,160
3,328
72,133
4,004
16,298
32,275
4,355
56,932
4,108
3,065
22,406
2,222
16,298
48,099
Для каждого контура определяем поправочные круговые расходы ΔV´i, поправки на ошибки в соседних кольцах ΔV″i, и суммарные поправки ΔVi, м³/ч, по формулам (6.52)–(6.54):
42,9
−12,8
= –0,62 м³/ч; ΔVII′ = −
= 0,78 м³/ч;
1,75 ⋅ 39,398
1,75 ⋅ 9,329
18,3
20, 2
ΔVIII′ = −
= –0,53 м³/ч; ΔVIV′ = −
= –0,66 м³/ч;
1,75 ⋅ 19,552
1,75 ⋅ 17,539
93,7
−17,6
ΔVV′ = −
= 0,14 м³/ч; ΔVVI′ = −
= –0,94 м³/ч;
1,75 ⋅ 72,133
1,75 ⋅ 56,932
−29,1
′ =−
ΔVVII
= 0,35 м³/ч;
1,75 ⋅ 48,099
2,056 ⋅ 0,78 + 32,370 ⋅ 0,14
ΔVI′′ =
= 0,16 м³/ч; ΔVI = –0,62 + 0,16 = –0,46 м³/ч.
39,398
ΔVI′ = −
Для уточнения расчётов в дальнейшем вместо ΔV´I используем ΔVI (в дальнейшем аналогично вместо ΔV´II используем ΔVII и т. д.).
ΔVII′′ =
2, 230 ⋅ ( −0,53) + 2,056 ⋅ ( −0, 46 ) + 4,004 ⋅ ( −0,94 )
9,329
ΔVII = 0,78 – 0,63 = 0,15 м³/ч и т. д.
= –0,63 м³/ч;
Производим пересчёт с учётом поправочных расходов (табл. 6.7).
Таблица 6.7
Газодинамический расчёт кольцевой сети с учётом поправочных расходов
326 140×12,7 0,1146 88,1 –0,46 0,15 87,5 0,499 178,9
329 50×4,6 0,0408 5,4 –0,46 –0,49 5,4 0,483 174,8
337 125×11,4 0,1022 –71,0 –0,46 0,00 –71,5 0,603 –223,5
264 125×11,4 0,1022 –49,5 –0,46 0,00 –50,0 0,322 –93,5
Ошибка составляет δ = 2,7%
36,7
318 200×18,2 0,1636 191,0 0,15 0,00 191,2 0,361 126,3
337 140×12,7 0,1146 94,1 0,15 –0,79 95,0 0,576 213,5
184 200×18,2 0,1636 –189,7 0,15 0,00 –189,6 0,356 –72,1
326 140×12,7 0,1146 –88,1 0,15 –0,46 –87,5 0,499 –178,9
538 110×10,0 0,0900 –23,8 0,15 –1,11 –22,5 0,145 –85,8
Ошибка составляет δ = 0,2%
3,0
190
|Δруч|, Па
Δруч, Па
Rуч, Па/м
Vр, м³/ч
ΔVс.к, м³/ч
–
III
–
I
VI
ΔVуч, м³/ч
II
13–15
15–16
13–10
10–11
11–16
Vуч, м³/ч
II
V
–
–
dвн, м
10–11
11–5
10–2
2–5
dн×δ, мм
номер соседнего
кольца
I
Номер
кольца
l, м
номер
Участки
178,9
174,8
223,5
93,5
670,7
126,3
213,5
72,1
178,9
85,8
676,6
Продолжение табл. 6.7
11–16
16–17
11–12
12–17
II
VII
V
–
VII
16–19
19–21
21–22
22–17
16–17
III
IV
–
–
VI
–1,07 0,00
–1,07 0,00
–1,07 –0,79
–1,07 –0,16
41,9
33,8
–11,2
–5,5
–0,49 –1,11
–0,49 –0,46
–0,49 0,00
–0,49 0,00
14,4
–5,4
–41,7
–35,6
–1,11 0,15
–1,11 –0,16
–1,11 –0,49
–1,11 0,00
22,5
31,3
–14,4
–19,7
–0,16 –0,79
–0,16 –1,07
–0,16 0,00
–0,16 0,00
–0,16 –1,11
18,2
5,5
17,8
2,5
–31,3
0,558 181,7
0,264 120,2
0,576 –213,5
0,261 –76,7
11,7
0,236 58,4
0,162 82,9
0,264 –120,2
0,147 –21,3
–0,2
0,955 480,1
0,483 –174,8
0,429 –175,1
0,325 –119,8
10,4
0,145 85,8
0,675 499,0
0,955 –480,1
0,115 –89,6
15,1
0,261 76,7
0,147 21,3
0,595 396,0
0,041 5,6
0,675 –499,0
0,6
|Δруч|, Па
VI
68,4
11,2
–95,0
–18,2
Δруч, Па
VI
I
–
–
–0,79 0,00
–0,79 –1,07
–0,79 0,15
–0,79 –0,16
Rуч, Па/м
11–12
11–5
5–8
8–12
Vр, м³/ч
V
ΔVс.к, м³/ч
–
–
III
VII
296 125×11,4 0,1022 69,2
414 75×6,8 0,0614 10,9
337 140×12,7 0,1146 –94,1
267 90×8,2 0,0736 –17,6
Ошибка составляет δ = 1,0%
225 125×11,4 0,1022 43,0
465 125×11,4 0,1022 34,9
414 75×6,8 0,0614 –10,9
132 63×5,8 0,0514 –4,6
Ошибка составляет δ = 0,0%
457 63×5,8 0,0514 13,8
329 50×4,6 0,0408 –5,4
371 110×10,0 0,0900 –41,2
335 110×10,0 0,0900 –35,1
Ошибка составляет δ = 0,5%
538 110×10,0 0,09 23,8
672 90×8,2 0,0736 32,2
457 63×5,8 0,0514 –13,8
708 110×10,0 0,0900 –18,6
Ошибка составляет δ = 0,7%
267 90×8,2 0,0736 17,6
132 63×5,8 0,0514 4,6
605 75×6,8 0,0614 18,0
124 63×5,8 0,0514 2,7
672 90×8,2 0,0736 –32,2
Ошибка составляет δ = 0,0%
ΔVуч, м³/ч
18–20
20–21
18–19
19–21
Vуч, м³/ч
IV
dвн, м
–
IV
II
VII
dн×δ, мм
номер
соседнего
кольца
III
15–18
18–19
15–16
16–19
Номер
кольца
l, м
номер
Участки
181,7
120,2
213,5
76,7
592,1
58,4
82,9
120,2
21,3
282,8
480,1
174,8
175,1
119,8
949,8
85,8
499
480,1
89,6
1154,5
76,7
21,3
396
5,6
499
998,6
Как видно из таблицы 6.7, ошибки стали меньше.
Производим осреднение диаметров. По выражению (6.56) определяем средний
диаметр для контура I при α = 1,05
d внсрI =
1,05 ( 326 ⋅ 0,1146 + 329 ⋅ 0,0408 + 337 ⋅ 0,1022 + 264 ⋅ 0,1022 )
326 + 329 + 337 + 264
= 0,0938 м.
Данного диаметра нет в сортаменте, поэтому кольцо формируем из труб с ближайшим диаметром 110×10,0 ( d внм = 0,0900 м) и 125×11,4 ( d внб = 0,1022 м).
Расчёт средних диаметров остальных контуров с указанием ближайших диаметров приведён в табл. 6.8.
191
Таблица 6.8
Определение средних диаметров колец
Номер
кольца
I
II
III
IV
V
VI
VII
Участки
номер
l, м
dн×δ, мм
dвн, м
dвн·l, м²
10–11
11–5
10–2
2–5
∑lк, м
13–15
15–16
13–10
10–11
11–16
∑lк, м
15–18
18–19
15–16
16–19
∑lк, м
18–20
20–21
18–19
19–21
∑lк, м
11–12
11–5
5–8
8–12
∑lк, м
11–16
16–17
11–12
12–17
∑lк, м
16–19
19–21
21–22
22–17
16–17
∑lк, м
326
329
337
264
1256
318
337
184
326
538
1703
296
414
337
267
1314
225
465
414
132
1236
457
329
371
335
1492
538
672
457
708
2375
267
132
605
124
672
1800
140×12,7
50×4,6
125×11,4
125×11,4
0,1146
0,0408
0,1022
0,1022
200×18,2
140×12,7
200×18,2
140×12,7
110×10,0
0,1636
0,1146
0,1636
0,1146
0,09
125×11,4
75×6,8
140×12,7
90×8,2
0,1022
0,0614
0,1146
0,0736
125×11,4
125×11,4
75×6,8
63×5,8
0,1022
0,1022
0,0614
0,0514
63×5,8
50×4,6
110×10,0
110×10,0
0,0514
0,0408
0,09
0,09
110×10,0
90×8,2
63×5,8
110×10,0
0,09
0,0736
0,0514
0,09
90×8,2
63×5,8
75×6,8
63×5,8
90×8,2
0,0736
0,0514
0,0614
0,0514
0,0736
37,3596
13,4232
34,4414
26,9808
112,2050
52,0248
38,6202
30,1024
37,3596
48,4200
206,5270
30,2512
25,4196
38,6202
19,6512
113,9422
22,9950
47,5230
25,4196
6,7848
102,7224
23,4898
13,4232
33,3900
30,1500
100,4530
48,4200
49,4592
23,4898
63,7200
185,0890
19,6512
6,7848
37,1470
6,3736
49,4592
119,4158
d внср ,
d нб ×δ,
d нм ×δ,
м
( d внб ), м
( d внм ), м
0,0938
125×11,4
(0,1022)
110×10,0
(0,0900)
0,1273
160×14,6
(0,1308)
140×12,7
(0,1146)
0,0910
125×11,4
(0,1022)
110×10,0
(0,0900)
0,0873
110×10,0
(0,0900)
90×8,2
(0,0736)
0,0707
90×8,2
(0,0736)
75×6,8
(0,0614)
0,0818
110×10,0
(0,0900)
90×8,2
(0,0736)
0,0697
90×8,2
(0,0736)
75×6,8
(0,0614)
Ориентируясь на данные диаметры, производим новый газодинамический расчёт сети (табл. 6.9 и 6.10). После первого этапа на некоторых кольцах ошибка составила более 10%. Поэтому производим расчёт поправочных расходов (для упрощения опущен). Ошибка во всех кольцах после введения поправочных расходов
составила менее 10%.
192
Таблица 6.9
Предварительный газодинамический расчёт кольцевой сети
с усреднёнными диаметрами
VI
VII
dн×δ, мм
l, м
dвн, м
193
Δруч/Vуч,
Па/(м³/ч)
V
|Δруч|, Па
IV
Δруч, Па
III
10–11
II
326 125×11,4 0,1022
11–5
V
329 110×10,0 0,0900
10–2
–
337 125×11,4 0,1022
2–5
–
264 125×11,4 0,1022
Ошибка составляет δ = 0,4%
13–15
–
318 160×14,6 0,1308
15–16 III
337 140×12,7 0,1146
13–10
–
184 160×14,6 0,1308
10–11
I
326 125×11,4 0,1022
11–16
VI
538 140×12,7 0,1146
Ошибка составляет δ = 1,6%
15–18
–
296 125×11,4 0,1022
18–19
IV
414 90×8,2 0,0736
15–16
II
337 140×12,7 0,1146
16–19 VII 267 90×8,2 0,0736
Ошибка составляет δ = 5,5%
18–20
–
225 125×11,4 0,1022
20–21
–
465 125×11,4 0,1022
18–19 III
414 90×8,2 0,0736
19–21 VII 132 90×8,2 0,0736
Ошибка составляет δ = 22,3%
11–12
VI
457 90×8,2 0,0736
11–5
I
329 110×10,0 0,0900
5–8
–
371 110×10,0 0,0900
8–12
–
335 110×10,0 0,0900
Ошибка составляет δ = 27,4%
11–16
II
538 140×12,7 0,1146
16–17 VII 672 110×10,0 0,0900
11–12
V
457 90×8,2 0,0736
12–17
–
708 110×10,0 0,0900
Ошибка составляет δ = 5,3%
16–19 III
267 90×8,2 0,0736
19–21
IV
132 90×8,2 0,0736
21–22
–
605 90×8,2 0,0736
22–17
–
124 75×6,8 0,0614
16–17
VI
672 110×10,0 0,0900
Ошибка составляет δ = 6,6%
Rуч, Па/м
II
Предварительное распределение расходов
Vуч, м³/ч
I
номер
соседнего
кольца
Номер
кольца
номер
Участки
87,5
5,4
–71,5
–50,0
0,860
0,009
0,603
0,322
191,2
95,0
–189,6
–87,5
–22,5
1,048
0,576
1,033
0,860
0,046
68,4
11,2
–95,0
–18,2
0,558
0,112
0,576
0,261
41,9
33,8
–11,2
–5,5
0,236
0,162
0,112
0,022
14,4
–5,4
–41,7
–35,6
0,173
0,009
0,429
0,325
22,5
31,3
–14,4
–19,7
0,046
0,259
0,173
0,115
18,2
5,5
17,8
2,5
–31,3
0,261
0,022
0,251
0,020
0,259
308,4
3,3
–223,5
–93,5
–5,3
366,6
213,5
–209,1
–308,4
–27,2
35,4
181,7
51,0
–213,5
–76,7
–57,5
58,4
82,9
–51,0
–3,2
87,1
87,0
–3,3
–175,1
–119,8
–211,2
27,2
191,5
–87,0
–89,6
42,1
76,7
3,2
167,0
2,7
–191,5
58,1
308,4
3,3
223,5
93,5
628,7
366,6
213,5
209,1
308,4
27,2
1124,8
181,7
51,0
213,5
76,7
522,9
58,4
82,9
51,0
3,2
195,5
87,0
3,3
175,1
119,8
385,2
27,2
191,5
87,0
89,6
395,3
76,7
3,2
167,0
2,7
191,5
441,1
3,525
0,611
3,126
1,870
9,132
1,917
2,247
1,103
3,525
1,209
10,001
2,656
4,554
2,247
4,214
13,671
1,394
2,453
4,554
0,582
8,983
6,042
0,611
4,199
3,365
14,217
1,209
6,118
6,042
4,548
17,917
4,214
0,582
9,382
1,080
6,118
21,376
Таблица 6.10
Газодинамический расчёт кольцевой сети с усреднёнными диаметрами
|Δруч|, Па
VII
16–19
19–21
21–22
22–17
16–17
Δруч, Па
VI
11–16
16–17
11–12
12–17
Rуч, Па/м
V
11–12
11–5
5–8
8–12
Vр, м³/ч
IV
18–20
20–21
18–19
19–21
ΔVс.к, м³/ч
15–18
18–19
15–16
16–19
ΔVуч, м³/ч
III
Vуч, м³/ч
II
13–15
15–16
13–10
10–11
11–16
dвн, м
II
V
–
–
dн×δ, мм
номер
соседнего
кольца
I
10–11
11–5
10–2
2–5
Номер
кольца
l, м
номер
Участки
326 125×11,4 0,1022 87,5 0,12 –1,60 89,2 0,889 318,8 318,8
329 110×10,0 0,0900 5,4 0,12 7,93 –2,4 0,004 –1,4
1,4
337 125×11,4 0,1022 –71,5 0,12 0,00 –71,4 0,602 –223,2 223,2
264 125×11,4 0,1022 –50,0 0,12 0,00 –49,9 0,321 –93,2 93,2
Ошибка составляет δ = 0,1%
1,0 636,6
–
318 160×14,6 0,1308 191,2 –1,60 0,00 189,6 1,033 361,3 361,3
III
337 140×12,7 0,1146 95,0 –1,60 –0,19 93,6 0,561 208,0 208,0
–
184 160×14,6 0,1308 –189,6 –1,60 0,00 –191,2 1,048 –212,1 212,1
I
326 125×11,4 0,1022 –87,5 –1,60 0,12 –89,2 0,889 –318,8 318,8
538 140×12,7 0,1146 –22,5 –1,60 0,70 –24,8 0,055 –32,5 32,5
VI
Ошибка составляет δ = 0,3%
5,9 1132,7
–
296 125×11,4 0,1022 68,4 –0,19 0,00 68,2 0,555 180,7 180,7
IV
414 90×8,2 0,0736 11,2 –0,19 –5,74 16,8 0,227 103,4 103,4
II
337 140×12,7 0,1146 –95,0 –0,19 –1,60 –93,6 0,561 –208,0 208,0
VII 267 90×8,2 0,0736 –18,2 –0,19 –1,54 –16,9 0,229 –67,3 67,3
Ошибка составляет δ = 0,8%
8,8 559,4
–
225 125×11,4 0,1022 41,9 –5,74 0,00 36,2 0,183 45,3 45,3
–
465 125×11,4 0,1022 33,8 –5,74 0,00 28,1 0,117 59,8 59,8
III
414 90×8,2 0,0736 –11,2 –5,74 –0,19 –16,8 0,227 –103,4 103,4
VII 132 90×8,2 0,0736 –5,5 –5,74 –1,54 –9,7 0,082 –11,9 11,9
Ошибка составляет δ = 2,3%
–10,2 220,4
VI
457 90×8,2 0,0736 14,4 7,93 0,70 21,6 0,352 177,0 177,0
I
329 110×10,0 0,0900 –5,4 7,93 0,12 2,4 0,004 1,4
1,4
–
371 110×10,0 0,0900 –41,7 7,93 0,00 –33,8 0,297 –121,2 121,2
–
335 110×10,0 0,0900 –35,6 7,93 0,00 –27,7 0,209 –77,0 77,0
Ошибка составляет δ = 2,6%
–19,8 376,6
II
538 140×12,7 0,1146 22,5 0,70 –1,60 24,8 0,055 32,5 32,5
VII 672 110×10,0 0,0900 31,3 0,70 –1,54 33,5 0,292 215,8 215,8
V
457 90×8,2 0,0736 –14,4 0,70 7,93 –21,6 0,352 –177,0 177,0
–
708 110×10,0 0,0900 –19,7 0,70 0,00 –19,0 0,108 –84,1 84,1
Ошибка составляет δ = 1,3%
–12,8 509,4
III
267 90×8,2 0,0736 18,2 –1,54 –0,19 16,9 0,229 67,3 67,3
IV
132 90×8,2 0,0736 5,5 –1,54 –5,74 9,7 0,082 11,9 11,9
–
605 90×8,2 0,0736 17,8 –1,54 0,00 16,3 0,215 143,1 143,1
–
124 75×6,8 0,0614 2,5 –1,54 0,00 1,0 0,008 1,1
1,1
672 110×10,0 0,0900 –31,3 –1,54 0,70 –33,5 0,292 –215,8 215,8
VI
Ошибка составляет δ = 0,9%
7,6 439,2
194
Определим полноту использования располагаемого давления. Для этого определим перепады давлений по направлениям А (участки 13–10–2–5–8–12–17), В
(участки 13–15–18–20–21–22–17), С (участки 13–10–11–12–17), D (участки 13–15–
18–19–21–22–17) и E (участки 13–15–16–17).
ΔрА = |Δр13–10| + |Δр10–2| + |Δр2–5| + |Δр5–8| + |Δр8–12| + |Δр12–17| = 212,1 + 223,2 +
+ 93,2 + 121,2 + 77,0 + 84,1 = 810,8 Па (невязка с заданным давлением 800 Па составляет 1,4%);
ΔрВ = |Δр13–15| + |Δр15–18| + |Δр18–20| + |Δр20–21| + |Δр21–22| + |Δр22–17| = 361,3 +
+ 180,7 + 45,3 + 59,8 + 143,1 + 1,1 = 791,3 Па (невязка 1,1%);
ΔрС = |Δр13–10| + |Δр10–11| + |Δр11–12| + |Δр12–17| + |Δр12–17| = 212,1 + 318,8 + 177,0 +
+ 84,1 = 792,0 Па (невязка 1,0%);
ΔрD = |Δр13–15| + |Δр15–18| + |Δр18–19| + |Δр19–21| + |Δр21–22| + |Δр22–17| = 361,3 +
+ 180,7 + 103,4 + 11,9 + 143,1 + 1,1 = 801,5 Па (невязка 0,2%);
ΔрЕ = |Δр13–15| + |Δр15–16| + |Δр16–17| = 361,3 + 208,0 + 215,8 = 785,1 Па (невязка
1,9%).
Так как везде невязка получилась менее допустимой (10%), то расчёт выполнен
верно и в корректировке не нуждается. Поэтому производим увязку ответвлений.
Для начала проверим сходимость заданных и расчётных потерь давления на
участке ГРП2-13. Длина данного участка составляет 148 м. Средние удельные потери давления составляют
RсрГРП2 −13 =
70
0,73
⋅
= 0,402 Па/м.
1,1 ⋅ 148 0,78
По номограмме подбираем ближайший диаметр 250×22,7 (dвн = 0,2046 м). Расчётные удельные потери давления по (6.25) составляют Rуч = 0,431 Па/м. Потери
давления на участке составляют ΔрГРП2-13 = 1,1 · 0,431 · 148 = 70,2 Па (невязка с
заданным значением составляет 0,3%).
Для остальных участков расчёт увязки приведён в табл. 6.11.
На рис. 6.17 приведён генплан города с нанесённой на него разводкой газопроводов.
Таблица 6.11
Увязка ответвлений
Участок l, м
2–2´
2´–1
20
230
10–9 321
15–14´ 214
14´–15 100
Vр, Δррасп,
d ×δ,
Rуч, Δруч, Невязка
R , Па/м н
dвн, м
Re
λ
м³/ч Па ср
мм
Па/м Па
σ, %
32×3,0 0,02604850,677390,03803074 3,304 72,7
4,6 364,7 1,241
40×3,7 0,03263868,638410,03924576 1,100 278,3 3,8
Всего на участке 2–1 351,0
5,8 587,9 1,558 40×3,7 0,03264877,848430,03794219 1,691 597,1 –1,6
50×4,6 0,04086988,614480,03469924 1,619 381,1
10,4 438,7 1,189
63×5,8 0,0514 5547,3827 0,03670266 0,540 59,4 –0,4
Всего на участке 14–15 440,5
195
Продолжение табл. 6.11
3–4´
4´–4
5–4
200
146
132
Vр, Δррасп,
R , Па/м
м³/ч Па ср
2,1
2,1 271,5 0,483
3,8
6–6´
6´–7
8–7
70
261
226
2,0
2,0 150,3
3,7
Участок l, м
0,432
dн×δ,
мм
32×3,0
40×3,7
40×3,7
Rуч, Δруч, Невязка
Па/м Па
σ, %
0,02602214,439680,03258577 0,590 129,8
0,03261766,117530,03623768 0,212 34,0
2,0
0,03263195,831730,03682431 0,705 102,4
Всего на участке 3–5 266,2
32×3,0 0,02602108,99017 0,0320601 0,527 40,6
40×3,7 0,0326 1682,0167 0,03804956 0,202 58,0
1,3
50×4,6 0,0408 2486,334 0,03386828 0,200 49,7
Всего на участке 6–8 148,3
dвн, м
Re
λ
Рис. 6.17. Генплан кварталов города с сетью низкого давления
и указанием диаметров газопроводов
6.9. Расчёт внутридомовых газопроводов
Как отмечалось ранее, потери в газопроводах-вводах и внутренних газопроводах должны быть не более 600 Па, включая потери в
газовых приборах, которые составляют ориентировочно [34]: в плитах – 40–60 Па; в водонагревателях – 80–100 Па.
Таким образом, располагаемое давление будет составлять:
– для домов с газовыми плитами – 540–560 Па;
– для домов с водонагревателями – 500–520 Па.
196
Порядок расчёта внутридомовых газопроводов следующий.
1. Выбирается основное направление – от ввода до наиболее нагруженного прибора верхнего этажа самого удалённого стояка.
2. Сеть разбивается на участки.
3. Для каждого участка определяется расход газа на нём Vуч, м³/ч,
по выражению (5.17).
4. Определяют диаметры участков, причём для первого он будет
равен диаметру присоединительного штуцера прибора. Для прокладки используются трубы водогазопроводные согласно ГОСТ 3262-75.
Номинальный диаметр на участках должен быть не менее DN 15.
5. Для каждого участка в зависимости от расхода газа и диаметра
определяют удельные потери давления на трение Rуч, Па/м. Точнее
определяют по выражению (6.25), но можно по номограмме
(рис. 6.4) и пересчёте на фактическую плотность по формуле (6.27).
6. Для каждого участка определяют сумму коэффициентов местных сопротивлений Σζуч.
7. По формуле (6.34) или номограмме (рис. 6.8) определяют эк′ и расвивалентную длину единичного местного сопротивления lэкв
считывают эквивалентную длину всех местных сопротивлений lэкв
по (6.36).
8. Для каждого участка рассчитывают дополнительное давление
Δрдоп, Па, возникающее из-за разности плотностей газа и воздуха,
по выражению (6.39).
9. Определяют потери давления на участках
Δруч = R ( l + lэкв ) − Δрдоп .
(6.58)
10. Определяют потери давления во всей сети и находят невязку
по (6.46). Если она составляет менее 10%, то расчёт по основному
направлению оканчивают и переходят к увязке ответвлений, достигая на них той же допустимой невязки.
В случае, если располагаемое давление велико и увязку невозможно выполнить с помощью изменения диаметров трубопроводов
(например, вся сеть выполнена из труб с DN 15), то для нормальной
работы горелочных устройств оборудования необходимо регулировать расход арматурой у самих приборов.
197
Пример 6.4. Рассчитать внутридомовую сеть секции 5-этажного жилого дома
(рис. 6.18). Используется газ с ρ0 = 0,73 кг/м³, ν0 = 14,13·10–6 м²/с, Qн =
= 35 922 кДж/м³. На кухнях установлены газовые плиты ПГ-3200-06 тепловой мощностью WПГ = 10,45 кВт и проточные водонагреватели ВПГ-23 Siberia aQua модели
0015.14 (WВПГ = 23 кВт). Высота этажа от пола до пола составляет 3,3 м.
Рис. 6.18. План первого этажа секции жилого дома
Составляем аксонометрическую схему внутридомовых газопроводов, на которой указываем запорные устройства, счётчики, термозапорные клапаны, отметки
газопроводов. После расчёта также указывается диаметр газопровода.
Определяем расходы газа оборудованием по выражению (5.18):
ПГ
Vном
=
3600 ⋅ 10, 45
= 1,05 м³/ч;
35922
198
ВПГ
Vном
=
3600 ⋅ 23
= 2,30 м³/ч.
35922
Номинальные диаметры присоединительных штуцеров газовой плиты и проточного водонагревателя составляют DN 15. Поэтому опуски для присоединения
оборудования выполняем с таким же номинальным диаметром. В каждой квартире
установлены счётчики «Берестье» КГ4 с номинальным расходом 4 м³/ч. Так как
присоединительный диаметр счётчика DN 25, то на опуске к нему и подъёме от
него устанавливаются переходы. Потери давления в счётчике рассчитываются по
выражению
2
Δрсч =
Δрсчmax ρ0  Vсч 

 ,
1, 29  Vmax 
(6.59)
где Δрсчmax – потери давления в счётчике, Па, при максимальном расходе Vmax, м³/ч;
1,29 кг/м³ – плотность воздуха, на котором производились испытания счётчика;
Vсч – расход газа, проходящего через счётчик м³/ч.
Для счётчиков КГ4 Vmax = 6,0 м³/ч и Δрсчmax = 200 Па.
2
Δрсч =
200 ⋅ 0,73  1,05 + 2,30 

 = 35,3 Па.
1, 29 
6,0

В качестве запорной арматуры применены:
– для отключения потребителей – краны шаровые латунные муфтовые 11Б27п
DN 15 (на всех стояках);
– для отключения отдельных потребителей в случае пожара – термозапорные
клапаны КТЗ-15 (на стояке Ст-1) и КТЗ-20 (на Ст-2);
– для отключения стояков и отдельных квартир – краны шаровые 11Б27п: на
Ст-1 – DN 15 и DN 20; на Ст-2 – DN 20 и DN 25;
– на вводе – кран шаровой фланцевый КШ-32.
Разводка выполняется на высоте 2,1 м от пола; подключение к стоякам находится на высоте 2,2 м от пола для стояка Ст-1 и для левой части Ст-2 (на первом
этаже – на высоте 2,4 м), для правой части Ст-2 – 2,3 м (на первом этаже – 2,5 м);
опуски к приборам заканчиваются на высоте 1,5 м от пола; к счётчику – на 1,6 м от
пола (см. рис. 6.19 и 6.20).
Разбиваем систему на участки, нумеруя конец и начало участка арабскими
цифрами. За основное направление выбираем направление от водонагревателя на
верхнем этаже через стояк Ст-2 к вводу и далее к присоединению к квартальной
сети. Длины участков принимаем по плану, высоты – по аксонометрии. На стояке
Ст-2 для удобства участок между двумя врезками не учитываем (погрешность в
этом случае будет невелика, так как его длина составляет всего 0,1 м). Эквивалентные длины единичных местных сопротивлений определяем по (6.34). Рассмотрим
подробнее расчёт суммы коэффициентов местных сопротивлений на участках:
199
– участок 1–2 (DN 15): на нём находится кран 11Б27п (ζ = 0,2), отвод гнутый на
90° (ζ = 0,8), переход диаметра с DN 20 (ζ = 0,35) и проходной тройник (ζ = 1,0),
∑ζ = 2,35;
– участок 2–3 (DN 20): два отвода гнутых на 90° (ζ = 0,6), расширение газопровода на выходе из счётчика (ζ = 0,3), сужение на входе в счётчик (ζ = 0,35), кран
11Б27п (ζ = 0,2), клапан термозапорный КТЗ-20 (ζ = 2,0), тройник ответвления (ζ =
= 1,5), ∑ζ = 5,55, счётчик (Δрсч = 35,3 Па);
– участки 3–4 и 4–5 (DN 20), 6–7 (DN 25): проходной тройник (ζ = 1,0);
– участок 5–6 (DN 20): проходной тройник (ζ = 1,0) и переход диаметра с DN 25
на DN 20 (ζ = 0,35), ∑ζ = 1,35;
Рис. 6.19. Часть аксонометрической схемы со стояком Ст-1
200
Рис. 6.20. Часть аксонометрической схемы со стояком Ст-2
201
– участок 7–8 (DN 25): проходной тройник (ζ = 1,0), пять отводов гнутых на 90°
(ζ = 0,5), кран 11Б27п (ζ = 0,2) и переход диаметра с DN 32 на DN 25 (ζ = 0,35), ∑ζ =
= 4,05;
– участок 8–9 (DN 32): тройник на ответвление (ζ = 1,5), два отвода гнутых на
90° (ζ = 0,5), кран КШ-32 (ζ = 0,2), ∑ζ = 2,7;
– участок 10–11 (DN 15): кран 11Б27п (ζ = 0,2), отвод гнутый на 90° (ζ = 0,8),
проходной тройник (ζ = 1,0), ∑ζ = 2,0;
– участок 11–12 (DN 15): три отвода гнутых на 90° (ζ = 0,8), расширение газопровода на выходе из счётчика (ζ = 0,3), сужение на входе в счётчик (ζ = 0,35), кран
11Б27п (ζ = 0,2), клапан термозапорный КТЗ-20 (ζ = 2,0), тройник проходной (ζ =
= 1,0), ∑ζ = 6,25, счётчик (Δрсч = 35,3 Па);
– участки 12–13 (DN 15) и 14–15 (DN 20): проходной тройник (ζ = 1,0);
– участок 13–14 (DN 15) проходной тройник (ζ = 1,0) и переход диаметра с
DN 20 (ζ = 0,35);
– участок 15–8 (DN 20): три отвода гнутых на 90° (ζ = 0,6), кран 11Б27п
(ζ = 0,2), тройник на ответвление (ζ = 1,5), ∑ζ = 3,5.
Высоты для определения дополнительного давления:
– на участках 1–2 и 10–11 газ идёт вниз, поэтому высоту берём со знаком «минус» и определяем как разницу высот разводки в квартире и конца опуска к водонагревателю, т. е. –(2,1 – 1,5) = –0,6 м;
– на участке 2–3 газ идёт вверх от счётчика к разводке и вниз от врезки в стояк
до счётчика, общая высота составит +(2,1 – 1,6) – (2,2 – 1,6) = –0,1 м;
– на участках 3–4, 4–5, 5–6, 12–13, 13–14 и 14–15 газ идёт вверх, высота равна
высоте этажа, т. е. 3,3 м;
– на участке 6–7 газ идёт вверх, высота составляет 5,5 – 2,4 м = 3,1 м;
– на участке 7–8 газ идёт вверх и разность отметок составляет 2,4 – 1,4 =
= 1,0 м;
– на участке 8–9 газ идёт вверх и разность отметок составляет 1,4 – (–1,9) =
= 3,3 м;
– на участке 11–12 газ идёт вверх от счётчика к разводке и от врезки четвёртого
этажа до врезки пятого этажа, а также вниз от врезки в стояк до счётчика; общая
высота составит +(2,1 – 1,6) + 3,3 – (2,2 – 1,6) = 3,2 м;
– на участке 15–8 газ идёт вверх, высота составляет 2,2 – 1,4 = 0,8 м.
Остальные расчёты приведены в табл. 6.12. Располагаемое давление для основного направления принято Δррасп = 510 Па.
Таблица 6.12
Газодинамический расчёт внутридомового газоснабжения
Номер ∑Vном,
участка м³/ч
1–2
2–3
3–4
4–5
2,30
3,35
3,35
3,35
∑ni
1
1
2
4
kо
Vр, м³/ч
l, м
DN dн×δ, мм dвн, м
Основное направление
1,000
2,300
1,28
15
0,700
2,345
2,12
20
0,560
3,752
3,30
20
0,430
5,762
3,30
20
202
21,3×2,8
26,8×2,8
26,8×2,8
26,8×2,8
0,0157
0,0212
0,0212
0,0212
Rуч,
Па/м
9,761
2,058
6,214
13,561
Номер ∑Vном,
участка м³/ч
5–6
3,35
6–7
3,35
7–8
3,35
8–9
3,35
∑ni
6
8
10
15
10–11
2,30
1
11–12
3,35
1
12–13
3,35
2
13–14
3,35
3
14–15
3,35
4
15–8
3,35
5
Номер уча∑ζ
стка
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
10–11
11–12
12–13
13–14
14–15
15–8
kо
Vр, м³/ч
l, м
lэкв, м
H, м
15
15
15
15
20
20
21,3×2,8
21,3×2,8
21,3×2,8
21,3×2,8
26,8×2,8
26,8×2,8
DN
0,392 7,879
3,30
0,360 9,648
3,00
0,340 11,390 14,07
0,300 15,075
6,43
Увязка ответвлений
1,000 2,300
1,28
0,700 2,345
2,12
0,560 3,752
3,30
0,480 4,824
3,30
0,430 5,762
3,30
0,400 6,700
1,90
lэкв, м
20
25
25
32
Продолжение табл. 6.12
Rуч,
dн×δ, мм dвн, м
Па/м
26,8×2,8 0,0212 24,110
33,5×3,2 0,0271 10,433
33,5×3,2 0,0271 14,150
42,3×3,2 0,0359 5,937
Δрдоп, Па
0,0157
0,0157
0,0157
0,0157
0,0212
0,0212
Δруч, Па
Основное направление
2,35 0,407
0,956 –0,60
–3,0
24,8
5,55 0,604
3,352 –0,10
–0,5
47,1
1,00 0,512
0,512
3,30
16,5
7,2
1,00 0,553
0,553
3,30
16,5
35,8
1,35 0,582
0,786
3,30
16,5
82,0
1,00 0,755
0,755
3,00
15,0
24,2
4,05 0,776
3,143
1,00
5,0
238,6
2,70 1,052
2,840
3,30
16,5
38,5
Невязка составляет σ = |510,0 – 498,2|·100%/510,0 = 2,3%
Увязка ответвлений
Направление 10–8: Δррасп = 459,7 Па
2,00 0,407
0,814 –0,60
–3,0
23,4
6,25 0,405
2,531
3,20
16,0
66,8
1,00 0,391
0,391
3,30
16,5
83,3
1,35 0,406
0,548
3,30
16,5
149,1
1,00 0,553
0,553
3,30
16,5
35,8
3,50 0,567
1,985
0,80
4,0
65,5
Невязка составляет σ = |459,7 – 423,9|·100%/459,7 = 7,8%
9,761
10,213
27,049
43,029
13,561
17,883
ΣΔруч,
Па
24,8
71,9
79,1
114,9
196,9
221,1
459,7
498,2
23,4
90,2
173,5
322,6
358,4
423,9
Так как невязка при расчёте основного направления и ответвления получилась
менее 10%, расчёт окончен.
203
6.10. Расчёт тупиковых сетей среднего и высокого давления
Порядок расчёта тупиковых сетей среднего и высокого давления
аналогичен расчёту сетей низкого давления и состоит из следующих этапов.
1. Сеть разбивается на участки с постоянным расходом газа, участки нумеруются.
2. Выбирается основное направление – наиболее протяжённое и
нагруженное.
3. Для основного направления определяется средняя величина
среднеквадратичного перепада давлений в сети Аср, МПа²/км, по
формуле
Аср =
Рн2 − Рк2 0,73
⋅
,
1,1 l ρ0
(6.60)
где Рн – абсолютное давление газа в начале сети (на выходе из ГРП,
ГРУ или ГРС), МПа;
Рк – абсолютное давление газа в конце сети, МПа;
Pк = Ргор + Δрс + ΔрГРП ,
(6.61)
где Ргор – абсолютное давление газа перед горелками, МПа;
Δрс и ΔрГРП – потери давления в сети потребителя и ГРП, МПа.
В большинстве случаев достаточно, чтобы абсолютное давление
перед ГРП потребителя составляло Рк = 0,25–0,30 МПа.
4. По номограммам исходя из Аср и расчётного расхода Vр определяются диаметры участков.
5. По подобранному диаметру и Vр рассчитывают фактическое
значение среднеквадратичного перепада давления Ауч по формуле
(6.22) или определяют по номограмме и пересчитывают на фактическую плотность газа по выражению (6.24). Рекомендуется принимать Ауч не более 0,1 МПа²/км.
6. Определяется конечное давление на каждом участке
Pкi = Pн2i − 1,1Аi li .
204
(6.62)
7. Рассчитывается невязка
σ=
Ркф − Ркз
⋅ 100%,
Ркз
(6.63)
где Ркф – фактическое абсолютное давление газа в конце сети, МПа;
Ркз – заданное абсолютное давление в конце сети, МПа.
Невязка должна быть положительной, чтобы у конечного потребителя было давление не ниже требуемого.
8. Если невязка получилась менее 10%, то расчёт основного направления заканчивают; в противном случае изменяют диаметры и
добиваются требуемой невязки.
9. Для каждого ответвления определяется Аср. по (6.60), подбираются диаметры, рассчитываются потери давления и находится
невязка, которая должна быть менее 10%. Если при использовании
газопровода минимального диаметра фактическое конечное давление остаётся больше заданного, то в качестве диаметра принимают
минимальный, а излишек давления будет редуцироваться в ГРП или
ГРУ абонента.
Пример 6.5. Рассчитать сеть среднего давления, схема которой приведена на
рис. 6.21. Газопроводы проектируются из полиэтиленовых труб с SDR 11. Плотность газа ρ0 = 0,78 кг/м³; кинематическая вязкость ν0 = 12,9·10–6 м²/с; абсолютное
давление на выходе из ГРС Рн = 0,40 МПа, конечное – Рк = 0,25 МПа.
Рис. 6.21. Расчётная схема газовой сети среднего давления
205
Выбирается основное направление, которым является 1–4.
Суммарная длина основного направления составляет Σl = l1 + l2 + l3 + l4 = 2,25 +
+ 1,25 + 2,10 + 0,65 = 6,25 км. Тогда среднее значение среднеквадратичного перепада давления основного направления составляет
0, 402 − 0, 252 0,73
⋅
= 0,013 МПа²/км.
1,1 ⋅ 6, 25
0,78
Аср =
По номограмме (рис. 6.2) для каждого из участков определяем диаметр и рассчитываем абсолютное давление в конце участка. Рассчитав конечное давление,
определяем невязку, которая получилась менее 10%. На этом расчёт основного
направления заканчиваем.
Расчёты сведены в табл. 6.13. Следует обратить внимание, что величина Ауч
рассчитана, а не определена по номограмме.
Таблица 6.13
Газодинамический расчёт тупиковой сети среднего давления
Номер
участка
Vр,
м³/ч
l,
км
Ауч,
Рн, МПа
Рк, МПа
МПа²/км
Основное направление
4
18 200 0,65 400×36,4 0,3272
0,0087
0,4000
0,3921
3
9200
2,10 280×25,4 0,2292
0,0143
0,3921
0,3474
2
7500
1,25 250×22,7 0,2046
0,0171
0,3474
0,3117
1
5000
2,25 225×20,5 0,1840
0,0137
0,3117
0,2515
Невязка составляет σ = (0,2515 – 0,25)·100%/0,25 = 0,6% < 10%
Расчёт ответвлений
Участок 5: Рн = Рн1 = 0,3117 МПа; Ауч = 0,016 МПа²/км
5
2500
1,80 180×16,4 0,1472
0,0116
0,3117
0,2724
Невязка составляет σ = (0,2724 – 0,25) · 100%/0,25 = 9,0 % < 10%
Участок 6: Рн = Рн2 = 0,3474 МПа; Ауч = 0,025 МПа²/км
6
1700
2,00 140×12,7 0,1146
0,0195
0,3474
0,2789
Невязка составляет σ = (0,2789 – 0,25) · 100%/0,25 = 11,6% > 10%
6´
1700
0,90 125×11,4 0,1022
0,0342
0,3474
0,2947
6´´
1700
1,10 140×12,7 0,1146
0,0195
0,2947
0,2515
Невязка составляет σ = (0,2515 – 0,25)·100%/0,25 = 0,6% < 10%
Участок 7: Рн = Рн3 = 0,3921 МПа; Ауч = 0,052 МПа²/км
7
9000
1,50 225×20,5 0,1840
0,0405
0,3921
0,2948
Невязка составляет σ = (0,2948 – 0,25) · 100%/0,25 = 17,9% > 10%
7´
9000
0,60 200×18,2 0,1636
0,0728
0,3921
0,3251
7´´
9000
0,90 225×20,5 0,1840
0,0405
0,3251
0,2561
Невязка составляет σ = (0,2561 – 0,25) · 100%/0,25 = 2,4% < 10%
dн×δ, мм
dвн, м
Так как на участках 6 и 7 первоначальная невязка составила более 10%, то они
дополнительно разбиваются на два участка (обозначены соответственно одним и
206
двумя штрихами), один из которых имеет подобранный диаметр, а второй – на шаг
меньший. Уменьшения невязки добиваются различными соотношениями длин
газопроводов с различными диаметрами.
6.11. Расчёт кольцевых сетей среднего и высокого давления
При расчёте кольцевых сетей среднего и высокого давления необходимо иметь резерв пропускной способности газопроводов для
прохождения по ним расходов газа при наиболее неблагоприятных
аварийных ситуациях. Каждому потребителю при этом будет направляться не весь расчётный расход газа, а какая-то его доля, которая необходима для нормального функционирования газового
оборудования и предприятия в целом. Это доля называется коэффициентом обеспеченности потребителей газом при аварийных ситуациях kоб, который зависит от потребителя. При возникновении аварии могут быть сокращены расходы теплоты котельными, приостановлена работа второстепенных цехов промышленных предприятий
или объект может быть переведён на резервное топливо. Поэтому,
например, для отопительных котельных kоб = 0,70–0,75, так как авария носит непродолжительный характер и часть теплоты аккумулируется в зданиях, что не вызовет массовой «разморозки» систем
отопления. Для коммунально-бытовых потребителей, присоединённых к сети низкого давления через ГРП, можно принять kоб = 0,80–
0,85; для промышленных предприятий – kоб = 0,50–0,90. Если на
предприятии или котельной есть резервное топливо, то kоб = 0.
При расчёте однокольцевых газовых сетей среднего или высокого давления рассчитываются два аварийных режима: при отключении головных участков слева и справа от точки питания сети. При
этом получаются две тупиковых сети, расчёт которых не вызывает
особого труда. Ниже приведён порядок расчёта.
1. Составляются расчётные схемы двух аварийных и нормального режимов. На схемах производится нумерация участков.
2. Определяется предварительный диаметр кольца по номограмме по следующим данным:
– эквивалентному по потерям давления расходу газа
n
n
i =1
i =1
Vэкв = α Vавi = α  kобiVрi ,
207
(6.64)
где α – коэффициент соотношения путевого и транзитного расхода,
приближённо α ≈ 0,59, точное значение может быть определено по
(6.42);
Vавi – аварийный расход на участке, м³/ч;
– средней величине среднеквадратичного перепада давлений в
сети Аср, определённой по формуле (6.60).
Наиболее рациональным решением является использование труб
одного диаметра, однако это не всегда достижимо. В этом случае
диаметры подбирают таким образом, чтобы на участках, диаметрально противоположных точке питания, они составляли не менее
0,75 от диаметра головного участка.
3. Выполняются газодинамические расчёты тупиковых сетей при
аварийных режимах для расхода Vав. Невязка, определённая по выражению (6.63), должна быть менее 10%.
4. Производится предварительный газодинамический расчёт,
диаметры при этом принимаются максимальные из двух, полученных при расчёте аварийных режимов. В кольце направленные по
часовой стрелке расходы берём со знаком «плюс», а против часовой
стрелке – со знаком «минус».
5. Определяем ошибку в распределении расходов
δ=
 ± ( Р − Р ) ⋅100%.
0,5 Р − Р
2
нi
2
кi
2
нi
2
кi
(6.65)
Знак «плюс» принимается при направлении расхода по часовой
стрелке, «минус» – против. Ошибка должна быть не более 10%.
6. Если ошибка получилась менее 10%, то переходят к п. 8. Если
же ошибка вышла за допустимые пределы, то для кольцевой сети
определяем поправочные круговые расходы ΔV, м³/ч, по формуле
ΔV = −
±(Р
2
нi
Р 2 − Рк2i
2 нi
Vуч
208
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
− Рк2i )
;
(6.66)
7. Производим новый газодинамический расчёт с учётом поправочных расходов. Расход на участке определяем как
Vр = Vi + ΔV .
(6.67)
8. Производится увязка ответвлений. В качестве диаметра ответвления принимается больший из полученных расчёта аварийных
режимов. Необходимо следить, чтобы давление в конце каждого
участка было не менее необходимого.
Пример 6.6. Рассчитать кольцевую сеть среднего давления города из примера
5.1, схема которой приведена на рис. 6.22. Газопроводы проектируются из полиэтиленовых труб с SDR 11. Плотность газа ρ0 = 0,73 кг/м³; кинематическая вязкость
ν0 = 14,1·10–6 м²/с; абсолютное давление на выходе из ГРС Рн = 0,40 МПа, минимальное давление у последнего потребителя Рк = 0,25 МПа. Расход газа промышленным предприятием примем равным VПП = 5000 м³/ч.
Рис. 6.22. Схема кольцевой газовой сети среднего давления
Составляем схемы аварийных режимов (рис. 6.23 и 6.24), полагая, что при режиме А авария случилась на участке 2–3, а в режиме В – на участке 2–9.
Примем следующие значения коэффициентов обеспеченности: для ГРП1 и
ГРП2 kоб = 0,80; для котельных kоб = 0,70; для больницы kоб = 0,85; для баннопрачечного комбината kоб = 0,70; для хлебозавода kоб = 0,70 и для промышленного
предприятия kоб = 0,75.
209
Расходы газа потребителями в аварийных режимах составят:
ав
ав
VГРП1
= 0,80 · 671,6 = 537,3 м³/ч; VГРП2
= 0,80 · 388,0 = 310,4 м³/ч;
ав
VХЗ
= 0,70 · 182,2 = 127,5 м³/ч; VБав = 0,85 · 453,7 = 385,6 м³/ч;
ав
VБПК
= 0,70 · 300,2 = 210,1 м³/ч; VКав = 0,70 · 17939,9 = 12557,9 м³/ч;
ав
ав
VКК
= 0,70 · 3258,7= 2281,1 м³/ч; VПП
= 0,75 · 5000,0 = 3750,0 м³/ч.
Рис. 6.23. Расчётная схема сети при аварийном режиме А
Рис. 6.24. Расчётная схема сети при аварийном режиме В
210
Определяем эквивалентный по потерям давления расход газа
Vэкв = 0,59 · (537,3 + 310,4 + 127,5 + 385,6 + 210,1 + 12 557,9 + 2281,1 + 3750,0) =
= 11 894,3 м³/ч.
Суммарная протяжённость газопроводов составляет:
– для режима А ∑lА = 0,530 + 0,474 + 1,025 + 0,190 + 0,329 + 0,538 + 0,570 +
+ 0,479 + 0,291 + 0,075 = 4,501 км;
– для режима В ∑lВ = 0,530 + 0,474 + 0,461 + 0,291 + 0,479 + 0,570 + 0,538 +
+ 0,329 + 0,190 + 0,076 = 3,938 км.
Средняя величина среднеквадратичного перепада давлений в сети составляет
АсрА =
0, 402 − 0, 252 0,73
⋅
= 0,020 МПа²/км;
1,1 ⋅ 4,501 0,73
АсрВ =
0, 402 − 0, 252 0,73
⋅
= 0,023 МПа²/км.
1,1 ⋅ 3,938 0,73
По номограмме (рис. 6.2) определяем, что для обоих контуров точка пересечения Аср и Vэкв находится между диаметрами 280×25,4 и 315×28,6 мм. Больший из
диаметров принимаем для начальных участков, меньший – для концевых. Наружный диаметр должен быть не менее 63 мм.
Расчёт аварийных режимов приведён в табл. 6.14.
Таблица 6.14
Газодинамический расчёт сети при аварийных режимах
Участок Vуч, м³/ч l, км
ГРС–1
1–2
2–9
9–8
8–7
7–6
6–5
5–4
4–3
3–Б
20 159,9
16 409,9
16 409,9
16 099,5
13 818,4
13 608,3
13 480,8
922,9
385,6
385,6
0,530
0,474
1,025
0,190
0,329
0,538
0,570
0,479
0,291
0,075
1–ПП 3750,0 0,100
9–ГРП2 310,4 0,076
8–КК 2281,1 0,609
Аср,
Ауч,
d ×δ, мм dвн, м
МПа²/км н
МПа²/км
Аварийный режим А
Кольцо
315×28,6 0,2578 0,0322
315×28,6 0,2578 0,0220
315×28,6 0,2578 0,0220
315×28,6 0,2578 0,0212
315×28,6 0,2578 0,0160
0,020
315×28,6 0,2578 0,0156
315×28,6 0,2578 0,0153
315×28,6 0,2578 0,0001
315×28,6 0,2578 0,00003
63×5,8 0,0514 0,0630
Расчёт ответвлений
0,716 140×12,7 0,1146 0,0793
0,507 63×5,8 0,0514 0,0425
0,057 125×11,4 0,1022 0,0558
211
Рн ,
Рк, Невязка
МПа МПа σ, %
0,4000 0,3758
0,3758 0,3602
0,3602 0,3239
0,3239 0,3170
0,3170 0,3077
0,3077 0,2923
0,2923 0,2754
0,2754 0,2753
0,2753 0,2753
0,2753 0,2657
6,3
0,3758 0,3640 45,6
0,3239 0,3184 27,4
0,3170 0,2512 0,5
Участок
7–БПК
6–ХЗ
5–К
4–ГРП1
ГРС–1
1–2
2–3
3–4
4–5
5–6
6–7
7–8
8–9
9–ГРП2
1–ПП
3–Б
8–КК
7–БПК
6–ХЗ
5–К
4–ГРП1
Продолжение табл. 6.14
Рн ,
Рк, Невязка
Аср,
Ауч,
d ×δ, мм dвн, м
Vуч, м³/ч l, км
МПа²/км н
МПа²/км МПа МПа σ, %
210,1 0,324 0,090 50×4,6 0,0408 0,0646 0,30770,2677 7,1
127,5 0,299 0,070 50×4,6 0,0408 0,0263 0,29230,2771 10,8
12 557,9 0,257 0,047 315×28,60,2578 0,0134 0,27540,2684 7,4
537,3 0,051 0,237 75×6,8 0,0614 0,0483 0,27530,2703 8,1
Аварийный режим В
Кольцо
20 159,9 0,530
315×28,60,2578 0,0322 0,40000,3758
16 409,9 0,474
315×28,60,2578 0,0220 0,37580,3602
16 409,9 0,461
280×25,40,2292 0,0394 0,36020,3313
16 024,3 0,291
280×25,40,2292 0,0377 0,33130,3126
15 487,0 0,479
280×25,40,2292 0,0354 0,31260,2812
0,023
8,5
2929,1 0,570
280×25,40,2292 0,0017 0,28120,2793
2801,6 0,538
315×28,60,2578 0,0009 0,27930,2783
2591,5 0,329
315×28,60,2578 0,0008 0,27830,2778
310,4 0,190
315×28,60,2578 0,00002 0,27780,2778
310,4 0,076
63×5,8 0,0514 0,0425 0,27780,2713
Расчёт ответвлений
3750,0 0,100 0,716 140×12,70,1146 0,0793 0,37580,3640 45,6
385,6 0,075 0,573 63×5,8 0,0514 0,0630 0,33130,3234 29,4
2281,1 0,609 0,053 140×12,70,1146 0,0318 0,31260,2764 10,6
210,1 0,324 0,047 63×5,8 0,0514 0,0211 0,28120,2675 7,0
127,5 0,299 0,047 50×4,6 0,0408 0,0263 0,27930,2634 5,4
12 557,9 0,257 0,053 315×28,60,2578 0,0134 0,27830,2714 8,6
537,3 0,051 0,262 75×6,8 0,0614 0,0483 0,27780,2729 9,2
На ответвлениях, где невязка получилась более 10%, излишек давления будет
редуцироваться в ГРП или ГРУ потребителя.
На основании данных расчёта аварийных режимов выполняем расчёт в нормальном режиме при расчётных расходах. Диаметры участков и ответвлений принимаем наибольшими из полученных при расчёте аварийных режимов. Расчётная
схема нормального режима дана на рис. 6.25.
В качестве точки схождения потоков принимаем точку 5. Чтобы добиться равенства расходов в полукольцах 2–3–4–5 и 2–9–8–7–6–5, примем, что расход газа
на участке 6–5 составляет 6040 м³/ч. Расчёт кольца приведён в табл. 6.15, а увязка
ответвлений – в табл. 6.16.
Определяем ошибку в кольце
δ=
13, 4 ⋅ 10−6
⋅ 100% = 0,07% ,
0,5 ⋅ 36056, 2 ⋅ 10−6
что существенно меньше допускаемой в расчётах ошибки (10%).
212
Также определим невязку давлений в точке схождения потоков 5
σ=
0, 29154 − 0, 27798
⋅ 100% = 4,9% < 10%.
0, 27798
Рис. 6.25. Расчётная схема нормального режима
Таблица 6.15
(Рн² – Рк²)·109/Vр,
МПа²/(м³/ч)
|Рн² – Рк²|·106,
МПа²
(Рн² – Рк²)·106,
МПа²
Рк, МПа
Рн, МПа
Ауч, МПа²/км
dвн, м
dн×δ, мм
l, км
Vуч, м³/ч
Участок
Газодинамический расчёт сети в нормальном режиме
Питающие газопроводы
ГРС–1 28 194,3 0,530 315×28,6 0,2578 0,06032 0,40000 0,35332
–
–
–
1–2 23 194,3 0,474 315×28,6 0,2578 0,04183 0,35332 0,32097
–
–
–
Кольцевая сеть
2–3 –13 025,2 0,461 315×28,6 0,2578 0,01438 0,32097 0,30940 –7292,1 7292,1
559,8
3–4 –12 571,5 0,291 315×28,6 0,2578 0,01347 0,30940 0,30235 –4311,7 4311,7
343
4–5 –11 899,9 0,479 315×28,6 0,2578 0,01218 0,30235 0,29154 –6417,6 6417,6
539,3
2–9 10 169,1 1,025 315×28,6 0,2578 0,00915 0,29154 0,2732710 316,610 316,6 1014,5
9–8
9781,1 0,190 315×28,6 0,2578 0,00852 0,29154 0,28847 1780,7 1780,7
182,1
8–7
6522,4 0,329 315×28,6 0,2578 0,00409 0,28847 0,28589 1480,2 1480,2
226,9
7–6
6222,2 0,538 315×28,6 0,2578 0,00376 0,28589 0,28197 2225,2 2225,2
357,6
6–5
6040,0 0,570 315×28,6 0,2578 0,00356 0,28197 0,27798 2232,1 2232,1
369,6
Суммы 13,4 36 056,23 592 794,9
213
Таблица 6.16
Увязка ответвлений
Участок
Vуч, м³/ч
l, км
1–ПП
3–Б
4–ГРП1
5–К
6–ХЗ
7–БПК
8–КК
9–ГРП2
5000,0
453,7
671,6
17939,9
182,2
300,2
3258,7
388,0
0,100
0,075
0,051
0,257
0,299
0,324
0,609
0,076
dн×δ, мм
dвн, м
Ауч, МПа²/км
Расчёт ответвлений
160×14,6 0,1308
0,0702
63×5,8
0,0514
0,0847
75×6,8
0,0614
0,0726
315×28,6 0,2578
0,0259
50×4,6
0,0408
0,0499
63×5,8
0,0514
0,0400
180×16,4 0,1472
0,0179
63×5,8
0,0514
0,0637
Рн, МПа
Рк, МПа
0,35332
0,30940
0,30235
0,27798
0,28197
0,28589
0,28847
0,27327
0,34222
0,29789
0,29554
0,26448
0,25119
0,25976
0,26688
0,26335
Для участка 8–КК принят не больший из полученных при расчёте аварийных
режимов диаметр 140×12,7, так как при этом Рк = 0,20563 МПа, что меньше требуемой величины – 0,25 МПа. Для участка 1–ПП диаметр также принят больший,
так как при 140×12,7 А = 0,1356 МПа²/км, что больше рекомендуемого значения
(0,1 МПа²/км).
Схема кольцевой сети с нанесёнными обозначениями газопроводов приведена
на рис. 6.26.
Рис. 6.26. Схема сети среднего давления города
214
7. Газораспределительные станции. Пункты редуцирования
газа и их оборудование. Устройства учёта расхода газа
7.1. Газораспределительные станции
Газораспределительной станцией (ГРС) называется совокупность установок и оборудования для безопасной передачи газа от
производителей потребителям. Отличие ГРС от городских и промышленных ГРП состоит в том, что они получают газ непосредственно из магистрального газопровода и оборудование рассчитывается на рабочее давление в МГ.
Функции ГРС:
– очистка природного газа от механических примесей;
– снижение давления до заданной величины и автоматическое
поддержание на определённом уровне;
– одоризация природного газа;
– поддержание оптимальной температуры газа с целью предупреждения гидратообразования;
– подача газа потребителям и измерение его количества.
Классифицируют ГРС в зависимости от следующих параметров:
1) по назначению:
– промысловые, которые служат для подготовки газа (очистка от
пыли и влаги), добытого на промыслах, и снабжения ближайшего к
промыслу населённого пункта;
– на ответвлениях от магистрального газопровода к населённым
пунктам и промышленным предприятиям;
– контрольно-распределительные пункты, размещаемые на ответвлениях от магистральных газопроводов к промышленным или
сельскохозяйственным объектам, а также для питания кольцевой
системы газопроводов вокруг города;
– автоматическая газораспределительная станция (АГРС) для
снабжения газом небольших населённых пунктов на ответвлениях
от магистральных газопроводов (производительность 1–3 тыс. м³/ч);
2) по производительности:
– мини-ГРС, производительность которых менее 1,0 тыс. м³/ч:
«Сириус», «Саратов-0,1» и пр.;
215
– малой производительности (до 50 тыс. м³/ч включительно):
«Урожай-1» (–3, –5, –10, –20, –30, –40), «Энергия-1» (–3), «Снежеть-5» (–10, –30) и пр.;
– средней производительности (от 50 до 160 тыс. м³/ч включительно): «Снежеть-100» (–150), «Урожай-80» (–120) и пр.;
– большой производительности (свыше 160 тыс. м³/ч): «Снежеть300» и пр.;
3) по исполнению:
– в капитальном здании;
– блочные;
– блочно-модульные (блочно-комплектные).
В последнее время вместо ГРС, размещающихся в капитальных
зданиях, чаще применяются блочные и блочно-модульные, которые
обладают рядом преимуществ:
– компактность;
– повышенная заводская готовность;
– лёгкость монтажа;
– полная автоматизация технологического процесса.
На рис. 7.1 изображена схема блочно-модульной АГРС «Снежеть-150» (производительность до 150 тыс. м³/ч), выпускаемой
ОАО «Брянский завод металлоконструкций и технологической оснастки» (Российская Федерация). Она состоит из четырёх блокбоксов: вспомогательного (ББВ), переключения (ББП), технологического (ББТ) и управления (ББУ).
ББВ состоит из трёх боксов, в которых находятся три отопительных котла и газовая арматура к ним; циркуляционные насосы системы подогрева газа и отопления с пультом управления; шкаф
управления (для размещения системы автоматического управления)
и электрообогреватели для обогрева помещения перед пуском котельной. ББВ оборудован системами отопления и вентиляции; электрооборудования; охранной и пожарной сигнализации и контроля
загазованности.
ББП также состоит из трёх боксов и включает в себя узлы переключения; одоризации (может быть выполнен отдельно); предохранительных клапанов; подготовки импульсного газа. ББП оборудован системами вентиляции; электрооборудования; охранной и пожарной сигнализации; контроля загазованности.
216
Рис. 7.1. Схема (а) и внешний вид (б) АГРС «Снежеть-150»:
1 – узлы редуцирования газа; 2 – узлы подогрева газа; 3 – узлы очистки газа;
4 – котлы отопительные; 5 – трубы дымовые; 6 – шкафы с электрооборудованием;
7 – кондиционер; 8 – узел одоризации газа; 9 – сбросные свечи; 10 – дренаж;
11 – вход газа в АГРС; 12 – выход газа с АГРС; 13 – отбор газа на передавливание;
14 – заправка одоранта; 15 – выход газа на собственные нужды; 16 – вход газа на
собственные нужды.
217
ББТ состоит из пяти боксов и включает в себя узлы:
– очистки газа, состоящий из трёх фильтров-сепараторов с автоматическим или ручным сбросом конденсата;
– подогрева газа, состоящий из двух теплообменников;
– редуцирования газа, состоящий из трёх газоредуцирующих ниток;
– отбора газа на собственные нужды (для котельной установки и
домика оператора) с двумя нитками – рабочей и резервной.
ББТ оборудован системами отопления и вентиляции; электрооборудования; охранной и пожарной сигнализации; контроля загазованности.
ББУ состоит из шкафа КИП и автоматики; силового шкафа;
шкафа САУ; электрооборудования и оборудован системами вентиляции и сигнализации.
Помимо данных устройств, в состав ГРС входит узел учёта газа,
который может оснащаться измерительными диафрагмами или газовыми счётчиками (например, ультразвуковыми).
ГРС должны располагаться от города на расстоянии не менее
([48, табл. 5], [49, табл. 5]):
– для магистральных газопроводов класса I (рабочее давление
свыше 2,5 до 10 МПа включительно): при DN ≤ 300 – 150 м; DN от
300 до 600 включительно – 175 м; DN от 600 до 800 включительно –
200 м; DN от 800 до 1000 включительно – 250 м; DN от 1000 до 1200
включительно – 300 м и DN от 1200 до 1400 включительно – 350 м;
– для МГ класса II (свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно) при
DN ≤ 300 – 100 м, DN > 300 – 125 м.
До других объектов минимальные расстояния указаны в вышеприведённых источниках.
7.2. Пункты редуцирования газа
Пунктом редуцирования газа (ПРГ) называется технологическое
устройство сети газораспределения, которое предназначено для
снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах
вне зависимости от расхода газа.
Согласно ГОСТ Р 56019-2014 [70], в котором учтены требования
европейских норм, и ГОСТ 53865-2010 [71], различают следующие
типы ПРГ:
218
– газорегуляторный пункт (ГРП);
– блочный газорегуляторный пункт (ГРПБ);
– шкафной пункт редуцирования газа (ГРПШ, в нормах Беларуси
на данный момент – шкафной газорегуляторный пункт (ШРП), в
нормах РФ данное название считается нерекомендуемым);
– газорегуляторная установка (ГРУ);
– подземный пункт редуцирования газа (ПРГП).
Последний в ТНПА Республики Беларусь отсутствует.
Общая принципиальная схема ПРГ приведена на рис. 7.2.
Рис. 7.2. Принципиальная схема ПРГ:
1 – термометр; 2 – манометр показывающий; 3 – дифференциальный манометр;
4 – фильтр; 5 – счётчик газа; 6 – предохранительный запорный клапан;
7 – регулятор давления; 8 – предохранительный сбросной клапан; 9 – обводная
линия (байпас); 10 – продувочная свеча; 11 – сбросная свеча; 12 – манометр
регистрирующий; 13 – термометр регистрирующий.
В состав ПРГ входят основная и обводная (байпас) линии. На
основной линии последовательно располагаются:
– фильтр, очищающий поступающий газ от механических примесей;
– предохранительный запорный клапан, прекращающий подачу
газа к регулятору при повышении давления выше заданного;
– регулятор давления;
219
– предохранительный сбросной клапан, сбрасывающий часть газа при повышении давления сверх установленной величины.
Байпас выполняют номинальным диаметром не менее диаметра
седла клапана регулятора давления и последовательно устанавливают два отключающих устройства (первое по ходу газа – запорное,
второе – регулирующее).
Для измерения входного и выходного давления, а также температуры газа в ПРГ устанавливаются показывающие и регистрирующие приборы. При отсутствии расходомера регистрирующий
прибор для измерения температуры можно не устанавливать.
Продувочные трубопроводы должны быть не менее DN 20 и
должны быть размещены:
– на входном газопроводе после первого отключающего устройства;
– на байпасе между двумя отключающими устройствами;
– на участках газопровода с оборудованием, отключаемым для
производства профилактического осмотра и ремонта.
Номинальный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ
от ПСК, должен быть равен номинальному диаметру выходного
патрубка клапана.
Продувочные и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов. Их следует выводить наружу в места,
обеспечивающие безопасное рассеивание газа, но не менее 1 м выше карниза здания, по возможности на стену, не имеющую воздухозаборных устройств приточной системы вентиляции. В случае, если
последнее требование невозможно выполнить, сбросной газопровод
выводят не менее чем на 3 м выше воздухозаборных устройств.
Опционально в ПРГ могут быть установлены устройства учёта
расхода газа (счётчики, измерительные диафрагмы и пр.).
Газорегуляторным пунктом называется ПРГ, размещённый в
здании и имеющий собственные ограждающие конструкции. Максимальная пропускная способность отдельно стоящих ГРП на территории населённых пунктов составляет 300 000 м³/ч, а встроенных
в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные – 50 000 м³/ч.
ГРП размещают:
– в отдельно стоящих зданиях и объёмных блоках полной заводской готовности;
220
– в пристройках к газифицируемым производственным зданиям,
котельным и общественным зданиям с помещениями производственного характера;
– встроенными в одноэтажные производственные здания или котельные (кроме помещений, расположенных в подвальных и цокольных этажах);
– на покрытиях газифицируемых производственных зданий I–IV
степени огнестойкости (по ТКП 45-2.02-142–2011, действующему в
РБ, в РФ – степени огнестойкости I и II класса С0 по СНиП 21-0197*) с негорючим утеплителем;
– на ограждённых площадках под навесом на территории промышленных предприятий, сельскохозяйственных и сезонных потребителей, если при этом обеспечивается нормальная работа технологического оборудования и КИП по климатическим условиям.
Ориентировочное количество ГРП, питающих сеть низкого давления, определяется по выражению
nГРП =
F
,
2
2rопт
(7.1)
где F – газифицируемая (включая площадь проездов) площадь, м²;
rопт = 600–800 м – оптимальный радиус действия ГРП.
Блочный газорегуляторный пункт размещается в блоке контейнерного типа. Максимальная пропускная способность отдельно
стоящих ГРПБ на территории населённых пунктов может составлять до 300 000 м³/ч [70]. На рис. 7.3 приведён общий вид ГРПБ,
выпускаемых НПРУП «Белгазтехника» (г. Минск). Пропускная
способность может составлять 100–30 000 м³/ч при входном избыточном давлении 0,1–1,2 МПа и выходном 0,002–0,600 МПа.
В зависимости от сложности газорегуляторной системы здания
ГРПБ изготавливается в одно-, двух- или трёхблочных исполнениях. Блок состоит из трёх помещений:
– технологического, в котором расположены один или два узла
очистки газа, узел учёта расхода газа и необходимое количество
линий редуцирования и байпасов;
221
– телемеханики с расположенным в нём электрооборудованием,
средствами телемеханизации и связи, оборудованием системы пожарной сигнализации;
– отопительного, где размещается бытовой газовый отопительный аппарат с водяным контуром, обеспечивающий температуру в
помещениях ГРПБ не ниже +5°С.
Рис. 7.3. Внешний вид и устройство ГРПБ НПРУП «Белгазтехника» [37]
Шкафной пункт редуцирования газа (рис. 7.4) размещается в
шкафу из несгораемых материалов на наружных стенах газифицируемых зданий или на отдельно стоящих опорах из негорючих материалов.
Максимальная пропускная способность ГРПШ зависит от места
установки и колеблется от 50 м³/ч при установке на стенах зданий
до 30 000 м³/ч для отдельно стоящих на территории населённых
пунктов [70].
ГРПШ допускается устанавливать:
– при давлении на вводе в ГРПШ до 0,6 МПа – на наружных стенах газифицируемых зданий не ниже V степени огнестойкости по
ТКП 45-2.02-142-2011, категорий В, Г и Д (кроме стен из панелей с
металлической обшивкой и сгораемым утеплителем) промышленных (в том числе котельных) и сельскохозяйственных предприятий,
предприятий бытового обслуживания производственного характера
(для условий РФ – на наружных стенах не ниже III степени огнестойкости класса С0 согласно СНиП 21-01-97* для вышеуказанных
зданий с помещениями категорий В4, Г и Д);
222
– при давлении на вводе в ГРПШ до 0,3 МПа – на стенах жилых
домов (в РФ для жилых, общественных, административных и бытовых зданий при расходе до 50 м³/ч без ограничений по огнестойкости, при расходе до 400 м³/ч здания должны иметь степень огнестойкости не ниже III и класс пожарной опасности не ниже С1 согласно СНиП 21-01-97*).
Рис. 7.4. Внешний вид и устройство ГРПШ НПРУП «Белгазтехника» [37]
ГРПШ допускается устанавливать на покрытиях зданий не ниже
IV степени огнестойкости по ТКП 45-2.02-142-2011 (степеней огнестойкости I–II, класса конструктивной пожарной опасности С0 согласно СНиП 21-01-97*) с газифицируемыми крышными котельными, а также на ограждающих конструкциях (стенах) этих котельных
при давлении газа на входе в ГРП до 0,3 МПа на расстоянии не менее 3 м (в [20] – не менее 5 м).
Размещение ГРПШ с входным давлением газа свыше 0,6 МПа на
наружных стенах здания не допускается.
При установке ГРПШ на стенах зданий горизонтальные расстояния до окон, дверей и прочих проёмов должны быть не менее указанных в табл. 7.1. Расстояние по вертикали до оконных проёмов
223
должно быть не менее 5,0 м (в [20] не нормируется). При размещении отдельно стоящего ГРПШ с входным давлением газа до 0,3
МПа включительно его следует размещать со смещением от проёмов зданий на расстояние не менее 1,0 м (в [19] не указано).
Таблица 7.1
Минимальные расстояния для ГРПШ [19, 20]
Избыточное давление газа на
вводе в ГРПШ, МПа
до 0,3
от 0,3 до 0,6
Минимальные расстояния от ГРПШ
до ограждающих конструкций, м, согласно
ТКП 45-4.03-267-2012* СП 62.13330.2011*
3,0
1,0
5,0
3,0
Газорегуляторной установкой называется ПРГ, который не имеет собственных ограждающих конструкций (рис. 7.5). Максимальная пропускная способность данной ГРУ составляет 60 000 м³/ч
(в [70] ограничение составляет 50 000 м³/ч).
Рис. 7.5. Внешний вид ГРУ НПРУП «Белгазтехника» [37]
ГРУ выполняют с входным давлением газа не более 0,6 МПа и
устройством не более двух линий редуцирования давления.
224
ГРУ размещают в газифицированных зданиях вблизи от ввода
газопровода непосредственно в помещении, где находится газоиспользующее оборудование, или в смежном помещении, соединённых с ними открытыми проёмами. Оборудование ГРУ должно быть
защищено от механических повреждений, а место размещения ГРУ
освещено.
Размещение ГРУ в помещениях категорий А, Б и В, а также под
лестничными маршами не допускается.
Подземный пункт редуцирования газа – это ПРГ, размещающийся ниже уровня земли (рис. 7.6).
Рис. 7.6. Устройство ПРГП (производитель – ООО «КЗГО»):
1 – вход газа (DN 100, PN 0,3 МПа); 2 – выход газа (DN 200, PN 2–3 кПа);
3 – крышки антивандальные с фиксаторами положения; 4 – продувочная мачта;
5 – шкаф шлюзового портала телеметрии; 6 – продувочный и сбросной
газопроводы; 7 – воздуховоды приточно-вытяжной системы вентиляции;
8 – неразъёмные изолирующие соединения; 9 – контейнер шкафа;
10 – бетонное основание контейнера; 11 – бетонное основание продувочной мачты.
225
ПРГП используются, если в проектной зоне невозможно устройство ГРП, ГРПШ и ГРПБ и при необходимости присоединения к
газопроводу без нарушения городского ландшафта и с минимальным воздействием на прилегающую территорию. Максимальная
пропускная способность для ПРГП, расположенных в населённой
зоне, составляет 1000 м³/ч, в производственной зоне – 5000 м³/ч
[70], хотя итальянской фирмой «Тартарини» выпускаются ПРГП с
расходом газа до 100 000 м³/ч. В России выпуском ПРГП занимается
ООО «Каменский завод газоиспользующего оборудования» (ООО
«КЗГО», г. Каменск-Шахтинский Ростовской области), конструкция
которого приведена на рис. 7.6. Однако в настоящее время ПРГП на
территории РБ и РФ практически не применяются.
7.3. Определение пропускной способности оборудования
При определении пропускной способности оборудования (регуляторов давления, предохранительных запорных и сбросных клапанов и пр.) исходят из аналогии течения жидкости через регулирующий орган при полном его открытии и адиабатного истечения через
отверстие. Однако данная аналогия не вполне корректна из-за следующих факторов:
– оборудование может выпускаться с площадью прохода в седле
равной площади присоединительного патрубка;
– после истечения из отверстия жидкость попадает в неограниченный объём, а в случае оборудования – в трубопровод определённого сечения;
– с изменением давления газа изменяется его температура, что
приводит к теплообмену между ним и стенками оборудования и
трубопровода.
Рассмотрим определение расхода газа, проходящего через оборудование. Для этого будем считать, что газ истекает через регулирующий орган как через отверстие в стенке. Так как давление газа
высоко и при истечении значительно изменяется, необходимо
учесть изменение плотности. Максимальный расход газа, приведённый к нормальным условиям, V0max , м³/ч, составляет
226
V0max = 3600μwс Fс
ρвых
,
ρ0
(7.2)
где μ – коэффициент расхода;
wс – скорость истечения, м/с;
Fс – площадь проходного сечения седла клапана, м²;
ρвых и ρ0 – плотность газа, кг/м³, после отверстия (т. е. после оборудования) и при нормальных условиях.
Скорость истечения определяется по формуле Сен-Венана–
Ванцéля (1839):
2k Рвх
wс =
k − 1 ρвх
k −1




Р
1 − вых k  ,
  Р  
  вх  


(7.3)
где k – показатель адиабаты; для природного газа k = 1,31; для воздуха k = 1,40;
Рвх и Рвых – соответственно давление на входе и выходе из оборудования, Па;
ρвх – плотность газа до регулятора, кг/м³.
Коэффициент расхода для клапана равен
wс
μ=
2Δp
ρвх
,
(7.4)
где Δр = Рвх – Рвых – потери давления в оборудовании, Па.
Если же рассматривать оборудование как местное сопротивление, то можно применить формулу Вейсбаха (6.28). Скорость на
истечении и в присоединительных патрубках связаны соотношением
wном =
wс Fс
,
Fном
227
где Fном – площадь поперечного сечения присоединительных патрубков, к которой отнесены потери в клапане и корпусе, м².
Потери в оборудовании тогда составят
Δр = ζ
2
ρвх wном
ρ w2 F 2
= ζ вх с2 с ,
2
2 Fном
(7.5)
где ζ – коэффициент местного сопротивления, отнесённый к скорости в присоединительных патрубках.
Подставив предыдущее выражение в (7.4), получим
μ=
wс
2
с
2
с
2
ном
ρ wF
2ζ вх
2ρвх F
=
1 Fном
.
ζ Fс
(7.6)
Подставим предыдущее выражение в (7.2).
max
0
V
F ρ
= 3600 ном вых
ζ ρ0
2 Рвх
ρвх
k −1


k   Рвых  k 
1− 
.

k − 1   Рвх  


(7.7)
Входное давление распишем следующим образом
Рвх =
ΔрРвх
Δр
Δр
Рвх =
=
.
Δр
Рвх − Рвых 1 − Рвых
Рвх
(7.8)
Подставим в предыдущее выражение и проведём преобразования
V0max = 3600
Fном
ζ
k −1
k 
2Δр

k
Р
Р
1
−
(
)
вых
вх

×
ρвх (1 − ( Рвых Рвх ) ) k − 1 

228
2 Fном ρвых
ρ
× вых = 3600
ρ0
ζ ρ0
2 Fном ρвых
= 3600
ζ ρвх
Δр
ρвх
Δрρвх
ρ0 ρ0
k −1
k 1 − ( Рвых Рвх ) k
=
k − 1 1 − ( Рвых Рвх )
k −1
k 1 − ( Рвых Рвх ) k
.
k − 1 1 − ( Рвых Рвх )
Так как течение адиабатное, то отношение плотностей до и после
оборудования можно выразить через отношение давлений
1
ρвых  Рвых  k
=
 .
ρвх  Рвх 
(7.9)
Отношение плотности газа на входе к плотности при нормальных условиях получим из выражения (1.3):
P T
ρвх
= вх 0 .
ρ0 P0Tвх zвх
(7.10)
Учитывая данные соотношения, получим
1
max
0
V
2 Fном  Рвых  k
= 3600


ζ  Рвх 
= 3600
2 Fном
ζ
PвхT0
Δр
ρ0 P0Tвх zвх
PвхT0
Δр
ρ0 P0Tвх zвх
229
 Рвых

k  Рвх
k −1
Р 
1 −  вых 
k
 Рвх 
k − 1 1 − Рвых
Рвх
2
 k  Рвых 
 −

  Рвх 
Р
1 − вых
Рвх
k +1
k
.
k −1
k
=
С другой стороны, максимальный расход газа через оборудование будет наблюдаться при условной пропускной способности, определяемой исходя из выражения (6.30):
2 ⋅ 105 G 2
.
ζρ3ж wж2
kvу =
(7.11)
С учётом того, что V = G/ρж, wж = V/(3600 · Fном), плотность жидкости составляет ρж = 1000 кг/м³, получим
kvу =
2
2 ⋅ 105 ⋅ 36002 V 2 Fном
2 ⋅ 105
200
=
3600
F
= 3600 Fном
;
ном
1000ζ
ζρжV 2
ζ
kvу =
36000 2 Fном
ζ
.
(7.12)
Из данного выражения
2 Fном
ζ
=
kvу
36000
.
Таким образом, расход газа через регулятор составит
2
V0max = 3600
= 0,1kvу
kvу
PвхT0
Δр
36000 ρ0 P0Tвх zвх
PвхT0
Δр
ρ0 P0Tвх zвх
 Рвых  k  Рвых 

 −

k  Рвх   Рвх 
Р
k −1
1 − вых
Рвх
2
k ( Рвых Рвх ) k − ( Рвых Рвх )
k −1
1 − ( Рвых Рвх )
k +1
k
k +1
k
=
.
Введём дополнительное обозначение: εт – теоретическое значение коэффициента расширения
230
2
k ( Рвых Рвх ) k − ( Рвых Рвх )
εт =
k −1
1 − ( Рвых Рвх )
k +1
k
.
(7.13)
С учётом отличия экспериментальных данных от теоретических
значений получено следующее выражение

Р
ε =  0,54 + 0, 46 вых
Рвх

 ε гт
 т,
 εв
(7.14)
где ε гт и ε вт – теоретические значения коэффициента расширения,
рассчитанные соответственно для газа и воздуха по (7.13).
Рис. 7.7. Зависимость коэффициента ε от Рвых/Рвх для природного газа
С учётом предыдущих выражений и того, что Р0 = 101 325 Па и
Т0 = 273,15 К, получим
231
V0max = 5, 2 ⋅ 10−3 kvу ε
ΔрPвх
.
ρ0Tвх zвх
(7.15)
Как известно из курса термодинамики, при достижении определённого отношения Рвых/Рвх, называемого критическим, газ начинает двигаться со скоростью, равной скорости звука в среде. Параметры газа при этом остаются постоянными. Критическое отношение
давлений определяется по формуле
k
 Рвых 
 2  k −1

 = 0,91
 ,
 k +1
 Рвх кр
(7.16)
где 0,91 – коэффициент, учитывающий отличие опытной величины
от теоретического значения.
Подставив k = 1,31, получим критическое отношение давлений
для природного газа
1,31
 Рвых 
 2 1,31−1
≈ 0,5.

 = 0,91

 1,31 + 1 
 Рвх кр
Встречаемое в некоторых источниках значение 0,55 соответствует теоретическому отношению давлений при k = 1,33.
В этом случае максимальный расход газа составит
V0max = 5, 2 ⋅ 10−3 kvу εкр Pвх
1 − ( Рвых Рвх )кр
ρ0Tвх zвх
,
(7.17)
где εкр – коэффициент расширения при критическом отношении
давлений; для природного газа εкр = 0,75.
Если известны максимальный расход (который зачастую производители называют пропускной способностью) газа с определённой
плотностью, входное и выходное давление (табличные данные), то
232
можно определить максимальный расход при другой плотности и
давлении. Для этого преобразуем выражение (7.15):
V0max = 5, 2 ⋅ 10−3 kvу ε
ΔрPвых
ΔрPвых
=А
.
ρ0Tвх zвх
ρ0Tвх zвх
Pвх
Pвых
Коэффициент А изменяется в малых пределах и его можно считать постоянным. Тогда формулы пересчёта будут иметь следующий вид:
– для докритического течения газа (Рвых/Рвх > 0,5)
ΔрРвых ρ0табл
;
табл
ρ0
Δртабл Рвых
max
Vmax = Vтабл
(7.18)
– для критического течения газа (Рвых/Рвх < 0,5)
max
Vmax = Vтабл
Рвх
Рвхтабл
ρ0табл
.
ρ0
(7.19)
В данных выражениях величины с индексом «табл» относятся к
табличным данным.
Зачастую табличную плотность принимают равной 0,73 кг/м³, и
предыдущие выражения упрощаются:
– для докритического течения газа (Рвых/Рвх > 0,5)
max
Vmax = 0,854Vтабл
ΔрРвых
;
табл
ρ0
Δртабл Рвых
(7.20)
– для критического течения газа (Рвых/Рвх < 0,5)
max
Vmax = 0,854Vтабл
233
Рвх
Рвхтабл
1
.
ρ0
(7.21)
7.4. Оборудование для очистки газа
В пунктах редуцирования газа используют кассетные (волосяные) и сетчатые фильтры.
Кассетные (волосяные) фильтры состоят из стального корпуса,
внутри которого расположена кассета с фильтрующим материалом,
зачастую используются полипропиленовое волокно, конский волос
и т. п. Максимальный перепад давления на кассетном фильтре составляет 10 000 Па. На рис. 7.8 представлен выпускаемый НПРУП
«Белгазтехника» фильтр ФГ 3,2-50-12.
Рис. 7.8. Внешний вид (а) и конструкция (б) фильтра ФГ 3,2-50-12
Фильтр состоит из стального сварного корпуса 1, фильтрующего
элемента 2, верхней 3 и нижней 4 крышек. Напротив входного патрубка 5 на отводе выходного патрубка 6 установлен отбойный
лист 7, который служит для улавливания крупных частичек механических примесей и защиты отвода от эрозии. На обоих патрубках
устанавливаются штуцеры 8 для подключения дифманометра.
Фильтрующий элемент состоит из катушки 9, фильтрующего мате234
риала 10, наружной съёмной обечайки 11 и крышек 12. Верхняя
крышка фильтра служит для очистки и замены фильтрующего элемента, нижняя – для удаления крупных частичек.
Сетчатые фильтры также состоят из корпуса (алюминиевого,
стального или чугунного), внутри которого располагается стакан с
металлической сеткой. Максимальный перепад давления на сетчатом фильтре должен составлять 5000 Па. На рис. 7.9 изображён
фильтр ФГ(ФС)-25 производства ООО «ПКФ «Газстрой» (г.
Саратов, Российская Федерация).
Рис. 7.9. Внешний вид (а) и конструкция (б) фильтра ФС-25:
1 – корпус; 2 – кассета; 3 – нержавеющая сетка; 4 – крышка.
Для очистки природного газа от механических примесей на ГРС
применяют следующее оборудование.
1. Мультициклонные пылеуловители производительностью
20 000–1 000 000 м³/ч представляют собой вертикальную цилиндрическую ёмкость с эллиптическими днищами. Поток газа на входе
сталкивается с отбойником, таким образом отделяются крупные
частицы механических примесей и жидкости. Далее газ двигается
вниз по спирали и частицы под действием центробежной силы отбрасываются к стенке пылеуловителя, постепенно теряют скорость
и падают вниз. Газ входит в выходной патрубок и направляется к
следующему пылеуловителю. В нижней части установлены датчики
уровня, которые при достижении верхнего уровня подают сигнал на
открытие крана для слива продуктов очистки.
235
а)
б)
Рис. 7.10. Мультициклонный пылеуловитель ПЦТ и фильтр-сепаратор ФС
(производитель – ООО «Энергогазресурс», РФ)
2. Фильтры-сепараторы совмещают в себе циклон и кассетный
фильтр. Производительность фильтров в зависимости от номинального диаметра входного и выходного патрубков (выпускаются от
DN 20 до DN 300) составляет 500–100 000 м³/ч. Газ через входной
патрубок поступает в камеру неочищенного газа, где закручивающее устройство обеспечивает вращение газа и отделение в результате этого тяжёлых частиц и капель, которые скапливаются в нижней части фильтра и периодически удаляются посредством открытия крана слива. Затем газ через перфорированную трубу подаётся
на кассету с фильтрующим материалом (например, капроновая
нить) и очищается от мелких частиц. Очищенный газ направляется
на дальнейшую обработку. Фильтры-сепараторы могут устанавливаться в ПРГ, допустимый перепад давлений на них составляет
10 000 Па.
3. Висциновые фильтры состоят из корпуса, в котором находится
фильтрующая секция, заполненная кольцами Рашига (цилиндрические тонкостенные кольца, наружный диаметр которых равен высоте), смоченными висциновым маслом. Газ проходит в каналах, образованных кольцами, и частицы пыли прилипают к смоченной поверхности. Скорость газа в корпусе висцинового фильтра не должна
236
превышать 1 м/с. Могут устанавливаться в ПРГ, при этом допустимый перепад давлений составляет 5000 Па. Выпускаются двух модификаций с DN 300 и DN 700.
Рис. 7.11. Внешний вид (а) и конструкция (б) висцинового фильтра
(производитель – АО «Газстройдеталь», РФ):
1 – входной патрубок; 2 – корпус; 3 – отбойный лист; 4 – перфорированный лист;
5 – кольца Рашига; 6 – загрузочный люк; 7 – разгрузочный люк;
8 – выходной патрубок.
Подбор фильтров осуществляется по требуемой условной пропускной способности фильтра, определяемой исходя из выражения (7.15):
kvтрy =
V0max
ρ0Tвх zвх
.
−3
5, 2 ⋅ 10 ε ΔрPвх
Так как давление за фильтром мало отличается от входного, то
можно принять ε ≈ 1 и zвх ≈ 1. При известном расчётном расходе
Vр, м³/ч, получим
kvтрy =
Vр
5, 2 ⋅ 10
−3
237
ρ0Tвх
.
ΔрPвх
(7.22)
При подборе оборудования ПРГ фильтр выбирается таким образом, чтобы потери давления на нём при заданном расчётном расходе газа не превышали 40–50% от максимально допустимых в процессе эксплуатации. Таким образом, при установке сетчатых и висциновых фильтров начальные потери давления на них должны быть
не более 2000 Па, для кассетных фильтров – 4000 Па. Данные перепады принимаются в качестве расчётных при определении kvтрy .
В справочниках [75, 89] значения расчётных перепадов принимают
равными 50% от максимального.
Данные об условной пропускной способности некоторых сетчатых и кассетных фильтров при ρ0 = 0,73 кг/м³ и Твх = 273,15 К приведены в табл. 7.2.
Таблица 7.2
Технические характеристики фильтров
Максимальный
Максимальное
Максимальный
kvу,
расход газа
рабочее давперепад давлеDN
м³/ч
при Рвх и Δрmax,
ление Рвх
ний Δрmax, кПа
(изб.), МПа
м³/ч
НПРУП «Белгазтехника» (г. Минск)
ФГ 1,1-25-12
25
1,2
10
1100
26,2
ФГ 3,2-50-12
50
1,2
10
3200
76,3
ФГ 12-80-12
80
1,2
10
12 000
286,1
ФГ 18-100-12 100
1,2
10
18 000
429,1
ФГ 25-150-12 150
1,2
10
25 000
596,0
ФГ37-200-12 200
1,2
10
37 000
882,1
ФГМ 25
25
1,2
10
1000
23,8
ФГМ 32
32
1,2
10
1800
42,9
ФГМ 50
50
1,2
10
3000
71,5
ФГМ 100
100
1,2
10
15 000
357,6
Фильтры-сепараторы
ФС 30-150-1,2 150
1,2
10
30 000
715,2
ФС 45-200-1,2 200
1,2
10
45 000
1072,9
ГК «Газовик» (г. Саратов, РФ), ООО «ПКФ «Газстрой» (г. Саратов), ООО ПТО ГК
«Волга-Газ» (г. Саратов), ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника» (г. Арзамас)
Сетчатые фильтры
ФС-25
25
1,2
5
370
12,5
ФС-32
32
1,2
5
700
23,6
ФС-40
40
1,2
5
750
25,3
ФС-50
50
1,2
5
2000
67,4
Марка
фильтра
238
Марка
фильтра
ФГ-50С
(У)
ФГС-50
ФГС-80
ФГ 16-50
ФГ 16-50В
ФГ 16-80
ФГ 16-80В
ФГ 16-100
ФГ
16-100В
ФС-80
ФС-100
ФС-150
ФС-200
ФС-250
ФС-300
ФС-400
ФС-500
ФГ-50
ФГ-80
ФГ-100
ФГ-150
ФГ-200
ФГ-300
DN
Максимальное
рабочее давление Рвх
(изб.), МПа
Максимальный
перепад давлений Δрmax, кПа
50
1,2
5
50
80
1,2
1,6
50
50
80
80
100
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
100
1,6
80
100
150
200
250
300
400
500
50
80
100
150
200
300
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,2
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
Продолжение табл. 7.2
Максимальный
kvу,
расход газа
при Рвх и
м³/ч
Δрmax, м³/ч
6000
202,3
6900
17400
232,6
513,1
3200
2700
7650
6500
11 850
94,4
56,3
225,6
135,5
349,4
10
10 900
227,3
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
14 000
19 000
30 000
50 000
73 000
87 000
115 000
145 000
3050
8000
12 500
27 500
49 000
110 000
333,8
453,0
715,2
1192,1
1740,4
2074,2
2741,7
3457,0
63,6
166,8
260,6
573,4
1021,7
2293,6
5
5
Кассетные фильтры
5
10
5
10
5
Потери давления на фильтре при использовании условной пропускной способности можно определить по выражению
37,1 ⋅103 ρ0Tвх  Vр
Δр =

Pвх
 kvу
2

 ,

(7.23)
где ρ0 – плотность используемого газа при н. у., кг/м³;
Рвх – действительное абсолютное давление на входе в фильтр, Па;
Твх – абсолютная температура газа на входе в фильтр, К;
Vр – расчётный расход газа, м³/ч.
239
Потери давления на фильтре Δрф, Па, при рабочих параметрах
газа и расчётном расходе при использовании таблиц, предоставляемых производителями, определяются по выражению
2
 Vр  ρ0 Рвхтабл
Δрф = Δртабл  max 
,
 V0  ρ табл Рвх
(7.24)
где Δртабл – сопротивление фильтра, Па, при паспортных (табличных) параметрах: абсолютном давлении на входе Рвхтабл , МПа, плотности газа ρтабл, кг/м³, и максимальном расходе газа V0max , м³/ч;
ρ0 – плотность используемого газа при н. у., кг/м³;
Рвх – действительное давление на входе в фильтр, МПа.
Табличное сопротивление фильтра зачастую равно максимально
возможному перепаду давления на нём. Плотность газа в табличных
параметрах обычно принимается ρтабл = 0,73 кг/м³.
7.5. Регуляторы давления
Регуляторы давления служат для снижения давления и автоматического поддержания его на требуемом уровне вне зависимости от изменения входного давления и расхода газа. Это достигается автоматическим изменением степени открытия регулирующего (дросселирующего) органа.
Основными элементами регулятора давления являются регулирующий орган, чувствительный и управляющий элементы.
Регуляторы давления классифицируют в зависимости от следующих показателей:
1) по принципу работы:
– прямого действия, использующие для регулирующего воздействия на объект регулирования энергию регулируемой среды;
– непрямого действия, использующие для регулирующего воздействия энергию постороннего источника;
2) по регулируемому выходному давлению:
– с высокого категории I на высокое категории II;
– с высокого на среднее;
– с высокого на низкое;
– со среднего на низкое;
240
3) по типу управляющего элемента (задатчика):
– пружинные;
– пневматические;
– рычажно-грузовые;
4) по конструкции рабочего органа:
– односедельные, в которых изменение пропускной способности
достигается перемещением плунжера вдоль оси прохода дроссельного отверстия (седла);
– двухседельные, в которых плунжер перемещается вдоль оси
проходов двух сёдел;
– заслоночные, в которых регулирование пропускной способности обусловлено степенью открытия проходного сечения трубопровода при определённом угле поворота заслонки;
5) по конструкции чувствительного элемента:
– мембранные;
– сильфонные;
– поршневые;
6) по поддерживаемому давлению:
– «до себя», которые снижают и поддерживают давление до места своей установки;
– «после себя», снижающие и поддерживающие давление за собой (в ПРГ применяются только регуляторы «после себя»);
7) в зависимости от закона регулирования, положенного в основу
работы:
– статические (пропорциональные, П-регуляторы), степень открытия проходного отверстия в которых прямо пропорциональна
изменению расхода газа в сети и обратно пропорциональна изменению выходного давления;
– астатические (интегральные, И-регуляторы), в которых изменение расхода формирует незатухающий колебательный режим;
– изодромные (пропорционально-интегральные, ПИ-регуляторы), в которых отклонение регулируемого давления вначале вызывает перемещение регулирующего органа на величину, пропорциональную величине отклонения; если после этого давление не
придёт к заданному, то регулирующий орган будет перемещаться
до тех пор, пока давление не достигнет заданного значения.
Помимо этого, регуляторы непрямого действия делятся на две
категории:
241
– приборные, состоящие из исполнительного механизма (обычно
регулирующий клапан или заслонка) и командного прибора-усилителя
с пневматическим, гидравлическим или электрическим выходом;
– пилотные, состоящие из исполнительного механизма и усиливающего регулятора управления – пилота, который использует энергию транспортируемого газа.
Рассмотрим конструкцию и принцип работы некоторых регуляторов давления.
На рис. 7.12 представлен регулятор давления сжиженного углеводородного газа РДСГ 1-1,2, выпускаемого на ОАО «Новогрудский завод газовой аппаратуры» (г. Новогрудок, РБ). Данный регулятор служит для присоединения газовых плит к баллонам с СУГ с
клапаном ВБ-2. Диапазон входного давления составляет 0,07–1,60
МПа; выходного давления – 2,0–3,6 кПа; максимальная пропускная
способность – 1,2 м³/ч; рабочая температура окружающей среды –
от –30°С до +45°С.
Рис. 7.12. Внешний вид (а) и конструкция (б) регулятора РДСГ 1-1,2:
1 – прокладка; 2 – фильтр; 3 – накидная гайка; 4 – входной штуцер; 5 – ось;
6 – стойка; 7, 8 – шток; 9 – мембрана; 10 – крышка; 11 – выходной штуцер;
12 – тарелка; 13 – пружина.
242
Под действием пружины 13 регулятор в исходном положении
открыт. Через входной штуцер 4 и дроссельный зазор между ним и
запорно-регулирующим органом (штоком 7) газ поступает в подмембранную полость корпуса, воздействует своим давлением на
мембрану 9 и через выходной штуцер корпуса 11 подступает к горелкам газовой плиты. При повышении входного давления или
уменьшении расхода через выходной штуцер давление в корпусе
повышается и поднимает вверх мембрану, которая через жёстко соединённый с нею шток 8 поворачивает запорно-регулирующий орган вокруг оси 5, вставленной в стойку 6. Дроссельная щель между
входным штуцером и запорно-регулирующим органом уменьшается
и повышение давления в подмембранной полости прекращается.
На рис. 7.13 представлен регулятор давления РД-32М, выпускаемый ООО «ПКФ «Газстрой». Регулятор давления выполнен из
камеры с мембраной 3 и крестовины 6, соединённых накидной гайкой 9. На конце штока 11, на резьбе, навернут плунжер 4 с контрагайкой, вращая который можно регулировать величину наибольшего открытия клапана при сборке регулятора или замене седла в крестовине. В центре мембраны встроен предохранительный клапан 8.
При любом установившемся режиме работы регулятора его подвижные элементы находятся в равновесии. Усилие от входного давления газа на плунжер, уменьшенное рычажной передачей, и усилие
пружины 7 уравновешиваются в каждом положении определённым
давлением газа снизу мембраны. Если расход газа или входное давление в процессе работы изменяются, то равновесие подвижной
системы нарушается. Под действием преобладающего усилия мембрана через рычажную передачу передвигает плунжер в другое равновесное положение, соответствующее новому расходу или входному давлению газа. В случае прекращения расхода возросшее после регулятора давление газа поднимает мембрану вверх, до
полного закрытия плунжера регулятора 4. Вследствие возможной
негерметичности закрытого клапана выходное давление, при отсутствии расхода, будет повышаться, а мембрана регулятора – подниматься, преодолевая усилие малой пружины 12. Предохранительный клапан откроется, за счёт сброса некоторого количества газа в
атмосферу дальнейший рост давления в сети за регулятором прекратится.
243
Рис. 7.13. Внешний вид (а) и конструкция (б) регулятора РД-32М:
1 – корпус; 2 – верхняя крышка; 3 – мембрана; 4 – плунжер; 5 – регулировочный винт; 6 – крестовина регулятора; 7 – пружина; 8 – предохранительный клапан;
9 – накидная гайка; 10 – рычаг; 11 – шток; 12 – малая пружина; 13 – ниппель
DN 32; 14 – седло; 15 – ниппель DN 25; 16 – ниппель DN 15.
Регуляторы выпускаются следующих исполнений.
1. РД-32М/С – используется для природного газа, выпускается
двух модификаций:
– с диаметром седла 10 мм и рабочим давлением рвх = 0,3 МПа;
– с диаметром седла 6 мм и рвх = 1,2 МПа.
244
Диапазон настройки выходного давления 0,9–2,0 кПа; давление
начала срабатывания предохранительного сбросного клапана при
повышении давления 1,14–2,53 кПа; максимальная пропускная способность предохранительного клапана 0,5 м³/ч.
2. РД-32М/Ж – используется для сжиженного газа, выпускается в
двух модификациях с диаметрами седла 6 и 4 мм и рабочим давлением рвх = 1,6 МПа.
Диапазон настройки выходного давления 2,0–3,5 кПа; давление
начала срабатывания предохранительного сбросного клапана при
повышении давления 2,53–4,00 кПа; максимальная пропускная способность предохранительного клапана 0,5 м³/ч.
Регулятор давления блочный конструкции Ф. Ф. Казанцева
(рис. 7.14) РДБК, выпускаемый ООО «ПКФ «Газстрой», служит для
снижения давления от 1,2 до 0,001–0,060 МПа (исполнение РБПК1)
или 0,06–0,60 МПа (исполнение РДБК1П).
К нижней части корпуса регулятора крепится мембранный привод. В центральное гнездо тарелки упирается толкатель, а в него
шток 7, передающие вертикальное перемещение тарелки мембраны
6 клапану регулятора 4. Шток перемещается во втулке направляющей колонки корпуса. Сверху корпус закрыт крышкой. В верхней и
нижней крышках мембранного привода регулирующего клапана 3
установлены регулируемые дроссели 5 и 10, предназначенные для
настройки на спокойную (без автоколебаний) работу регулятора без
его отключения. Стабилизатор (для РДБК1) 1 предназначен для
поддержания постоянного давления на входе в регулятор управления и для исключения влияния колебаний входного давления на
работу регулятора в целом. Регулятор управления (пилот) 2 вырабатывает управляющее давление в подмембранной полости регулирующего клапана с целью поддержания постоянного давления за
регулятором.
Пилот выполнен в виде регулятора прямого действия и включает
в себя корпус, мембрану с пружинной нагрузкой и рабочий клапан.
Для настройки регуляторов управления на заданное давление имеется регулировочный стакан, при вращении которого поджимается
или отпускается пружина. Регулируемые дроссели включают в себя
корпус, иглу и пробку. Дроссель из подмембранной камеры регулирующего клапана служит для поднастройки регулятора при возникновении вибрации.
245
Рис. 7.14. Внешний вид (а), конструкция регулятора РДБК1-100 (б)
и РДБК1П-100 (в):
1 – стабилизатор; 2 – пилот; 3 – регулирующий клапан; 4 – клапан регулятора; 5, 10
– регулирующий дроссель; 6 – рабочая мембрана; 7 – шток; 8 – импульсная
трубка выходного газопровода; 9 – манометр; 11 – седло.
В регуляторах РДБК установлены регуляторы управления
КВ-2 и КН-2 (рис. 7.15), рассчитанные, соответственно, на высокое и низкое давление. В КВ-2 устанавливается более сильная
пружина, в пространстве между нижней крышкой и мембраной
вставляется кольцо с конусообразным отверстием для входа/выхода газа.
246
Рис. 7.15. Конструкция пилота КН-2:
1 – регулировочный стакан; 2 – регулировочная пружина; 3 – тарелка
мембраны; 4 – мембрана; 5 – толкатель; 6 – шпилька; 7 – седло клапана;
8 – клапан; 9 – колпачок; 10 – пробка.
Регулятор работает следующим образом. Газ входного давления
поступает через стабилизатор к пилоту (для исполнения РДБК1)
или непосредственно к пилоту (для исполнения РДБК1П). От регулятора управления газ через регулируемый дроссель поступает в
подмембранную полость, а через импульсную трубку в надмембранную полость регулирующего клапана, которая связана с газопроводом за регулятором через дроссель. Давление в подмембранной полости при работе всегда будет больше выходного давления.
Надмембранная полость находится под воздействием выходного
давления. Пилот поддерживает за собой постоянное давление, поэтому давление в выходной полости будет постоянным при изменении расхода и входного давления. Любые отклонения выходного
давления от заданного вызывают изменения давления в надмембранной полости регулирующего клапана, что приводит к перемещению клапана в новое равновесное состояние, соответствующее
новым значениям входного давления и расхода, при этом восстанавливается выходное давление. При отсутствии расхода газа кла247
пан закрыт, что определяется отсутствием управляющего перепада
давления в надмембранной полости регулирующего клапана и действием входного давления. При наличии потребления газа образуется управляющий перепад в надмембранной и подмембранной полостях регулирующего клапана, в результате чего мембрана с соединённым с ней штоком, на конце которого закреплён клапан,
придёт в движение и откроет проход газу через образовавшуюся
щель между уплотнением клапана и седлом. При уменьшении расхода газа клапан под действием управляющего перепада давления в
полостях регулирующего клапана вместе с мембраной придёт в
движение в обратную сторону и уменьшит проход газа, а при отсутствии расхода газа клапан перекроет седло.
Подбор регулятора может быть осуществлён по требуемой условной пропускной способности, которая рассчитывается по выражению
kvтрy =
kvтрy =
1, 25Vр
ρ0Tвх zвх
P
при вых > 0,5;
5, 2 ⋅ 10 ε ( Pвх − Pвых ) Pвх
Pвх
(7.25)
−3
1, 25Vр
−3
5, 2 ⋅ 10 ⋅ 0,75Pвх
ρ0Tвх zвх
P
при вых ≤ 0,5,
0,5
Pвх
(7.26)
где 1,25 = 1/0,8 – коэффициент запаса.
В табл. 7.3 приведена величина kvу некоторых регуляторов давления.
Таблица 7.3
Технические характеристики регуляторов давления
Марка
регулятора
РГК-100
КРОН-50
КРОН-150
КРОН-200
МаксимальМаксиРегулируе- ный расход
Диаметр
мальное
мое выходседла
газа V0max ,
DN
входное
ное давление,
клапана,
давление
м³/ч, при
кПа
мм
Рвхmax, МПа
Рвхmax
НПРУП «Белгазтехника» (г. Минск, РБ)
100
80
1,2
10–600
20350
50
50
1,2
10–600
7200
150
105
1,2
10–600
30000
200
125
1,2
10–600
42000
248
kvу,
м³/ч
80,2
28,4
118,2
165,5
Продолжение табл. 7.3
МаксимальДиаметр МаксимальРегулируемое ный расход
kvу,
Марка
седла ное входное
газа V0max ,
выходное
DN
м³/ч
регулятора
клапана, давление
давление, кПа м³/ч, при
мм
Рвхmax, МПа
Рвхmax
РДГПК-50М
50
50
1,2
1,6–16,0
2500
9,85
РДГПК-100
100
50
1,2
1,6–16,0
9000
35,5
РДЭ
50
*
1,2
1,6–24
2500
9,85
РДК-32
32
4
1,6
2,6–5,4
232
0,70
РДК-50
50
30
0,6
1,6–30,0
800
5,85
РГП-32
32
25
1,2
5–600
2920
11,5
РГП-50
50
50
1,2
10–600
10 500
41,4
РДС-32
32
8
1,2
2,6–300
285
1,12
РДГД-50
20
*
0,6
1,5–5,0
75
0,55
РДГД-М-1,3
20
10
0,6
1,3
12
0,088
РДГД-М-2,0
20
10
0,6
2,0
12
0,088
ООО «ПКФ «Газстрой» (г. Саратов, РФ), ООО ПТО ГК «Волга-Газ» (г. Саратов,
РФ), ООО ПКФ «Экс-Форма» (г. Саратов, РФ)
РДГД-20М-0,6
15/32
5
0,6
2,0–2,5
70
0,51
РДГД-20М-1,2
15/32
3
1,2
1,2–3,5
70
0,28
РДНК-32/3
20/32
3
1,2
2,0–2,5
64
0,25
РДНК-32/6
20/32
6
0,6
2,0–2,5
105
0,77
РДНК-32/10
20/32
10
0,3
2,0–2,5
100
1,28
РДНК-400
50
15
0,6
2,0–5,0
300
2,19
РДНК-400М
50
16
0,6
2,0–5,0
600
4,39
РДНК-1000
50
17
0,6
2,0–5,0
900
6,58
РДНК-У
50
18,5
1,2
2,0–5,0
1000
3,94
РДНК-50
50
*
1,2
2,0–5,0
900
3,55
РДНК-50П
50
*
1,2
3,5–5,0
900
3,55
РДНК-50/400
50
16
0,6
2,0–5,0
630
4,61
РДНК-50/1000
50
20
0,6
2,0–5,0
1050
7,68
РДСК-50М-1
32/50
*
1,2
10–16
1000
3,94
РДСК-50М-2
32/50
*
1,2
16–40
1000
3,94
РДСК-50М-3
32/50
*
1,2
40–100
1000
3,94
РДСК-50БМ
32/50
*
1,2
270–300
1200
4,73
10
670
2,64
РДСК-50/400М
50
1,2
10–50
14
1340
5,28
50
10
670
2,64
РДСК-50/400
1,2
50–200
50
14
1340
5,28
10
670
2,64
РДСК-50/400Б
50
1,2
200–300
14
1340
5,28
РД-32М/С-6
32
6
1,2
1,0–5,0
300
1,18
РД-32/С-10
32
10
0,3
1,0–5,0
124
1,58
249
Продолжение табл. 7.3
МаксимальМаксиРегулируемое ный расход
Диаметр
мальное
kvу,
Марка
выходное
седла
газа V0max ,
DN
входное
давление,
м³/ч
регулятора
клапана,
давление
м³/ч, при
кПа
мм
Рвхmax, МПа
Рвхmax
РДУ-32/С-4-1,2
32
4
1,2
1,0–5,0
150
0,59
РДУ-32/С-6-1,2
32
6
1,2
1,0–5,0
300
1,18
РДУ-32/С-10-0,3
32
10
0,3
1,0–5,0
124
1,58
РДБК1-25Н,
1–60 (Н),
25
21
1,2
2000
7,88
РДБК1-25В
30–600 (В)
РДБК1-50Н/25,
1–60 (Н),
50
25
1,2
2133
8,41
РДБК1-50В/25
30–600 (В)
РДБК1-50Н/35,
1–60 (Н),
50
35
1,2
6000
23,6
РДБК1-50В/35
30–600 (В)
РДБК1-100Н/70,
1–60 (Н),
100
70
1,2
18 350
72,3
РДБК1-100В/70
30–600 (В)
РДБК1-200Н/105,
1–60 (Н),
200
105
1,2
38 000
149,8
РДБК1-200В/105
60–600 (В)
РДБК1-200Н/140,
1–60 (Н),
200
140
1,2
70 250
276,8
РДБК1-200В/140
60–600 (В)
РДУК-2Н-50,
1–60 (Н),
50
35
1,2
6000
23,6
РДУК-2В-50
60–600 (В)
РДУК-2Н-100/50,
1–60 (Н),
100
50
1,2
12 000
47,3
РДУК-2В-100/50
60–600 (В)
РДУК-2Н-100/70,
1–60 (Н),
100
70
1,2
18 350
72,3
РДУК-2В-100/70
60–600 (В)
РДУК-2Н-200/105,
1–60 (Н),
200
105
1,2
38 000
149,8
РДУК-2В-200/105
60–600 (В)
РДУК-2Н-200/140,
1–60 (Н),
200
140
1,2
70 250
276,8
РДУК-2В-200/140
60–600 (В)
1–60 (Н),
РДГ-25Н, РДГ-25В 25/32 12/25
1,2
2210
8,71
30–600 (В)
30
2800
11,0
35
4050
16,0
1–60 (Н),
РДГ-50Н, РДГ-50В 50
1,2
30–600 (В)
40
5450
21,5
45
7100
28,0
1–60 (Н),
РДГ-80Н, РДГ-80В 80
65
1,2
14 600
57,5
30–600 (В)
1–60 (Н),
РДГ-150Н, РДГ-150В 150
98
1,2
32 000
126,1
30–600 (В)
РДК-50/20Н
50
20
1,2
2,0–5,0
1000
3,88
РДК-50/30Н
50
30
1,2
2,0–5,0
3000
11,7
РДК-50/20С
50
20
1,2
10–300
900
3,91
250
Продолжение табл. 7.3
МаксимальДиаметр МаксимальРегулируемое ный расход
kvу,
Марка
седла ное входное
газа V0max ,
выходное
DN
м³/ч
регулятора
клапана, давление
давление, кПа м³/ч, при
мм
Рвхmax, МПа
Рвхmax
РДК-50/30С
50
30
1,2
10–300
2700
11,7
РДК-500
50
*
0,6
2,0–5,0
487
3,69
0,5–60 (Н),
РДП-50Н, РДП-50В 50
*
1,2
7540
29,1
60–600 (В)
РДП-100Н,
0,5–60 (Н),
100
*
1,2
30 100
116,6
РДП-100В
60–600 (В)
РДП-200Н,
0,5–60 (Н),
200
*
1,2
100 000
388,6
РДП-200В
60–600 (В)
СУГ
РД-32М/Ж-4
20/32
4
1,6
2,0–3,5
220
0,66
РД-32М/Ж-6
20/32
6
1,6
2,0–3,6
390
1,18
Примечания.
1. Значения, отмеченные звёздочкой, в паспортных данных и на сайте производителя отсутствуют.
2. Буква «Н» в марке регуляторов РДБК и РДУК означает, что регулятор снижает давление до низкого и среднего, а «В» – до среднего и высокого категории II.
Нормальная работа регулятора обеспечивается при условии, что
расчётный расход газа через него будет составлять от 20 до 80% от
максимального расхода, т. е. должно выполняться условие
0, 2V0max ≤ Vр ≤ 0,8V0max .
(7.27)
7.6. Предохранительные запорные клапаны
Предохранительные запорные клапаны (ПЗК, в российских нормах [70] встречается название запорный отсечной клапан) служат
для герметичного перекрытия подачи газа в сеть при повышении
давления на контролируемом участке сверх установленной величины (на 25% выше регулируемого) или уменьшении входного давления ниже определённого предела. В пунктах редуцирования газа
ПЗК устанавливаются до регулятора давления. В случае срабатывания открытие клапанов производится вручную, самопроизвольное
открытие невозможно.
251
Клапан ПКК-40М состоит из корпуса 1, промежуточного кольца
7 и регулировочного стакана 10. Между корпусом и промежуточным кольцом зажата нижняя мембрана 5, жёстко связанная со штоком запорного плунжера 2. Плунжер прижимается к седлу пружиной 4, весом движущихся частей и входным давлением газа. Между
кольцом и крышкой зажата верхняя мембрана 8, в центре которой
жёстко закреплена резиновая пробка 12. Мембрана и пробка отжимаются вниз настроечной пружиной 11.
Рис. 7.16. Внешний вид (а) и конструкция (б) клапана ПКК-40М:
1 – корпус; 2 – плунжер; 3 – шток; 4 – пружина; 5 – нижняя мембрана;
6 – обратный клапан; 7 – промежуточное кольцо; 8 – верхняя мембрана;
9 – крышка; 10 – регулировочный стакан; 11 – настоечная пружина;
12 – резиновая пробка; 13 – ручка; 14 – пробка.
Для открытия клапана с помощью ручки отворачивают пробку
14 настолько, чтобы через отверстие А соединить камеру В с атмосферой. Так как площадь каждого из отверстий А и С значительно
больше площади отверстия сопла в штоке, то давление в камерах B
и D падает и нижняя мембрана 5 под действием входного давления
поднимается до тех пор, пока сопло штока не упрётся в резиновую
пробку. Вместе с мембраной поднимается вверх шток 3 и плунжер,
252
открывая проход газа. При этом сопло штока оказывается перекрытым, а камеры B и D разобщёнными с входной полостью клапана.
Через обратный клапан в камеру B поступает импульс контролируемого давления, и после ввёртывания пробки на место в камере B
устанавливается такое же давление, как и в контролируемой точке.
Клапан выпускается в муфтовом и фланцевом исполнениях.
Входное давление может составлять 0,6 МПа (природный газ) и
1,6 МПа (СУГ), пределы регулирования контролируемого давления
с пружиной низкого давления – 1,5–5,0 кПа, среднего – 5,0–6,0 кПа.
Клапан прекращает подачу природного газа при входном давлении
менее10–15 кПа; СУГ – менее 30–50 кПа.
Клапан предохранительный запорный ПКН (низкого давления) и
ПКВ (высокого давления), представленный на рис. 7.17, устанавливается в ГРП и ГРУ. Выпускается с номинальным диаметром DN
50, DN 100 и DN 200.
Рис. 7.17. Внешний вид (а) и конструкция (б) клапана ПКН-50:
1 – корпус; 2 – переходной фланец; 3 – крышка; 4 – мембрана; 5 – большая
пружина; 6 – пробка; 7 – малая пружина; 8 – шток; 9 – клапан; 10 – направляющая
стойка; 11 – тарелка; 12 – вилка; 13 – поворотный вал; 14 – рычаг; 15 – анкерный
рычаг; 16 – коромысло; 17 – молоток.
Подъём клапана 9 осуществляется при помощи вилки 12, закреплённой на поворотном валу 13, на конце которого крепится рычаг
14. В клапане имеется устройство, выполняющее функции перепускного клапана для выравнивания давления газа до и после клапана
253
в момент его открытия. При открытии клапана рычаг 14 зацепляется с анкерным рычагом 15, установленным на переходном фланце 2.
Коромысло 16, установленное в крышке 3, одним концом соединяется с мембраной 4, а другим – с молотком 17. Клапан высокого
давления ПКВ отличается от клапана низкого давления ПКН наличием опорной тарелки, уменьшающей эффективную площадь мембраны, взамен тарелки мембраны ставится шайба.
Для открытия необходимо рычаг 14 поднять до зацепления его с
анкерным рычагом 15. При этом клапан поднимается и открывает
проход газу, который из сети по импульсной трубке поступит под
мембрану. Настройка клапанов на нижний диапазон срабатывания
производится вращением штока 8, а на верхний – вращением пробки 6.
Если контролируемое давление газа возрастает выше верхнего
предела, установленного большой пружиной 5, мембрана, преодолевая усилие этой пружины, пойдёт вверх и повернёт коромысло,
наружный конец которого выйдет из зацепления с упором молотка.
Под действием груза молоток упадёт и ударит по свободному концу
анкерного рычага, который освободит рычаг, укреплённый на валу,
и клапан под действием собственного веса и веса груза рычага
опустится на седло корпуса 1 и перекроет проход газу. Если контролируемое давление газа упадёт ниже заданного нижнего предела, установленного малой пружиной 7, мембрана под действием
этой пружины пойдёт вниз и опустит внутренний конец коромысла.
При этом наружный конец коромысла выйдет из зацепления с упором молотка, который упадёт и закроет клапан.
Пределы срабатывания клапанов следующие:
– для ПКН: нижний – 0,30–3,0 кПа, верхний – 2–60 кПа;
– для ПКВ: нижний – 3–30 кПа, верхний – 30–600 кПа.
7.7. Предохранительные сбросные устройства
Предохранительные сбросные устройства служат для сброса газа
за регулятором при кратковременном повышении давления сверх
15% от регулируемого. В настоящее время широко применяются
пружинные предохранительные сбросные клапаны (ПСК) типов
КПС и ПСК, имеющие сходное устройство. На рис. 7.18 представлен предохранительный сбросной клапан типа ПСК-50.
254
Рис. 7.18. Внешний вид (а) и конструкция (б) клапана ПСК-50:
1 – корпус; 2 – крышка; 3 – клапан с направляющей; 4 – пружина;
5 – регулировочный винт; 6 – мембрана; 7 – тарелка мембраны;
8 – нижняя тарелка.
Корпус 1 изготовлен в виде усечённого конуса с фланцем, седлом и двумя отверстиями с трубной цилиндрической резьбой. Клапан 3 с резиновым уплотнением перекрывает седло. Клапан собран
с мембраной 6, которая жёстко закреплена между клапаном и тарелкой 7, а также между корпусом и крышкой 2.
Тарелка мембраны 7 и нижняя тарелка 8 зажимают пружину 4.
Последняя определяет настройку клапана 3 на давление в заданных
пределах. Усилие пружины изменяется перемещением нижней тарелки. Это перемещение обусловлено вращением регулировочного
винта 5.
Из сети через входной патрубок корпуса газ попадает в надмембранную полость. При установившемся режиме контролируемое
давление газа в заданных пределах уравновешивается настроенной
пружиной. При этом клапан герметично закрыт. Когда давление
газа в сети (также и в надмембранной полости) превысит предел
настройки, мембрана 6, преодолевая усилия пружины 4, опустится
вместе с клапаном. Таким образом выход газа в атмосферу через
выходной патрубок будет открыт. Сброс газа происходит до тех
255
пор, пока давление в сети не станет ниже установленного. Далее
под действием пружины клапан закроется.
ПСК-25 (DN 25, муфтовое присоединение) и ПСК-50 (DN 50,
фланцевое присоединение), выпускаемые НПРУП «Белгазтехника»,
имеют следующие исполнения в зависимости от диапазона срабатывания клапана:
– исполнение 1 (1,6–3,0 кПа);
– исполнение 2 (3–8 кПа);
– исполнение 3 (8–20 кПа);
– исполнение 4 (20–50 кПа);
– исполнение 5 (50–150 кПа);
– исполнение 6 (150–600 кПа).
Коэффициент расхода для данных клапанов составляет μ = 0,3
при расчёте согласно приложению А [74].
Подбор ПСК осуществляется по расходу газа при н. у. V0, м³/ч,
подлежащий сбросу, который рассчитывается по выражениям:
– при наличии перед регулятором давления ПЗК
V0 ≥ 0,0005V0РД ;
(7.28)
– при отсутствии ПЗК перед регулятором давления с золотниковым клапаном
V0 ≥ 0,01V0РД ;
(7.29)
– при отсутствии ПЗК перед регулирующей заслонкой с электронным регулятором
V0 ≥ 0,02V0РД ,
(7.30)
где V0РД – расчётный расход газа через регулятор давления при
н. у., м³/ч.
При параллельной установке в ПРГ нескольких регуляторов давления общий расход подлежащего сбросу газа должен быть не менее суммы расходов газа каждым ПСК.
По данному объёмному расходу определяется массовый расход
G = ρ0V0, кг/ч, который должен быть не более расхода Gmax, кг/ч,
256
рассчитанного или определённого по графику, с учётом отличия
плотности и температуры от значений, по которым построена номограмма
Gmax = Gгр
273ρ0
,
0,73Т г
(7.31)
где Gгр – массовый расход, кг/ч, определённый по графику
(рис. 7.19) для стандартного газа плотностью при н. у. 0,73 кг/м³ и
температурой 273 К (0°С);
ρ0 – плотность используемого газа при н. у., кг/м³;
Тг – абсолютная температура газа, К.
Рис. 7.19. Зависимость максимального расхода сбрасываемого газа от давления
срабатывания (изб.) для клапанов производства НПРУП «Белгазтехника»:
1 – ПСК-25; 2 – ПСК-50; 3 – КСП 25-16; 4 – КСП 50-20.
Номинальный диаметр сбросного газопровода должен быть равен номинальному диаметру выходного патрубка ПСК. Перед ПСК
должно быть установлено отключающее устройство.
257
7.8. Системы телемеханики пунктов редуцирования газа
Системы телемеханики служат для сбора информации, передачи
её на диспетчерский пункт и управления ПРГ, магистральных газопроводов и ГРС. В настоящее время разработаны комплексы телемеханики для систем газоснабжения, например, Эскорт-3 НПРУП
«Белгазтехника» (РБ, г. Минск), Каскад-САУ НТО «Терси» (РФ,
г. Саров), МАГИСТРАЛЬ-2 ООО Фирма «Газприборавтоматика»
(РФ, г. Москва). В качестве примера рассмотрим устройство комплекса телемеханики контролируемого объекта ЭСКОРТ-3, широко
применяемого в Беларуси. Комплекс состоит из электрошкафа и
модулей (рис. 7.20), устанавливаемых в электрошкафу и электрически соединённых между собой и с первичными датчиками в соответствии с проектом на систему телемеханики. Передача данных на
диспетчерский пункт осуществляется по одному из каналов связи –
GSM или УКВ симплексной радиостанции.
Рис. 7.20. Электрошкаф и модули комплекса ЭСКОРТ-3 [37]
258
В отличие от аналогичных систем телемеханики, где передача
информации по каналу связи осуществляется по открытому протоколу Modbus, в телемеханике ЭСКОРТ-3 как команды, получаемые
контроллером от диспетчерского пункта, так и ответы контроллера
проходят шифрацию. Целью проведения шифрации является недопущение возможности несанкционированного перепрограммирования контроллера, модулей, либо управления исполнительными устройствами.
Функциональные возможности комплекса:
– сбор аналоговых данных с объекта (входное и выходное давление; перепад давлений на фильтре; загазованность; поляризационный потенциал; величина переменного напряжения в диапазоне 0–
300 В; величина постоянного напряжения в диапазоне 0–50 В; величина постоянного тока в диапазоне 0–50 А; температура воздуха и
теплоносителя);
– сбор дискретных данных с объекта (контроль доступа; срабатывание пожарной сигнализации; срабатывание любых датчиков
типа «сухой контакт»; наличие модулей ввода; резервное питание
от аккумулятора);
– дискретное (включение либо выключение освещения, задвижек, клапанов и т. п.) и аналоговое (регулирование выходного давления, температуры и т. п.) телеуправление объектом;
– дистанционный учёт электроэнергии со счётчика Э8003/2 и газа с ультразвукового счётчика СГП-1 с корректорами типа ЕК88,
ЕК260, СПГ761 для приведения рабочего объёма газа к стандартному.
Особенностями комплекса являются:
– визуальная индикация уровня GSM сигнала;
– отдельная визуальная индикация режимов работы встроенного
в модуль базовый GSM модема;
– возможность перепрограммирования контроллера без его разбора с использованием имеющихся СОМ-портов;
– возможность удалённого (дистанционного) программирования
контроллера по каналу GSM без необходимости выезда специалистов на место установки и эксплуатации системы телеметрии;
– функция единого системного времени, производящая синхронизацию времени контроллера и диспетчерской при каждом сеансе
связи;
259
– возможность архивации непереданных аварийных сообщений
при отсутствии связи или выходе из строя оборудования диспетчерской как в «ближний» архив с возможностью быстрого доступа, так
и в «дальний», энергонезависимый, способный сохранять записанную информацию при пропадании напряжения питания;
– возможность передачи аварийного сообщения на резервную
диспетчерскую при занятом канале или выходе из строя оборудования основной диспетчерской;
– возможность гибкой конфигурации каждого канала сбора информации (аналоговых и дискретных) с возможностью выставления
индивидуальных порогов срабатывания или просто отключения отдельного канала.
7.9. Устройства учёта расхода газа
Для определения расхода газа потребителем или потребителями
устраивается узел учёта газа – комплект средств измерений и устройств, обеспечивающих учёт объёма газа, контроль и регистрацию
его параметров. Как отмечалось ранее, для коммерческих расчётов
объём газа должен быть приведён к стандартным условиям. В узлах
учёта устанавливаются устройства учёта газа, которые можно классифицировать по следующим признакам:
1) в зависимости от номинального расхода:
– бытовые, рассчитанные на расход до 10 м³/ч;
– коммунально-бытовые (10–40 м³/ч);
– промышленные (более 40 м³/ч);
2) по методу измерения:
а) переменного перепада давления, принцип работы которых основан на зависимости потерь давления на измеряющем устройстве
от расхода газа:
– с сужающим устройством (диафрагмой, соплом, трубкой
Вентури);
– с осредняющими напорными трубками;
б) объёмные, которые измеряют или непосредственно объёмный
расход, или скорость потока, из которой определяется объёмный
расход газа:
260
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
– диафрагменные (мембранные, камерные), принцип работы которых основан на перемещении перегородок измерительных камер
под давлением измеряемого газа;
– ротационные, в которых измерение производится в зависимости от числа оборотов двух соосно расположенных роторов;
– турбинные, измерение расхода газа в котором происходит изза вращения турбинного колеса при прохождении потока;
– вихревые, основанные на зависимости от расхода газа частоты
образования и срыва вихрей, которые возникают при обтекании тел,
размещённых в потоке;
– ультразвуковые (акустические), в основу которых положена
зависимость скорости распространения ультразвуковых волн от
скорости потока;
– струйные, в которых используется зависимость изменения частоты колебания давления в процессе вихреобразования, колебания
струи газа, обтекания установленного в трубопроводе препятствия
определённой формы или закручивания потока;
в) массовые, основанные на косвенном измерении массового
расхода газа:
– термоанемометрические, принцип работы которых заключается в измерении удельного теплового потока нагревательного элемента и его зависимости от массового расхода среды;
– кориолисовые, использующие зависимость силы Кориолиса
(возникает из-за изменения ускорения, сообщаемого потоку газа
колеблющимися трубками расходомера) от массового расхода.
Для приведения объёма газа к стандартным параметрам применяются измерительные комплексы, позволяющие производить корректировку по температуре, давлению и коэффициенту сжимаемости.
В качестве бытовых зачастую применяют диафрагменные, коммунально-бытовых – диафрагменные, ротационные и турбинные,
промышленных – турбинные и ротационные счётчики. Рассмотрим
их конструкции на нескольких типовых представителях.
На рис. 7.21 представлена типовая конструкция широко применяемого в быту диафрагменного счётчика.
Данные счётчики рекомендуется применять для газа низкого
давления при расходе до 160 м³/ч. Достоинствами данного счётчика
являются достаточно высокая точность, долговечность, энергонеза261
висимость, отсутствие необходимости в прямолинейных участках
до и после счётчика, простота монтажа и эксплуатации, отсутствие
необходимости в высокой степени очистки газа. Основной недостаток заключается в наличии погрешности измерения при низких
температурах.
Рис. 7.21. Конструкция диафрагменного счётчика:
1 – корпус; 2 – крышка; 3 – измерительный механизм; 4 – кривошипнорычажный механизм; 5 – верхние клапаны газораспределительного устройства;
6 – стяжная полоса.
Счётчик работает следующим образом (рис. 7.22).
Рис. 7.22. Схема работы счётчика:
1–4 – этапы; а–г – камеры.
262
1. Поток газа, расход которого определяется, через входной патрубок поступает в верхнюю полость корпуса и далее через открытый клапан в камеру б. Увеличение объёма газа в камере б вызывает
перемещение диафрагмы а–б и вытеснение газа из камеры а на выход из щели седла клапана и далее в выходной патрубок счётчика.
После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры а диафрагма останавливается в результате переключения клапанных групп.
Подвижная часть клапана камер а и б полностью перекрывает седла
клапанов этих камер, отключая этот камерный блок.
2. Клапан камер в и г открывает вход газа из верхней полости
корпуса счётчика в камеру в, наполняет её, что вызывает перемещение диафрагмы в–г и вытеснение газа из камеры г в выходной патрубок через щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры г диафрагма останавливается в результате
отключения клапанного блока камер в и г.
3. Клапан камер а и б открывает вход газа из верхней полости
корпуса счётчика в камеру а. При подаче газа в камеру а диафрагма
а–б перемещается, вытесняя газ из камеры б в выходной парубок
через щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы
к стенке камеры б диафрагма останавливается в результате отключения клапанного блока камер а и б.
4. Клапан камер в и г открывает вход газа из верхней полости
корпуса счётчика в камеру г. При подаче газа в камеру г диафрагма
в–г перемещается и вытесняет газ из камеры в в выходной патрубок
через щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы
к стенке камеры в диафрагма останавливается в результате отключения клапанного блока в и г.
Далее процесс повторяется и счётчик фиксирует число ходов
диафрагм.
В Республике Беларусь диафрагменные счётчики выпускают
ОАО «ММЗ имени С. И. Валилова» (СГД-1, СГМН-1 и СГД-3Т),
СП «БэмКромГаз» (счётчики «Берестье» различных типов), ОАО
«Новогрудский завод газовой аппаратуры» (СГД-2,5, СГМН-1
и пр.), которые нашли широкое применение для измерения расхода
природного газа в жилых домах.
263
а)
б)
в)
г)
Рис. 7.23. Диафрагменные счётчики:
а – СГМН-1; б – СГД-1,6; в – «Берестье» КГ4; г – СГМН-1М.
Ротационный счётчик газа RVG (рис. 7.24) работает по принципу вытеснения строго определённого объёма газа вращающимися
роторами. Объем вытесненного газа определяется объёмом измерительной камеры счётчика, образованной внутренней поверхностью
корпуса и поверхностями двух синхронно вращающихся в противоположных направлениях роторов. Вращательное движение роторов
через редуктор и магнитную муфту передаётся на восьмиразрядный
счётный механизм, который регистрирует число оборотов роторов,
а следовательно, и объём газа, прошедший через счётчик. Таким
образом, один поворот системы роторов соответствует передаче
определённого объёма газа со входа счётчика на его выход. Цифры
счётного механизма, стоящие после запятой, обрамлены красным
цветом. Для удобства считывания показаний корпус счётного механизма имеет возможность поворачиваться вокруг своей оси на 355°.
264
Рис. 7.24. Внешний вид (а) и конструкция (б) ротационного счётчика RVG
(производитель – ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника», г. Арзамас):
1 – счётный механизм; 2 – крышка счётного механизма; 3 – юстировочные
колёса; 4 – штуцер отбора давления; 5 – магнитная муфта; 6 – колёса
синхронизатора; 7 – передаточный вал; 8 – редуктор; 9 – датчик импульсов;
10 – диск-формирователь; 11 – крышка редуктора; 12 – корпус; 13 – роторы;
14 – основание; 15 – крышка синхронизатора; 16 – заглушка сливного
отверстия.
В основе принципа действия турбинного счётчика (рис. 7.25) лежит использование энергии потока газа для вращения чувствительного элемента – турбинки. Газовый поток взаимодействует с турбинкой, вызывает её вращение со скоростью, пропорциональной скорости и, следственно, объёмному расходу измеряемого газа. Число
оборотов турбинки с помощью механического редуктора и магнитной муфты подсчитывается на интегрирующем устройстве (счётной
головке), показывающем объёмный расход газа.
Конструкционно счётчик СГ оснащён двумя основными узлами:
– узлом проточной части турбинки с сопрягаемыми деталями,
червячной парой редуктора и внутренней полумуфтой, расположенной в корпусе счётчика и подверженной воздействию измеряемого газа;
– узлом счётной головки с внешней полумуфтой магнитной муфты и частью редуктора, расположенного на внешней стороне корпу265
са счётчика и подверженного воздействию температуры окружающей среды.
Рис. 7.25. Внешний вид (а) и конструкция (б) турбинного счётчика СГ16МТ-Р
(производитель – АО «Арзамасский приборостроительный завод
имени П. И. Пландина»), МТ – модернизированный счётный редуктор,
Р – расширенный диапазон измерения:
1 – корпус; 2 – струевыпрямитель; 3 – турбинка; 4 – узел преобразователя;
5 – шарикоподшипниковый узел; 6 – вал; 7 – зубчатое колесо.
Для измерения расхода сжиженных природных газов применяются различные виды расходомеров, например LPM-102 и LPM-200
(производитель – Liqua-Tech Corporation, США), PROMASS
(Endress + Hauser, Швейцария), счётные установки FAS-LC
(Flüssiggas-Anlagen GmbH, ФРГ). На рис. 7.26 представлен расходомер LPM-200.
Конструктивно он представляет собой измерительную камеру, в
которой расположен ротор с поршнем, и механический регистратор.
СУГ проходит через фильтр с отделителем паровой фазы в измерительную камеру. Под давлением жидкости ротор с поршнем приходят в движение. Поршень захватывает определённый объем жидкости и проталкивает её к выходу. Количество перемещений поршня
пропорционально объёму СУГ, прошедшей через измерительную
камеру. Вращение ротора передаётся через редуктор на счётный
266
механизм. Точность измерений достигается благодаря незначительным внутренним зазорам между поршнем и корпусом измерительной камеры, торцами поршня и боковыми стенками корпуса. Регистратор может оснащаться печатающим устройством. Дифференциальный клапан предназначен для контроля подачи СУГ и
прохождения его через расходомер. Сепаратор жидкой и паровой
фазы СУГ и дифференциальный клапан работают совместно с целью остановить поток продукта через измерительный прибор, пока
паровая фаза не будет удалена из системы через клапан возврата
паров, установленный в верхней части сепаратора газа, обратно в
резервуар.
Рис. 7.26. Внешний вид расходомера LPM-200:
1 – механический регистратор; 2 – измерительная камера; 3 – клапан возврата
паров; 4 – узел сепаратора и сетчатого фильтра; 5 – дифференциальный клапан.
Максимальный расход сжиженного газа, который может быть
измерен расходомером, составляет 380 л/мин (22,8 м³/ч), минимальный – 75 л/мин (4,5 м³/ч). Допустимый предел относительной погрешности измерения – 0,5%.
267
Одними из самых точных расходомеров являются кориолисовые,
принцип действия которых основан на управляемом создании силы
Кориолиса, которая возникает в системе при одновременном наличии поступательного и вращательного движения (рис. 7.27).
Рис. 7.27. Принцип работы кориолисового расходомера
В двух параллельных трубках движется жидкость, а вибратор заставляет их колебаться в противофазе с одинаковой частотой подобно камертону. При отсутствии разбора жидкости обе трубки колеблются равномерно (1), при наличии расхода начинают появляться дополнительные продольные колебания, замедляющиеся на
входе (2) и ускоряющиеся на выходе (3), т. е. возникает сдвиг по
фазе (а–б). Чем выше массовый расход, тем больше сдвиг. Высокочувствительные электродинамические сенсоры регистрируют колебания трубок на входе и выходе. Достоинством данного способа
измерения расхода является отсутствие зависимости от температуры, давления, вязкости, электропроводимости и профиля потока.
На рис. 7.28 показан расходомер Proline Promass E 300, состоящий из преобразователя и сенсора. Преобразователь имеет две конфигурации управления:
– через меню с подсказками для различных областей применения
с помощью 4-строчного графического дисплея с подсветкой и сенсорным управлением;
– через служебный интерфейс или интерфейс WLAN с помощью
управляющих программ или веб-серверов.
Расходомер выпускается в шести модификациях с номинальным
диаметром от DN 8 до DN 80 для измерения расхода до 180 000 кг/ч.
268
Рис. 7.28. Внешний вид расходомера Proline Promass E 300:
1 – преобразователь; 2 – сенсор.
Так как в процессе эксплуатации возможно воздействие на счётчик различных факторов, приводящих к его некорректной работе,
необходимо производить поверку средства измерения. Её периодичность устанавливается правовыми актами, например постановлением Госстандарта Республики Беларусь № 17 от 16.03.2007
«Об утверждении перечня областей в сфере законодательной метрологии». Согласно данному документу, межповерочный интервал
бытовых газовых счётчиков составляет 96 месяцев, промышленных
и лабораторных – 24 месяца; расходомеров газа – 12 месяцев. Методика поверки должна быть внесена в Государственный реестр
средств измерений (например, в Республике Беларусь поверка диафрагменных счётчиков осуществляется по ГОСТ 8011-99 «Система
обеспечения единства средств измерений Республики Беларусь.
Счётчики газа. Методика поверки»).
Поверка заключается в выполнении ряда операций:
– внешнего осмотра, заключающегося в проверке наличия механических повреждений, коррозии; необходимых надписей и маркировки и пр.;
– опробования, при котором определяют герметичность; работоспособность счётного механизма; функционирование счётчика;
проверка порога чувствительности; при наличии дополнительных
устройств – их влияние на работу;
– определении метрологических характеристик (порога чувствительности, относительной погрешности, потерь давления).
269
Поверка осуществляется в специально аккредитованных лабораториях на оборудовании, аттестованным Госстандартом РБ, например промышленные счётчики газа поверяются в НПРУП «Белгазтехника».
Подбор счётчика осуществляется по каталогам исходя из расхода газа при рабочих условиях Vсч, м³/ч, определяемого по выражению
Vсч =
Vр ⋅ Ратм ( 273 + tг )
273 ( 293) Рвхсч
,
(7.32)
где Vр – расчётный расход газа, м³/ч;
Ратм = 0,101325 МПа – атмосферное давление при нормальных
(стандартных) условиях;
tг – температура газа, °С;
Рвхсч – абсолютное давление газа перед счётчиком, МПа.
В случае, если Vр определён при нормальных условиях, температура в знаменателе принимается равной 273 К, если при стандартных, то 293 К.
Бытовые счётчики обычно подбираются по номинальному расходу, равному суммарному на квартиру или здание.
Потери давления в счётчиках получают при испытаниях воздухом. Результаты приводят в виде таблиц (табл. 7.4) или графиков,
показывающих зависимость потерь давления по воздуху Δрсчв , Па,
от расхода. Определить потери давления в счётчике Δрсч, Па, можно
по выражению
2
max
сч
Δрсч = Δр
ρ0( ст ) Ртабл  Vр 

 ,
ρвтабл Рвхсч  Vmax 
(7.33)
где Δрсчmax – потери давления при максимальном расходе, Па;
ρ0(ст) – плотность измеряемого газа при нормальных (стандартных) условиях, кг/м³;
270
ρвтабл и Ртабл – соответственно плотность воздуха, кг/м³, и абсолютное давление, МПа, при которых приведены потери давления в
таблице 7.4;
Vmax – максимальный расход для данного типа счётчика, м³/ч.
Таблица 7.4
Технические характеристики турбинных счётчиков СГ16МТ-Р
Потери давления
по воздуху Δрсчв,
kvу, м³/ч
Па, при Vmax
СГ16МТ-65-Р
50
65
1700
17,5
СГ16МТ-100-Р
50
100
1150
32,7
СГ16МТ-250-Р
80
250
1100
83,7
СГ16МТ-400-Р
100
400
1570
112,1
СГ16МТ-650-Р
100
650
1590
181
СГ16МТ-800-Р
150
800
600
362,7
СГ16МТ-1000-Р
150
1000
840
383,1
СГ16МТ-1600-Р
200
1600
620
713,5
СГ16МТ-2500-Р
200
2500
1580
698,4
СГ16МТ-4000-Р
200
4000
1600
1110,5
Примечание: значения потерь давления приведены при абсолютном давлении
0,106 МПа и плотности воздуха 1,29 кг/м³.
Марка счётчика
DN
Vmax, м³/ч
Потери давления также можно определить по условной пропускной способности счётчика по выражению (7.23).
Для нормальной работы счётчика длина прямого участка до него
должна быть не менее DN 5, после – не менее DN 3.
Пример 7.1. Подобрать оборудование ГРУ квартальной котельной из предыдущих примеров. Расход газа котельной VКК = 3258,7 м³/ч. Абсолютное давление
на входе в ГРУ согласно примеру 6.6 составляет Рвх = 0,26688 МПа = 266,88 кПа.
Выходное давление примем равным рвых = 30 кПа = 130 кПа. Плотность транспортируемого газа при н. у. ρ0 = 0,73 кг/м³. Температура газа tг = 5°С. Схема ГРУ изображена на рис. 7.29.
К котельной подходит полиэтиленовый трубопровод 180×16,4 мм. В самой котельной и в ГРУ должны быть проложены стальные газопроводы. Для соединения
стальной и полиэтиленовой труб используем НСПС – неразъёмное соединение
«полиэтилен – сталь» 180×159 ГАЗ SDR 11. В качестве стального газопровода применим электросварную трубу 159×4,5 мм ГОСТ 10705-80 (DN 150). Внутри ГРУ
прокладка будет осуществляться стальными трубами 219×6 ГОСТ 10704-91. Переход с одного диаметра на другой осуществляется с помощью концентрического
перехода К–2–219×6–159×4,5 сталь 20 ГОСТ 17378-2001 длиной 95 мм.
271
Для подбора фильтра определим требуемую условную пропускную способность по (7.22) исходя из допустимого начального перепада давления на нём
Δрдоп = 4 кПа (для кассетного фильтра) и максимального расхода газа, равного расчётному для квартальной котельной.
kvтру =
3258,7
5, 2 ⋅ 10−3
0,73 ⋅ 278
= 273,2 м³/ч,
4 ⋅ 103 ⋅ 266,88 ⋅ 103
где 278 К – абсолютная температура газа.
Принимаем к установке кассетный фильтр ФГ 12-80-12 с kvу = 286,1 м³/ч
(табл. 7.2). Потери давления на чистом фильтре по выражению (7.23 составят
2
Δрф =
37,1 ⋅ 103 ⋅ 0,73 ⋅ 278  3258,7 

 = 3660 Па = 3,66 кПа,
266,88 ⋅ 103
 286,1 
что меньше допустимой величины.
Потери давления в фильтре по выражению (7.24) при табличных значениях
входного давления Рвхтабл = 1,2 + 0,1 = 1,3 МПа = 1300 кПа, табличного перепада
давлений Δртабл = 10 кПа и максимального расхода газа V0max = 12000 м³/ч составят
2
 3258,7  0,73 1300
Δрф = 10 
⋅
= 3,59 кПа,

 12000  0,73 266,88
что незначительно отличается от рассчитанного ранее (погрешность 1,9%).
Для присоединения фильтра до и после него устанавливаем концентрические
переходы К–2–219×6–89×3,5 сталь 20 ГОСТ 17378-2001 длиной 95 мм.
Давление газа на входе в счётчик составит
Рвхсч = Рвх – Δрф – Δрконф – Δрдиф – Δркр,
где Δрконф и Δрдиф – потери давления в конфузоре перед фильтром и диффузоре
после него, кПа;
Δркр – потери давления на шаровом кране КШ-200, кПа.
Скорости в газопроводах определяются по выражению
w=
V0 Р0Т
,
900πd вн2 РТ 0
где Р и Т – абсолютные давление, Па, и температура газа, К, в газопроводе.
Скорость до и после фильтра (DN 200, dв = 0,207 м) составит
272
(7.34)
w=
3258,7 ⋅ 101,325 ⋅ ( 273 + 5 )
900π ⋅ 0, 207 2 ⋅ 266,88 ⋅ 273
= 10,4 м/с.
Здесь при расчёте принято давление на входе, так как оно и давление на выходе
между собой мало отличаются.
Плотность газа при рабочих условиях
ρ = 0,73
266,88 ⋅ 273
= 1,89 кг/м³.
101,325 ⋅ ( 273 + 5 )
Потери давления в переходах составят при коэффициентах местного сопротивления конфузора 0,71, диффузора 0,42 (отнесены к скорости в большем сечении)
Δрконф + Δрдиф = (0,71 + 0,42)·1,89·10,4²/2 = 115,5 Па ≈ 0,12 кПа.
Потери давления в кране (ζкр = 0,2)
Δркр = 0,2·1,89·10,4²/2 = 20,4 Па.
В дальнейшем потери в кранах и переходах можно не учитывать.
Давление газа на входе в счётчик составит
Рвхсч = 266,88 – 3,66 = 263,22 кПа.
Действительный расход газа через счётчик по (7.32) составит
Vсч =
3258,7 ⋅ 101,325 ( 273 + 5 )
273 ⋅ 263, 22
= 1277,4 м³/ч.
Принимаем к установке счётчик газа турбинный СГ16МТ-1600-Р (DN 200) с
максимальным расходом 1600 м³/ч и потерями давления Δрсчmax = 620 Па. Потери
давления в счётчике при ρвтабл = 1,29 кг/м³ и Ртабл = 0,106 МПа = 106 кПа составят
2
Δрсч = 620
0,73 ⋅ 106  3258,7 

 = 586 Па = 0,59 кПа.
1, 29 ⋅ 263, 22  1600 
При использовании для расчёта условной пропускной способности, которая по
табл. 7.4 составляет kvу = 713,5 м³/ч, потери давления в счётчике составят
2
Δрсч =
37,1 ⋅ 103 ⋅ 0,73 ⋅ 278  3258,7 

 = 597 Па ≈ 0,60 кПа.
263, 22 ⋅ 103
 713,5 
273
Невязка между значениями составляет 1,8%.
В качестве предохранительного запорного клапана выбираем ПКВ-200 с нижним диапазоном срабатывания 3–30 кПа, верхним – 30–600 кПа.
Для определения давления на входе в регулятор необходимо определить потери
давления на ПЗК. Его коэффициент местного сопротивления ζПЗК = 5. Давление на
входе в ПЗК составит
РвхПЗК = 263,22 – 0,60 = 262,62 кПа.
Скорость на входе в ПЗК и потери давления на нём составят
w=
3258,7 ⋅ 101,325 ⋅ ( 273 + 5 )
= 10,6 м/с;
900π ⋅ 0, 207 2 ⋅ 262,62 ⋅ 273
262,62 ⋅ 273
ρ = 0,73
= 1,86 кг/м³;
101,325 ⋅ ( 273 + 5 )
ΔрПЗК = 5 · 1,86 · 10,6²/2 = 522,5 Па ≈ 0,52 кПа.
Давление на входе в регулятор
Рвх = 262,62 – 0,52 = 262,10 кПа.
Отношение давлений на выходе и входе в регулятор равно
Рвых/Рвх = 130/262,1 = 0,496,
что свидетельствует о критическом течении газа.
Требуемая пропускная способность регулятора давления по выражению (7.26)
составляет
kvтру =
1, 25 ⋅ 3258,7
5, 2 ⋅ 10−3 ⋅ 0,75 ⋅ 262,1 ⋅ 103
0,73 ⋅ 278 ⋅ 1
= 80,3 м³/ч.
0,5
По табл. 7.3 подбираем регулятор РДБК1-200Н/105 с kvу = 149,8 м³/ч. Диапазон
регулирования выходного давления 1–60 кПа. Максимальный расход газа через
него по выражению (7.17) составляет
V0max = 5, 2 ⋅ 10−3 ⋅ 149,8 ⋅ 0,75 ⋅ 262,1 ⋅ 103
1 − 0,5
= 7600,5 м³/ч.
0,73 ⋅ 278 ⋅ 1
Максимальный расход также можно определить по выражению (7.21) исходя из
табличных данных для регулятора. Из табл. 7.3 принимаем следующие значения
табличных параметров:
274
Рвхтабл = 1,2 + 0,1 = 1,3 МПа и V0max = 38 000 м³/ч;
Vmax = 0,854 ⋅ 38000
262,1 ⋅ 103
1,3 ⋅ 106
1
= 7657,8 м³/ч.
0,73
Невязка между значениями составляет 0,8%.
Отношение расхода газа к максимальному равно 3258,7/7600,5 = 0,43, что входит в рекомендуемый диапазон (0,2–0,8). Таким образом, регулятор будет работать
устойчиво.
Предохранительный сбросной клапан подбираем по диапазону давления срабатывания (1,0–1,15)рвых, что в данном случае составляет 30–34,5 кПа. Принимаем к
установке ПСК-50-03 (DN 50) с диапазоном настройки клапана 20–50 кПа. Минимальный расход газа, подлежащий сбросу при повышении давления, по выражению (7.28) равен
V0 = 0,0005·7600,5 = 3,8 м³/ч.
Массовый расход газа, подлежащего сбросу, составляет
G = 3,8·0,73 ≈ 2,8 кг/ч.
Максимальный массовый расход газа при давлении срабатывания ПСК рсраб =
= 1,15рвых = 1,15·30 = 34,5 кПа согласно графику (рис. 7.19) Gгр = 510 кг/ч. При
пересчёте на фактические условия
Gmax = 510
273 ⋅ 0,73
= 505 кг/ч.
0,73 ⋅ ( 273 + 5 )
Таким образом, предохранительный сбросной клапан удовлетворяет предъявленным требованиям.
Рис. 7.29. Схема ГРУ
275
Таблица 7.5
Спецификация оборудования ГРУ
Марка
поз.
1Г2.1
1Г2.2
1Г2.3
1Г2.4
1Г2.5
1Г2.6
1Г2.7
1Г2.8
1Г2.9
1Г2.10
1Г2.11
1Г2.12
1Г2.13
1Г2.14
1Г2.15
1Г2.16
1Г2.17
1Г2.18
1Г2.19
Обозначение
Наименование
Переход концентрический
К–2–219×6–159×4,5 сталь 20
Термометр технический
ТУ 25-2021.010-89 ТТП-2 МК 1 240 66
(минус 35 – плюс 50°С)
ТУ BY
Манометр технический
101472320.001-2002 МТ-100 (0–0,4 МПа)
ТУ 3712-028Кран трёхходовой 11Б38б
05749381-2002
DN 15
ТУ РБ
Кран шаровой 11Б27п4 DN 25
03973239.011-99
ТУ РБ
Кран шаровой
100270876.147-2008 КШ DN 200/14-0,6Ф
ТУ РБ
Кран шаровой
100270876.147-2008 КШ DN 150/98-0,6Ф
Переход концентрический
ГОСТ 17378-2001
К–2–219×6–89×3,5 сталь 20
ТУ РБ 00555028-023- Фильтр газовый ФГ 12-80-12
95
DN 80
ТУ РБ
Кран шаровой 11Б27п4 DN 15
03973239.011-99
Дифманометр сильфонный
ТУ
показывающий с клапанным
25-7310.0063-2009 блоком ДСП-160-М1-1-10
кПа-6,3 МПа-ВБ
ТУ 4213-001Счётчик турбинный
07513518-02
СГ16МТ-1600-Р DN 200
ТУ 3712-010Предохранительный запор12213528-2011
ный клапан ПКВ-200 DN 200
ТУ 3700-003Регулятор давления
12234001-2013
РДБК1-200Н/105 DN 200
ТУ РБ
Кран шаровой 11Б27п4 DN 32
03973239.011-99
ТУ РБ
Напорометр показывающий
37388602.002-96 НП100М–40 кПа
ТУ РБ
Кран шаровой 11Б27п4 DN 50
03973239.011-99
ТУ 3710-001Предохранительный сброс12234001-2013
ной клапан ПСК-50-03 DN 50
ТУ
Манометр самопишущий
311-0225626.111-91 МТ2С-711М1-0-400 кПа
ГОСТ 17378-2001
276
Кол.
Масса Примеед., кг чание
1
4,4
1
–
2
0,45
5
0,27
3
0,52
5
55
2
34
2
2,9
1
100
1
0,23
1
17,5
1
46
1
143,3
1
300
1
0,7
1
0,5
1
1,7
1
5
1
9
Марка
поз.
Обозначение
Наименование
ТУ
Манометр самопишущий
311-0225626.111-91 МТС-711М1-0-60 кПа
Термометр самопишущий
1Г2.21 ТУ 25-0210.028-86 ТГС-712 М (минус 50 –
плюс 50°С)
1Г2.20
277
Продолжение табл. 7.5
Масса ПримеКол.
ед., кг чание
1
9
1
7
8. Внутренние устройства газоснабжения
8.1. Устройство внутренних газопроводов
Система газоснабжения конкретного потребителя (жилого или
общественного здания) включает в себя газопровод-ввод и внутренние газопроводы.
Газопровод-ввод, как отмечалось ранее, проходит от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего
устройства или футляра при вводе в здание. К отключающему устройству должен быть доступ для обслуживания и быстрого отключения газопровода.
Внутренние газопроводы состоят из вводов, стояков и подводящих газопроводов.
Ввод устраивается через нежилые помещения, доступные для
осмотра, обычно на лестничных клетках, кухнях, коридорах. Не допускается прокладывать газопроводы-вводы через насосные и машинные отделения, вентиляционные и лифтовые шахты, складские
помещения и помещения мусоросборников.
При пересечении вводным газопроводом стен и перегородок его
заключают в футляр, заделанный заподлицо с поверхностями стены. Пространство между газопроводом и футляром на всю его длину необходимо заделывать эластичным материалом (промасленной
паклей, резиновыми втулками и пр.). Пространство между стеной и
футляром тщательно заделывается цементным или бетонным раствором на всю толщину пересекаемой конструкции. Внутри футляра не должно быть стыковых и разъёмных соединений. Диаметр
футляра принимается из условия, чтобы кольцевой зазор между газопроводом и футляром был не менее 5 мм для газопроводов номинальным диаметром до DN 32 и не менее 10 мм – для газопроводов
большего диаметра.
Стояк представляет собой вертикальный газопровод, проходящий через все этажи здания, от которого отходят внутриквартирные
разводки. Стояки устраиваются на кухнях, лестничных клетках и
коридорах. Запрещается их прокладка в жилых помещениях, ванных комнатах и санитарных узлах. Через перекрытия стояки прокладываются в футлярах, которые выступают сверху перекрытия не
менее, чем на 30 мм (в [57] – 50 мм), а снизу заделываются запод278
лицо. В зданиях выше пяти этажей на каждом стояке устанавливается запорное устройство.
Подводящие газопроводы служат для подвода газа к приборам.
Перед каждым прибором устанавливается кран (пробковый или шаровой) с ограничителем хода.
Для внутренних газопроводов используют в основном стальные
трубы, хотя можно использовать медные. Для присоединения передвижных агрегатов, переносных газовых горелок, газовых приборов, КИП и приборов автоматики допускается предусматривать
гибкие соединения. При их выборе следует учитывать их стойкость
к транспортируемому газу при заданных давлении и температуре.
Длина гибких соединений к газоиспользующему оборудованию не
должна превышать 2,5 м.
Соединения трубопроводов между собой выполняются неразъёмными (на сварке, твёрдой капиллярной пайке или механической
опрессовкой). Разъёмные (резьбовые и фланцевые) соединения допускается предусматривать только в местах установки запорной
арматуры, газовых приборов, КИП, регуляторов давления, гибких
газопроводов и другого оборудования. Установку разъёмных соединений газопроводов следует предусматривать в местах, доступных для осмотра и ремонта.
Прокладка газопроводов осуществляется:
– открыто по стенам и несущим ограждениям, с креплением с
помощью хомутов;
– скрыто без возможности свободного доступа (при рабочем
давлении 5 кПа);
– скрыто в вентилируемых шахтах (при рабочем давлении не
выше 10 кПа);
– скрыто в полу в каналах, засыпанных песком и закрытых съёмными плитами (для газопроводов, изолированных усиленной изоляцией, в производственных помещениях промышленных предприятий). Прокладка газопроводов в каналах не допускается в местах,
где по условиям производства возможно попадание в каналы веществ, вызывающих коррозию труб.
Не допускается прокладка газопроводов:
– в производственных помещениях, относящихся к категориям А
и Б;
– во взрывоопасных зонах помещений любого назначения;
279
– в подвальных этажах зданий и сооружений (кроме одноквартирных и блокированных жилых домов);
– в складских зданиях и помещениях категорий А, Б и В;
– в помещениях подстанций и распределительных устройств;
– через вентиляционные камеры, шахты и каналы;
– в шахтах лифтов;
– в помещениях мусоросборников;
– в дымовых трубах;
– через помещения, где газопровод может быть подвержен коррозии, в местах возможного воздействия на газопровод агрессивных
веществ и в местах, где газопроводы могут омываться горячими
продуктами сгорания или соприкасаться с нагретым или расплавленным металлом;
– в санитарных узлах.
Места установки отключающих устройств на газопроводах:
1) на промышленных и сельскохозяйственных предприятиях, предприятиях бытового обслуживания производственного характера:
– на вводе газопровода внутри помещения;
– на ответвлениях к каждому агрегату;
– перед горелками и запальниками газоиспользующего оборудования;
– на продувочных трубопроводах, в местах присоединения их к
газопроводам;
– на вводе газопровода в помещение при размещении в нём ГРУ
или газового счётчика с отключающим устройством на расстоянии
более 10 м от места ввода;
2) в жилых домах и общественных зданиях (за исключением
предприятий общественного питания и предприятий бытового обслуживания производственного характера):
– для отключения стояков, обслуживающих более пяти этажей;
– перед счётчиками, если для отключения счётчика нельзя использовать отключающее устройство на вводе (при установке счётчика внутри помещения на один газовый прибор отключающее устройство следует предусматривать только перед счётчиком);
– перед каждым газовым прибором или установкой;
– на подводящих газопроводах к пищеварочным котлам, ресторанным плитам и другому аналогичному оборудованию следует
предусматривать установку последовательно двух отключающих
280
устройств: одного – для отключения прибора (оборудования) в целом, другого – для отключения горелок; если же в конструкции
предусмотрено отключающее устройство перед горелками (газовые
плиты, водонагреватели), необходимо устанавливать одно отключающее устройство.
Установка арматуры на газопроводах, прокладываемых в каналах, бетонном полу или бороздах стен, не допускается.
8.2. Установка газовых приборов в жилых зданиях
В жилых зданиях могут устанавливаться газовые плиты, духовые
шкафы, проточные и ёмкостные водонагреватели и пр.
Газовые плиты в жилых домах устанавливаются в кухнях высотой не менее 2,2 м (для предотвращения попадания продуктов неполного сгорания газа в зону дыхания человека) с естественным
освещением, имеющих вытяжной вентиляционный канал и окно с
открываемой створкой, оборудованной специальным механизмом
притвора, с регулируемым воздушным клапаном, с открываемой
форточкой, фрамугой или другим устройством, обеспечивающим
организованный приток наружного воздуха, выходящее на улицу,
или застеклённую веранду (лоджию), также имеющую окно с устройством для организованного притока наружного воздуха.
Минимальный внутренний объём кухонь должен быть не менее:
8 м³ – при установке газовой плиты с двумя горелками стола газовой плиты (варочной панели) и горелками духового шкафа;
12 м³ – при установке газовой плиты с тремя горелками стола газовой плиты (варочной панели) и горелками духового шкафа;
15 м³ – при установке газовой плиты с четырьмя или пятью горелками стола газовой плиты (варочной панели) и горелками духового шкафа.
При установке в кухне газовой плиты и проточного водонагревателя с открытой камерой сгорания минимальный объём помещения
принимается таким же, как и для газовой плиты. При установке газовой плиты и ёмкостного водонагревателя, газовой плиты и одной
единицы отопительного газового оборудования минимальный объём кухни должен быть на 6 м³ больше минимального объёма, предусмотренного для одной плиты. При установке газовой плиты,
проточного водонагревателя с открытой камерой сгорания и одной
281
единицы отопительного газового оборудования объём помещения
должен быть не менее 21 м³. При установке газовой плиты, проточного водонагревателя с открытой камерой сгорания и двух единиц
отопительного газового оборудования объем помещения должен
быть не менее 27 м³. Для притока воздуха в помещение кухни из
смежных помещений в нижней части двери должно быть отверстие
с площадью «живого» сечения не менее 0,02 м².
Отопительное газовое оборудование с закрытой камерой сгорания не учитывается при нормировании объёма помещения.
Требования к установке оборудования.
1. Газовые плиты:
– расстояние от плиты до изолированных негорючими материалами стен помещения должно быть не менее 7 см;
– расстояние между плитой и противоположной стеной должно
быть не менее 1 м;
– стены сгораемых и трудносгораемых материалов в местах установки плит необходимо изолировать негорючими материалами:
штукатуркой, кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм или др. Изоляция должна выступать за габариты плиты на
10 см с каждой стороны и не менее 80 см сверху.
2. Газовые проточные водонагреватели:
– устанавливаются на стенах из негорючих материалов на расстоянии не менее 2 см от стены (в том числе от боковой стены);
– при отсутствии в помещении стен из негорючих материалов
допускается предусматривать установку на оштукатуренных, а также на облицованных материалами групп горючести не ниже Г2 стенах на расстоянии не менее 3 см от стены; поверхность стен из материалов группы горючести ниже Г2 следует изолировать кровельной сталью по листу асбеста толщиной не менее 3 мм; изоляция
должна выступать за габариты корпуса водонагревателя на 10 см;
– расстояние по горизонтали в свету между выступающими частями водонагревателя и плиты должно быть 10 см.
3. Газовые отопительные котлы, отопительные аппараты напольной установки и ёмкостные газовые водонагреватели:
– на расстоянии не менее 10 см от стены из негорючих материалов;
– при отсутствии в помещении стен из негорючих материалов
допускается установка оборудования у стен, защищённых таким же
282
образом, как при установке проточных водонагревателей, на расстоянии не менее 10 см от стены.
4. Бытовые приборы учёта расхода газа (счётчики):
– внутри помещений устанавливают на высоте не менее 0,5 от
пола до низа счётчика и на расстоянии по горизонтали от его края
до оси ближайшей горелки газовой плиты не менее 0,4 м;
– снаружи на стене жилого дома счётчик устанавливают на высоте не менее 1,4 м от земли до низа прибора и на расстоянии по
горизонтали не менее 0,5 м от края кожуха до дверного или оконного проёма.
Система автоматики отопительного газового оборудования
должна поддерживать постоянную температуру теплоносителя и
обеспечивать отключение газовой горелки в следующих случаях:
– при прекращении подачи газа;
– при выходе давления газа за пределы оптимального диапазона,
установленного заводом-изготовителем для обеспечения устойчивой работы газовой горелки;
– при отсутствии тяги в дымовой трубе;
– при погасании пламени;
– при неработающем вентиляторе (при его наличии в конструкции отопительного газового оборудования);
– при неисправности запального устройства.
8.3. Устройство бытовых газовых приборов
Для технической характеристики газовых приборов служат следующие показатели.
1. Тепловая нагрузка Wпр, кВт, равная количеству теплоты, полученному при сжигании газа в единицу времени
Wпр =
Vг Qн
,
3600
(8.1)
где Vг – расход газа, м³/ч;
Qн – низшая теплота сгорания, кДж/м³.
2. Теплопроизводительность Wп, кВт, показывающая количество
теплоты, отдаваемое прибором нагреваемому телу.
283
3. Коэффициент полезного действия ηпр, %, равный отношению
теплопрозводительности к тепловой нагрузке
ηпр =
W
⋅ 100%.
Wпр
(8.2)
Тепловая нагрузка и теплопрозводительность, при которой КПД
прибора достигает максимального значения, называются номинальными.
4. Входное давление рвх, Па, которое необходимо для нормальной работы прибора.
5. Содержание СО в продуктах сгорания показывает степень его
потенциальной опасности.
8.3.1. Газовые плиты
Газовые плиты состоят из следующих функциональных блоков:
– блок приготовления пищи;
– одного или нескольких духовых шкафов, которые могут быть
снабжены встроенным грилем;
– блок с излучающим устройством гриля.
В Республике Беларусь на данный момент действует СТБ 17572007 «Приборы газовые для приготовления пищи. Общие технические условия» [65], в Российской Федерации – ГОСТ Р 50696-2006
«Приборы газовые бытовые для приготовления пищи. Общие технические требования и методы испытаний» [64]. Требования к КПД
в [65] отсутствуют (ранее приводилось минимальное значение –
56%), в [64] для горелок номинальной тепловой мощностью не менее 1,16 кВт и не более 4,2 кВт, должен быть не менее:
– 52% для открытых горелок;
– 25% для закрытых горелок при испытании прибора в холодном
состоянии;
– 35% для закрытых горелок при испытании прибора в нагретом
состоянии.
Газовые плиты классифицируют:
1) по размещению:
– отдельно стоящий прибор;
284
– встраиваемый между двумя предметами мебели прибор;
– встраиваемый в кухонный блок и (или) рабочую поверхность;
2) по количеству конфорок:
– двухконфорочные;
– трёхконфорочные;
– четырёхконфорочные;
3) по виду потребляемого газа:
– работающие на природном газе (номинальное давление 1,3 и
2,0 кПа);
– работающие на СУГ (номинальное давление 3,0 кПа);
4) по наличию духового шкафа;
5) по способу установки плиты:
– напольная;
– настольная;
6) по наличию дополнительных функций (освещение духовки,
электророзжиг и пр.).
Конструкция современных плит практически одинакова и включает (рис. 8.1):
Рис. 8.1. Конструкция газовой плиты ПГ 6100
(производитель – СП ОАО «Брестгазоаппарат»):
1 – горелки стола; 2 – стол; 3 – гриль-горелка; 4 – противень; 5 – решётка
духовки; 6 – жаровня; 7 – панель управления; 8 – окно запальника;
9 – выдвижной ящик; 10 – решётка стола; 11 – накладка; 12 – крышка.
285
– корпус, который является несущей конструкцией, а также выполняет функции внешнего оформления, зачастую корпус покрывают защитно-декоративным слоем керамической эмали;
– рабочий стол с конфорочными вкладышами;
– духовой шкаф, снабжённый съёмным дном и подвесками для
полок;
– газовые горелки рабочего стола и духовки, для рабочего стола
(рис. 8.2) применяют эжекционные (первичный воздух подсасывается струёй газа за счёт эжекции, вторичный подтекает из атмосферы непосредственно к факелу пламени) горелки низкого давления,
для духового шкафа применяют дисковые штампованные горелки с
пилотным пламенем;
Рис. 8.2. Конструкция эжекционной горелки газовой плиты [44]:
1 – крышка; 2 – отверстие в крышке; 3 – огневой насадок; 4 – смеситель;
5 – ниппель; 6 – присоединительный штуцер внутреннего газопровода плиты;
7 – вход первичного воздуха; 8 – струя газа.
– газораспределительное устройство с кранами (находится под
рабочим столом). Краны служат для открытия или закрытия прохода газа к горелке и регулирования высоты пламени. На рис. 8.3
представлен конический пробковый кран, который имеет в корпусе
1 резьбу для присоединения к горелкам (выпускное отверстие 10) и
боковой штуцер с резьбой для присоединения к коллекторной трубке (входное отверстие 9). Рабочий шпиндель 4 насаживается на хвостовик или отверстие в верхней части пробки 2. Для предотвраще286
ния случайного открытия крана установлена пружина 7, которая
обеспечивает поступательное движение втулки перед поворотом
крана на открытие. В пробке имеется боковое отверстие для прохода газа на горелку. При открытом положении отверстие в пробке
совпадает с отверстием в корпусе крана. Проходящее количество
газа регулируется за счёт частичного вывода отверстий из совмещённого положения. Ограничение вращения рукоятки осуществляется стопорным штифтом 3, который движется по пазу.
Рис. 8.3. Конструкция пробкового конического крана [46]:
1 – корпус; 2 – конусная пробка; 3 – стопорный винт; 4 – рабочий шпиндель;
5 – плоские грани для ручки; 6 – гайка; 7 – пружина; 8 – перекрытие;
9 – впускное отверстие; 10 – выходное отверстие.
8.3.2. Проточные водонагреватели
Проточные водонагреватели, именуемые также газовыми колонками или (согласно ГОСТ 31856-2012, действующему на территории России) водонагревателями мгновенного действия, служат для нагрева воды, используемой в санитарных целях (мытья
посуды, стирки, купания) в квартирах и индивидуальных жилых
домах. Газовые водонагреватели не допускается устанавливать в
жилых зданиях выше пяти этажей. Согласно ГОСТ 19910-94 «Аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые. Общие
технические условия» нагреватели классифицируются по следующим показателям:
1) по величине номинальной тепловой мощности:
– малые (8–9 кВт);
– большие (17–28 кВт);
287
2) по используемому газу:
– на природном газе;
– на пропане, бутане и их смесях.
КПД нагревателей должно быть не менее 88%, а содержание СО
при нормальных условиях не должно превышать 0,05% на эталонном газе и 0,10% – на предельном газе.
Согласно ГОСТ 31856-2012, классификация производится по
следующим показателям:
1) по типам в соответствии со способом удаления продуктов сгорания и подачи воздуха для горения:
– типа AAS, который не предназначен для присоединения к дымоходу или какому-либо другому устройству для удаления продуктов сгорания за пределы помещения, в котором он установлен, и
оснащённый датчиками состояния атмосферного воздуха и засорения теплообменника;
– типа B, который предназначен для подсоединения к дымоходу
для удаления продуктов сгорания за пределы помещения, подача
первичного воздуха для горения осуществляется непосредственно
из помещения, в котором установлен водонагреватель;
– типа C, тракт сгорания которого изолирован от жилой части
здания, в котором установлен водонагреватель;
2) в зависимости от максимального рабочего давления воды:
– низкого давления (до 250 кПа включительно);
– нормального давления (до 1000 кПа включительно);
– высокого давления (до 1300 кПа включительно).
Коэффициент полезного действия при номинальной тепловой
мощности не должен быть менее:
– 84% для водонагревателей с номинальной тепловой мощностью, превышающей 10 кВт;
– 82% для водонагревателей с номинальной тепловой мощностью, не превышающей 10 кВт включительно.
Время нагрева должно быть менее:
– 25 с для водонагревателей с номинальной теплопроизводительностью, не превышающей 17 кВт включительно;
– 35 с для водонагревателей с номинальной теплопроизводительностью, превышающей 17 кВт.
288
Конструкция проточного водонагревателя Siberia aQua 23i (ВПГ23 – II2Н3В/Р – В11BS – УХЛ 4.2) производства ЗАО «Ростовгазаппарат» представлена на рис. 8.4.
Рис. 8.4. Конструкция ВПГ-23:
1 – газоотводящее устройство; 2 – камера сгорания; 3 – теплообменник;
4 – установочная ручка расхода газа; 5 – ручка регулятора температуры;
6 – штуцер подвода холодной воды; 7 – штуцер отвода горячей воды;
8 – штуцер подвода газа; 9 – запальная горелка; 10 – электрод розжига;
11 – горелка основная; 12 – водогазовый узел; 13 – электрод наличия пламени;
14 – стенка задняя; 15 – датчик тяги; 16 – трубка запальника; 17 – труба
газовая; 18 – блок управления электронный; 19 – отсек батарейный;
20 – контргайка; 21 – регулятор давления газа.
В наименовании изделия применены следующие обозначения:
В – водонагреватель;
П – проточный;
289
Г – газовый;
23 – номинальная тепловая мощность, кВт;
II2Н3В/Р — водонагреватель работает на природном или сжиженном газе;
В11BS – удаление продуктов сгорания в дымоход (тип В), водонагреватель оснащён стабилизатором тяги, без встроенного вентилятора, оснащён датчиком тяги (BS);
УХЛ 4.2 – вид климатического исполнения по ГОСТ 15150-69.
Водонагреватель настенного типа имеет прямоугольную форму.
На лицевой стороне облицовки расположены: смотровое окно для
наблюдения за пламенем горелки, ручка регулировки температуры
5, установочная ручка расхода газа 4. Все основные элементы аппарата смонтированы на задней стенке 14.
Назначение основных узлов водонагревателя:
– узел водогазовый 12 служит для управления подачей газа в горелку, регулирования расхода воды и состоит из узлов водяного и
газового (конструкция узла обеспечивает доступ газа к горелке
только при наличии протока воды), газовый узел имеет электронное
зажигание с ионизационным контролем пламени без постоянного
пламени зажигания;
– запальная горелка 9 необходима для воспламенения подаваемой к
месту горения воздушно-газовой смеси, одновременно с подачей газа
генерируется искра, которая, проходя между запальным электродом и
носиком запальной горелки, поджигает воздушно-газовую смесь;
– электрод розжига 10 обеспечивает при замыкании контактов
микропереключателя зажигание запальной горелки от электрической искры, служит для создания искрового разряда для воспламенения запальной горелки;
– электрод наличия пламени 13 служит для контроля наличия
пламени запальной горелки;
– блок управления электронный 18 обеспечивает управление
розжигом и подачей газа на запальную и основную горелки;
– основная горелка 11 предназначена для создания и подачи к
месту горения воздушно-газовой смеси;
– теплообменник 3 обеспечивает передачу получаемого при сжигании газа тепла воде, протекающей по его трубам;
– газоотводящее устройство 1 предназначено для отвода продуктов сгорания в дымоход;
290
– датчик тяги 15 необходим для отключения водонагревателя в
случае отсутствия тяги в дымоходе;
– датчик перегрева служит для защиты от перегревания воды.
При протоке воды (не менее 2,5 л/мин) через штуцер Вентури
регулятора расхода воды создаётся перепад давлений между надмембранной и подмембранной полостями, за счёт чего мембрана
перемещается и открывает подпружиненный газовый клапан. В результате этого замыкаются контакты микропереключателя и обеспечивается доступ газа к основной горелке. Электромагнитным
клапаном запальной горелки открывается подача газа к запальнику,
а из электронного блока управления подаётся импульс высокого
напряжения на электрод розжига и происходит зажигание газа на
запальной горелке. Далее происходит зажигание основной горелки,
а запальник гаснет. Контроль работы основной горелки производится электродом наличия пламени. При расходе менее 2,5 л/мин
контакты микропереключателя размыкаются и основная горелка
гаснет. Регулирование температуры воды осуществляется вращением ручки 5, при этом изменяется величина смещения мембраны и
величина открытия клапана выхода газа.
Водонагреватель оснащён устройствами безопасности, обеспечивающими:
– подачу газа к горелкам только при наличии протока воды;
– подачу газа к основной горелке при розжиге только при наличии пламени на запальной горелке;
– прекращение подачи газа в основную горелку при её погасании;
– отключение основной горелки при отсутствии тяги в дымоходе, прекращении электропитания и протока воды, нагреве воды более 90°С.
8.3.3. Газовое отопительное оборудование
Газовое отопительное оборудование (или газовые котлы) служат
для отопления объектов различного назначения, а также могут
обеспечивать нагрев воды для хозяйственных и прочих целей. Они
классифицируются по следующим показателям:
1) по месту размещения и типу установки:
– настенные;
– напольные;
291
2) по функциональным возможностям:
– одноконтурные, обеспечивающие в стандартной комплектации
работу только системы отопления, для нагрева воды необходимо
присоединять ёмкостный водонагреватель косвенного нагрева, именуемый в быту бойлером;
– двухконтурные, обеспечивающие нагрев воды и на отопление,
и на горячее водоснабжение;
3) по типу создания тяги:
– с естественной тягой, когда подвод воздуха для горения и
удаление продуктов сгорания осуществляются из-за гравитационного давления, вызванного разностью плотностей;
– с принудительной тягой, когда конструкция котла содержит в
себе вентилятор;
4) по типу розжига:
– с ручным розжигом;
– с электронным розжигом;
5) по полноте использования топлива:
– конвекционные, не допускающие конденсацию водяных паров,
при расчёте используется низшая теплота сгорания;
– конденсационные, в которых происходит конденсация водяных
паров в экономайзере, при расчётах используется высшая теплота
сгорания;
6) по способу нагрева воды:
– ёмкостные, в которых продукты сгорания нагревают воду в
ёмкости без принудительной циркуляции воды;
– проточные, в которых нагрев воды происходит при протекании её в трубках теплообменника.
Разнообразие выпускаемых газовых котлов велико. При желании, подробно ознакомиться с конструкциями можно по каталогам
производителей. Рассмотрим в качестве примера по одному типовому представителю ёмкостных и проточных газовых котлов.
Аппарат отопительный газовый с водяным контуром АОГВ11,6-3 Ростов модели 2210 (рис. 8.5) производства ЗАО «Ростовгазаппарат» имеет номинальную тепловую мощность 11,6 кВт при
КПД не менее 90%, что удовлетворяет требованиям действующего
на территории России ГОСТ 20219-74* [3] и действующего в Республике Беларусь ГОСТ 20219-93 [4]. Аппарат предназначен для
отопления помещений с ориентировочной площадью 125 м². АОГВ
292
работает на природном (номинальным давлением 1274 Па) и сжиженном (2940 Па) газе.
Автоматика котла обеспечивает:
– стабилизацию давления газа на основную горелку;
– поддержание заданной температуры воды системы отопления
(но не более 90°С);
– включение основной горелки при наличии пламени на запальной горелке;
– выключение аппарата при погасании запальной горелки и при
отсутствии разрежения в дымоходе.
Газовый блок аппарата состоит из терморегулятора, магнитного
клапана и стабилизатора. Терморегулятор является прибором двухпозиционного действия (два положения: «открыт» и «закрыт») и
автоматически поддерживает заданную температуру воды в баке в
пределах 50–90°С. Магнитный клапан служит для полного перекрытия подачи газа к основной и запальной горелке при погасании
запальника и отсутствии тяги.
Рис. 8.5. Конструкция АОГВ-11,6:
1 – теплообменник; 2 – основная горелка; 3 – крышка; 4 – газовый клапан;
5 – искровой электрод; 6 – кабель пьезо; 7 – запальная горелка; 8 – датчик тяги;
9 – термопара; 10 – термопрерыватель; 11 – термометр; 12 – стенка передняя;
13 – боковая стенка; 14 – ручка управления; 15 – ручка термостата.
293
Рис. 8.6. Схема автоматики безопасности АОГВ-11,6:
1 – основная горелка; 2 – запальная горелка; 3 – термопара; 4 – магнитный
газовый клапан; 5 – датчик тяги; 6 – тройник; 7 – трубка датчика; 8 – шайба
дроссельная; 9 – биметаллический элемент; 10 – клапан.
Для включения аппарата необходимо:
– проверить заполнение аппарата и системы отопления;
– проверить наличие тяги в дымоходе;
– открыть газовый кран на газопроводе;
– разжечь запальную горелку (повернуть ручку управления против часовой стрелки до упора и нажать её, при этом газ пойдёт на
запальник; продолжая удерживать ручку управления в нажатом положении, повернуть её против часовой стрелки до упора, при этом
сработает встроенный пьезорозжиг и искра подожжёт газ запальной
горелки; через 10–30 с термопара нагреется от пламени горелки и
начнёт удерживать магнитную пробку, после чего можно отпустить
ручку);
– отпустить ручки управления и повернуть против часовой
стрелки до упора; пламя запальной горелки не должно погаснуть.
При отсутствии тяги в дымоходе продукты сгорания омывают
биметаллический элемент, который изгибается вверх и открывает
выход газа, который перестаёт поступать к запальнику и тот гаснет.
Термопара перестаёт подавать термо-ЭДС на электромагнитный
клапан и тот закрывает подачу газа к горелкам.
Котёл отопительный газовый настенный двухконтурный с принудительной циркуляцией теплоносителя с закрытой камерой сго294
рания BaltGaz 24 Turbo, производимого ООО «Армавирский завод
газовой аппаратуры», предназначен для отопления жилых и неопасных производственных зданий, а также для обеспечения их горячей
водой в санитарных целях. Диапазон регулирования температуры в
контуре системы отопления – 20–80°С, в контуре горячего водоснабжения – 30–60°С.
Котёл состоит из следующих компонентов (рис. 8.7):
1 – газоотводящее устройство;
2 – теплообменник;
3 – вторичный теплообменник, служащий для передачи части
теплоты от системы отопления системе горячего водоснабжения;
4 – горелка;
5 – электрод, генерирующий искру для зажигания горелки;
6 – вентилятор, удаляющий продукты сгорания в дымоход (дымосос);
7 – циркуляционный насос;
8 – автоматический воздухоотводчик;
9 – регулятор расхода газа;
10 – расширительный бак;
11 – электронная плата, управляющая работой котла и обеспечивающая безопасность при возникновении аварийных ситуаций;
12 – обратный клапан;
13 – кабель питания;
14 – реле давления, служащее для контроля минимального давления и отсутствия воздуха в системе отопления;
15 – термореле (датчик перегрева), необходимое для защиты от
перегрева теплообменника 2;
16 – датчик температуры воды контура отопления;
17 – датчик температуры воды системы горячего водоснабжения;
18 – трёхходовой клапан с электродвигателем 19, служащий для
переключения потока теплоносителя из теплообменника 2 между
системами отопления и горячего водоснабжения;
20 – клапан байпаса, предназначенный для защиты теплообменника 2 от перегрева при повышении сопротивления системы отопления;
21 – датчик Холла (датчик магнитного поля) с датчиком протока
22, сигнал от которого переводит котёл в режим горячего водоснабжения при открытии водоразборного крана;
295
Рис. 8.7. Функциональная схема котла BaltGaz 24 Turbo
296
23 – предохранительный клапан, совмещённый с дренажным
клапаном, предназначенный для сброса части теплоносителя при
повышении давления сверх 3 бар;
24 – кран подпитки контура отопления;
25 – манометр;
26 – герметичная камера;
27 – воздушный прессостат, служащий для контроля работы вентилятора, при отсутствии тяги и выходе вентилятора из строя прекращается работа котла.
8.4. Отвод продуктов сгорания
Для удаления продуктов сгорания топлива в газовых приборах и
установках устраивают дымовые трубы (дымоходы). Неверное устройство или неправильная эксплуатация могут привести к поступлению продуктов сгорания в помещения и отравлению находящихся там людей.
При проектировании дымовых труб необходимо руководствоваться требованиями (для Республики Беларусь)1:
– приложения Д ТКП 45-4.03-267 [19];
– СНиП II-35-76 «Котельные установки» (с изменениями 1–
11 BY);
– СТБ EN 1443-2012 «Трубы дымовые. Общие требования»;
– СТБ EN 1856-1-2013 «Трубы дымовые. Требования к металлическим дымовым трубам. Часть 1. Детали дымотрубной системы»;
– СТБ EN 1856-2-2013 «Трубы дымовые. Требования к металлическим дымовым трубам. Часть 2. Металлическая облицовка дымовых каналов и присоединительные дымоотводы»;
– СТБ EN 13384-1-2012 «Трубы дымовые. Методы теплотехнического и аэродинамического расчёта. Часть 1. Дымовые трубы,
обслуживающие одно устройство»;
– СТБ EN 13384-2-2012 «Трубы дымовые. Методы теплотехнического и аэродинамического расчёта. Часть 2. Дымовые трубы,
обслуживающие более одного отопительного устройства»;
– СТБ EN 14989-1-2013 «Трубы дымовые. Требования и методы
испытаний металлических дымовых труб и автономных приточных
1
В Российской Федерации действует СП 89.13330.2016 «Котельные установки».
297
воздуховодов для отопительных аппаратов с закрытой камерой сгорания. Часть 1. Вертикальные дымовоздушные оголовки для аппаратов типа С6»;
– СТБ EN 14989-2-2013 «Трубы дымовые. Требования и методы
испытаний металлических дымовых труб и автономных приточных
воздуховодов для отопительных аппаратов с закрытой камерой сгорания. Часть 2. Дымовые каналы и приточные воздуховоды для
отопительных аппаратов с закрытой камерой сгорания».
Дымовые трубы могут размещаться как во внутренних капитальных стенах здания, так и в приставных каналах. При размещении дымохода в наружной стене должно быть исключено образование конденсата. Дымовые трубы и присоединительные дымоотводы
должны изготавливаться из негорючих материалов, в качестве которых обычно используются:
– нержавеющая жаропрочная сталь;
– керамика;
– пластик (при температуре дымовых газов до 120°С);
– кирпич (в Республике Беларусь кирпичные дымоходы для газоиспользующего оборудования не допускаются).
Рис. 8.8. Сэндвич-труба (а) и керамическая система (б) производства
Schiedel GmbH & Co. KG (ФРГ):
1 – внутренняя дымовая труба; 2 – тепловая изоляция; 3 – внешняя оболочка;
4 – керамзитобетонный блок; 5 – керамическая труба.
298
Присоединительные дымоотводы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, должны быть теплоизолированы. Поэтому
получают распространение двустенные дымоходы или сэндвичдымоходы, в которых между двумя стальными трубами находится
негорючий утеплитель.
Дымовые трубы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается отклонение дымовых труб от вертикали до 30° на расстояние в сторону (считая по горизонтали) до 1 м при обеспечении
площади сечения наклонных участков дымохода не менее сечения
вертикальных участков. Дымовые трубы для котлов с закрытой камерой сгорания могут иметь как коаксиальное (труба в трубе), так и
спаренное (параллельное) исполнение.
В нижней части дымовой трубы следует предусматривать устройство для прочистки дымовой трубы и отвод конденсата через
штуцер. Отвод конденсата от конденсатоотводчика в канализацию
необходимо предусматривать через гидрозатвор.
Согласно изменению № 10 BY СНиП II-35-76 дымовые трубы
располагают вне зоны ветрового подпора на расстоянии (рис. 8.9):
– не менее 0,5 м выше конька или парапета кровли при расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5 м от конька или парапета кровли;
– в уровень с коньком или парапетом кровли, если они отстоят
на расстоянии до 3 м от конька кровли или парапета;
– не ниже прямой, проведённой от конька или парапета вниз под
углом 10° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более
3 м от конька или парапета кровли;
– не менее 0,5 м выше границы зоны ветрового подпора, если
вблизи канала находятся более высокие части здания, строения или
деревья.
Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью кровли
должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещённой кровлей –
не менее 2,0 м.
Установка на дымовых трубах зонтов и дефлекторов не допускается.
299
Рис. 8.9. Расположение дымовых труб на крыше здания
Небытовые газовые приборы (ресторанные плиты, пищеварочные котлы и т. п.) допускается присоединять как к обособленной,
так и к коллективной дымовой трубе. Допускается предусматривать
присоединительные дымоотводы, общие для нескольких газовых
приборов.
Сечения дымовых труб и присоединительных дымоотводов следует определять расчётом, исходя из условия одновременной работы всех газовых приборов, присоединённых к коллективной дымовой трубе.
300
9. Промышленные системы газоснабжения
9.1. Устройство и классификация промышленных
систем газоснабжения
Как правило, промышленные и коммунальные предприятия получают газ из сетей среднего и высокого давления. К сетям низкого
давления присоединяют потребителей с небольшими расходами
газа (до 150 м³/ч). Оптимальный вариант присоединения предприятия необходимо обосновывать технико-экономическим расчётом.
Снабжение крупных промышленных предприятий и ТЭЦ осуществляют специальными газопроводами от ГРС или магистральных
газопроводов.
Системы газоснабжения промышленных предприятий включают
в себя:
– ввод газопровода на территорию предприятия;
– межцеховые газопроводы;
– внутрицеховые газопроводы;
– ПРГ (ГРП, ГРУ, ГРПШ);
– пункты измерения расхода газа;
– обвязочные газопроводы газоиспользующих агрегатов.
Для газоснабжения промышленных предприятий используют тупиковую разветвлённую сеть с одним вводом, на котором устанавливают главное отключающее устройство. Оно должно находиться
вне территории предприятия в доступном и удобном для обслуживания месте, максимально близко к распределяющему газопроводу,
но на расстоянии не менее 2 м от линии застройки или стены здания. Кольцевые сети с одним или несколькими вводами проектируют только для предприятий, не допускающих перерыва в подаче
газа, ГРЭС и ТЭЦ.
Газ от ввода к цехам поступает по межцеховым газопроводам,
которые могут прокладываться как подземно, так и надземно в зависимости от насыщенности территории подземными коммуникациями, типа грунтов и покрытий, характера строительных сооружений и зданий, расположения цехов и технико-экономических соображений. Как правило, на предприятиях используют надземную
прокладку межцеховых газопроводов, так как она обладает рядом
преимуществ по сравнению с подземной:
301
– отсутствует подземная коррозия газопроводов;
– уменьшается опасность утечки газа, так как её легче обнаружить и устранить, а в случае попадания газа в атмосферу он рассеивается;
– упрощается эксплуатация газопровода и наблюдение за его состоянием;
– экономичность прокладки, так как в качестве опор используются колонны, эстакады, стены и покрытия зданий.
В конечных точках межцеховых газопроводов предусматриваются продувочные газопроводы.
В некоторых случаях проектируется центральный ГРП, который
снижает и поддерживает давление в межцеховых газопроводах.
В этом случае в нём устраивается пункт измерения расхода. В межцеховых газопроводах зачастую поддерживается среднее давление,
низкое может быть только у мелких потребителей, а высокое –
только в тех случаях, когда оно необходимо для работы агрегата.
Внутрицеховые газопроводы прокладывают по стенам и колоннам тупиковыми линиями (кольцевание предусматривают для особо
важных промышленных цехов). На вводе газопровода в цех изнутри
или снаружи устанавливается отключающее устройство. На ответвлениях к агрегатам устанавливаются главные отключающие устройства. Газопроводы промышленных предприятий и котельных
оснащаются продувочными линиями, отводы к которым предусматриваются из последних участков внутрицеховых газопроводов и от
каждого газопровода агрегата перед последним по ходу движения
газа отключающим устройством. На продувочных линиях устанавливаются запорные устройства. Давление в внутрицеховых газопроводах определятся требуемым давлением перед горелками, однако в случае установки регуляторов давления перед ним, давление
может быть существенно повышено.
9.2. Принципиальные схемы промышленных
систем газоснабжения
Принципиальные схемы газоснабжения различаются числом, типом и местом расположения ГРП и ГРУ, а также давлением газа в
межцеховых, внутрицеховых газопроводах и перед горелками агре302
гатов. Исходя из этого системы газоснабжения классифицируются
следующим образом (рис. 9.1).
Рис. 9.1. Схемы газоснабжения промышленных и коммунальных предприятий
303
1) одноступенчатые:
– схема Iа, используемая при непосредственном присоединении
предприятия к городским распределительным сетям низкого давления, экономична для предприятий с расходом газа до 150 м³/ч при
близком расположении районного ГРП;
– схема Iб, при которой предприятие подключается к городским
сетям через центральный ГРП, в межцеховых и внутрицеховых газопроводах поддерживается низкое давление газа, применение данной схемы целесообразно для предприятий с расходом газ до
600 м³/ч, удалённых от районного ГРП;
– схема Iв, при которой предприятие подключается к городским сетям через центральный ГРП, в межцеховых и внутрицеховых газопроводах поддерживается среднее давление газа, применяется для средних
предприятий с расходом газа до 1000 м³/ч со значительным количеством
и компактным расположением цехов, которые не требуют различного
давления газа;
2) двухступенчатые:
– схема IIа, применяемая при непосредственном присоединении
к городским распределительным сетям среднего или высокого давления, цеховыми ГРУ и низким давлением в внутрицеховых газопроводах, применяется для небольших предприятий с расходом газа
до 600 м³/ч при наличии двух-трёх газоиспользующих агрегатов на
значительном удавлении друг от друга;
– схема IIб, которая используется при непосредственном присоединении к городским распределительным сетям среднего или высокого давления, цеховыми ГРУ и средним давлением во внутрицеховых газопроводах, применяют для газоснабжения средних и крупных предприятий (при расходе газа свыше 10 000 м³/ч) при
значительной протяжённости межцеховых газопроводов и небольшим числом газоиспользующих агрегатов;
– схема IIв, когда предприятие подключается к городским сетям
через центральный ГРП, в межцеховых газопроводах поддерживается среднее давление, а во внутрицеховых – низкое, целесообразна
для предприятий с расходом газа 1000–10 000 м³/ч и значительной
протяжённостью межцеховых газопроводов;
– схема IIг, при которой предприятие подключается к городским
сетям через центральный ГРП, в межцеховых и внутрицеховых га304
зопроводах поддерживается среднее давление, широко используется на крупных предприятиях.
Схемы газоснабжения реальных предприятий и коммунальных
объектов, как правило, сложнее. Зачастую возникает необходимость
в комбинировании приведённых схем, так как часть цехов может
потреблять газ низкого давления, часть – среднего, а также при наличии в одном цехе агрегатов, использующих газ различного избыточного давления.
9.3. Одноступенчатые промышленные системы
На рис. 9.2 представлена схема непосредственного присоединения к городским сетям низкого давления небольшого промышленного или коммунального потребителя. Для средних и крупных потребителей данная схема неприменима, так как газовые сети низкого давления имеют малую пропускную способность и переменный
режим работы такого предприятия отрицательно скажется на режиме давлений у приборов жилых зданий.
Рис. 9.2. Схема газоснабжения небольшого промышленного предприятия,
присоединённого непосредственно к городским сетям:
1 – отключающее устройство с компенсатором на вводе; 2 – межцеховой
газопровод; 3 – ответвление к цеху; 4 – отключающее устройство на вводе
в цех; 5 – пункт измерения расхода газа; 6 – внутрицеховой газопровод;
7 – главные отключающие устройства перед агрегатами; 8 – кран на
продувочном газопроводе; 9 – продувочный газопровод; 10 – штуцер с краном
и пробкой для отбора проб.
305
Газ из городской сети через отключающее устройство на вводе в
предприятие 1 поступает непосредственно в межцеховой газопровод 2. Так как протяжённость межцеховых газопроводов обычно
невелика, то на ответвлениях отключающие устройства можно не
устанавливать. Для продувки межцеховых газопроводов в конце
ответвлений предусматривают продувочные свечи.
На вводе в цех устанавливается отключающее устройство 4, место его установки должно быть доступно для ремонта, обслуживания и обеспечения быстрого отключения внутрицехового газопровода. Если задвижка или кран устанавливаются на высоте более 2 м
от поверхности земли, то предусматривают устройство площадки из
несгораемых материалов с ограждениями и лестницами или дистанционный привод.
Расход газа предприятием измеряется на центральном пункте,
при числе цехов не более двух и незначительном потреблении газа
одним из них может осуществляться поцеховой учёт потребляемого
газа на пунктах измерения расхода газа 5.
Внутрицеховые газопроводы 6 проектируются тупиковыми, на
ответвлениях к агрегатам устанавливаются главные отключающие
устройства 7. К последнему участку присоединяются продувочные
газопроводы 9 с кранами 8, а также штуцеры с кранами и пробками
для отбора проб газа 10.
9.4. Двухступенчатые промышленные системы
На рис. 9.3 представлена двухступенчатая схема газоснабжения
промышленного предприятия.
Предприятие присоединено к городскому газопроводу высокого
давления (Г3) категории II через центральный ГРП 2. В нём давление снижается до среднего (Г2), с которым газ поступает в межцеховой газопровод 11. Помимо этого, в центральном ГРП производится учёт потребляемого всем предприятием газа.
В случае, если агрегаты цеха потребляют газ низкого давления
(Г1), на вводе в цех устраивается цеховая газорегуляторная установка. Её подбирают на перепад давления между давлением в межцеховом газопроводе и требуемым давлением после ГРУ. В конце
каждого внутрицехового газопровода устраивают продувочные линии.
306
Рис. 9.3. Двухступенчатая схема газоснабжения промышленного предприятия:
1 – отключающее устройство с компенсатором на вводе; 2 – центральный ГРП;
3 – ответвление к цеху; 4 – цеховая ГРУ; 5 – отключающее устройство на вводе
в цех; 6 – внутрицеховой газопровод; 7 – главные отключающие устройства
перед агрегатами; 8 – кран на продувочном газопроводе; 9 – продувочный
газопровод; 10 – штуцер с краном и пробкой для отбора проб; 11 – межцеховой
газопровод.
9.5. Расчётные расходы и перепады давления
в промышленных системах
Расходы газа на участках внутрицеховых газопроводов определяются с учётом коэффициента одновременности работы промышленных печей и установок (аналогично формуле (5.17)):
j
Vр =  kоVном ni ,
(9.1)
i =1
где kо – коэффициент одновременности, зависящий от технологического процесса производства данного цеха и числа агрегатов, присоединённых к данному участку газопровода;
Vном – номинальный часовой расход газа установкой, м³/ч;
ni – количество однотипных установок;
j – количество типов приборов или групп приборов.
307
Для участков межцеховых газопроводов расчётные расходы газа
определяются суммированием цеховых расходов газа, считая коэффициент одновременности работы цехов равным единице.
Расход газа технологическим оборудованием может быть определён несколькими способами:
– на основе теплового баланса (количество выделяемой теплоты
равно сумме расходуемой теплоты);
– по удельным показателям расхода газа на единицу массы обрабатываемой продукции (по выражению (5.15)) или на единицу площади топочной части агрегата;
– по тепловой мощности агрегата (исходя из паспортных данных).
При определении расхода газа по удельным показателям расхода
на единицу продукции могут применять значения расхода условного топлива. В этом случае расход можно определить по выражению
Vр =
′ m
Gу.т Qу.т
Qнг ηг
(9.2)
,
где Gу.т – удельный расход условного топлива на килограмм (единицу) производимой продукции, кг/кг (шт./кг); значения для некоторых печей и сушилок приведены в табл. 9.1;
′ = 29 307,6 кДж/кг – низшая массовая теплота сгорания усQу.т
ловного топлива;
m – масса (количество) выпускаемой в течение часа продукции,
кг/ч (шт./ч);
Qн и ηг – низшая удельная объёмная теплота сгорания, кДж/м³, и
КПД установки на газе.
Расход газа котельными определяется по выражениям:
– для паровых котлов
Vр =
1000 D ( hп − hп.в )
Qн η
– для водогрейных котлов
308
;
(9.3)
Vр =
3600 Fн qк
,
Qн η
(9.4)
где D – паропроизводительность котла, т/ч;
hп и hп.в – удельная энтальпия пара и питательной воды соответственно, кДж/кг;
Fн – площадь нагрева котла, м²;
qк – удельный теплосъём с 1 м² поверхности нагрева котла,
кВт/м².
Скорость газа в газопроводах принимают исходя из давления
(7 м/с для низкого, 15 м/с – среднего, 25 м/с – высокого), так как
при больших скоростях возникает шум, эрозия металла, а при неблагоприятной конфигурации газопровод может вибрировать.
Таблица 9.1
Усреднённые удельные расходы условного топлива
для некоторых печей и сушилок [72]
Назначение печи или сушилки
Температура в Удельный расход
Тип печи или
рабочей камере, условного топсушилки
°С
лива, кг/кг
Плавильные печи
Плавка углеродистой стали при
мартеновская
1500–1600
завалке холодной шихты
Плавка чугуна
вагранка
1300–1400
Плавка бронзы и латуни
камерная
–
Термические печи
Нормализация
950–1100
методическая
Закалка
800–925
Отпуск
550
Нагревательные печи
камерная
Ковка мягкой стали
1150–1250
методическая
Обжигательные печи
шахтная переОбжиг извести
1000–1100
сыпного типа
Обжиг цемента
вращающаяся
1300–1400
Обжиг кирпича
кольцевая
900–1000
Сушилки
Сушка форм
камерная
240–280
Сушка песка
барабанная
800–850
309
0,20–0,30
0,08–0,12
0,11–0,13
0,13–0,22
0,06
0,03
0,16–0,25
0,10–0,15
0,17
0,20–0,22
0,14–0,15 кг/шт.
0,07–0,10
0,018–0,020
Расчётные перепады давления для внутрицеховых и межцеховых
газопроводов зависят от следующих факторов:
– принятой схемы газоснабжения;
– требуемой стабильности давления газа перед горелками печей
и установок;
– минимальной возможной нагрузки сети в долях от максимальной величины.
Для одноступенчатых схем, непосредственно подключённых к
городской распределительной сети, расчётный перепад давления
Δрр, Па, определяется для всей сети (межцеховых и внутрицеховых
газопроводов) по выражению
аг
Δрр = рп − рном
,
(9.5)
где рп – давление на входе в предприятие, Па;
аг
рном
– номинальное давление газа перед горелками агрегата, Па.
Этот перепад давлений не должен превышать определённой доли
аг
, определяемой реот номинального давления перед горелками рном
жимом работы предприятия. Его выбирают исходя из технологических требований к стабильности тепловой нагрузки горелок. Чем
стабильность должна быть больше, тем меньше должен быть перепад.
Обозначим максимальную допустимую перегрузку через α, которая рассчитывается по выражению
α=
аг
Vmax
,
аг
Vном
(9.6)
аг
аг
и Vном
– соответственно, максимальный и номинальный
где Vmax
расход газа агрегатом, м³/ч.
Величина α зависит от технологии производства и составляет α =
= 1,05–1,20.
Так как потери давления на горелках находятся в квадратичной
зависимости от расхода, то можно записать
310
α2 =
аг
рmax
.
аг
рном
(9.7)
В случае, когда расход в сети изменяется от максимального до
минимального (практически равного нулю), то предельному значению расхода газа на горелку будет соответствовать предельное значение расхода газа в сети. При максимальном расходе газа в сети
с
аг
Vmax
перед горелкой будет номинальное давление рном
, а при минис
мальном расходе Vmin
давление перед горелкой будет максимальным и равным
аг
аг
рmax
= рном
+ Δрр .
В условиях реального технологического процесса минимальная
нагрузка не может быть близкой к нулю. Обозначим отношение минимального расхода в сети к максимальному через β
β=
с
Vmin
.
с
Vmax
(9.8)
Для большинства промышленных предприятий β = 0,5–0,7.
Колебания давления на агрегате составляют
аг
аг
Δраг = Δрmax
− Δрном
.
аг
с
аг
с
= k (Vmax
= Δрр = k (Vmin
Так как Δрном
) , Δрmax
) , где k – характеn
n
ристика сети, Па/(м³/ч)², а n – показатель степени, зависящий от режима течения, получим
(
)
с
Δраг = k (Vmax
) − (Vminс ) .
n
С учётом выражения (9.8) получим
311
n
с
Δраг = k (Vmin
) (1 − βn ) = Δрр (1 − βn ) .
n
С другой стороны, используя выражение (9.7), можно записать
аг
аг
аг
Δраг = α 2 рном
− рном
= рном
( α 2 − 1) .
Сравнивая данные выражения, получим
аг
Δрр = рном
α2 − 1
.
1 − βn
(9.9)
Данную методику определения Δрр следует применять для газопроводов от ближайшего к агрегатам регулятора давления до газовых горелок.
При установке в агрегатах горелок низкого давления потери давления во внутрицеховых газопроводах могут составлять до 40%, а
при горелках среднего давления – 20–30% от величины рабочего
давления перед горелками.
При расчёте межцеховых газопроводов среднего (высокого) давления расчётный перепад давления назначается из условия создания
перед самой удалённой ГРУ минимального избыточного давления
0,2 МПа.
312
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
10. Снабжение потребителей сжиженными углеводородными
газами
10.1. Состав СУГ
СУГ (англ. Liquefied petroleum gas, LPG) – это индивидуальные
углеводороды и их смеси, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, а при незначительном повышении
давления без снижения температуры или незначительном понижении температуры при атмосферном давлении переходят в жидкости.
Основными компонентами СУГ являются следующие алканы.
Этан С2Н6, по плотности в газообразном состоянии близкий к
воздуху. В состав сжиженных газов входит в ограниченном количестве, так как при температуре 32,5°С он не может находиться в
жидком состоянии, а при температуре 30°С его давление насыщения составляет 4,46 МПа, что превышает рабочее давление в выпускаемых стальных баллонах – 1,6 МПа [7]. Однако наличие небольшого количества этана в пропан-бутановой смеси повышает
общее давление насыщенных паров, что обеспечивает в зимнее
время избыточное давление, необходимое для нормального снабжения потребителей газом.
Пропан С3Н8 является тяжёлым газом (s = 1,55). При температуре
45°С давление насыщения составляет 1,55 МПа, что удовлетворяет
требованиям по максимальному рабочему давлению в стальных
баллонах [7]. При температуре –35°С давление насыщения составляет 0,13 МПа, что является необходимым давлением для обеспечения минимальной производительности регулятора давления. В поставляемых населению смесях содержание пропана нормируется
совместно с непредельным олефином пропиленом С3Н6. Пропан
является хладагентом R290.
Бутан С4Н10, имеющий два изомера, является тяжелокипящей
жидкостью. Температура конденсации технического бутана (нбутана) составляет –0,5°С. Давление насыщения н-бутана при температуре 5°С составляет 0,12 МПа, поэтому при меньшей температуре применять его в баллонах, установленных в помещении, невозможно. В применяемых СУГ содержание бутана нормируется
совместно с бутиленом С4Н8. Применяется бутан так же как хладагент R600.
313
Помимо этого, в СУГ могут содержаться метан, этилен и пентан.
Первый и второй повышают давление насыщения, последний –
снижает.
Таблица 10.1
Давление насыщения углеводородных газов [89]
Температура,
°C
−50
−45
−40
−35
−30
−25
−20
−15
−10
−5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
Давление насыщения, МПа, для
предельных углеводородов
непредельных углеводородов
нннэтан пропан изобутан
этилен пропилен
изобутилен
бутан пентан
бутилен
0,553 0,070
–
–
–
1,047
0,100
0,070
0,073
0,655 0,088
–
–
–
1,228
0,123
0,086
0,089
0,771 0,109
–
–
–
1,432
0,150
0,105
0,108
0,902 0,134
–
–
–
1,660
0,181
0,127
0,130
1,050 0,164
–
–
–
1,912
0,216
0,152
0,155
1,215 0,197
–
–
–
2,192
0,259
0,182
0,184
1,400 0,236
–
–
–
2,498
0,308
0,215
0,217
1,604 0,285
0,088 0,056
–
2,833
0,362
0,252
0,255
1,831 0,338
0,107 0,068
–
3,199
0,423
0,295
0,297
2,081 0,399
0,128 0,084
–
3,596
0,497
0,343
0,345
2,355 0,466
0,153 0,102 0,024 4,025
0,575
0,396
0,399
2,555 0,543
0,182 0,123 0,030 4,488
0,665
0,456
0,458
2,982 0,629
0,215 0,146 0,037 5,000
0,764
0,522
0,524
3,336 0,725
0,252 0,174 0,046
–
0,874
0,594
0,598
3,721 0,833
0,294 0,205 0,058
–
1,020
0,688
0,613
4,137 0,951
0,341 0,240 0,067
–
1,132
0,694
0,678
4,460 1,080
0,394 0,280 0,081
–
1,280
0,856
0,864
4,889 1,226
0,452 0,324 0,096
–
1,444
0,960
0,969
–
1,382
0,513 0,374 0,114
–
1,623
1,072
1,084
–
1,552
0,590 0,429 0,134
–
1,817
1,193
1,206
–
1,740
0,670 0,490 0,157
–
2,028
1,323
1,344
–
1,943
0,759 0,557 0,183
–
2,257
1,464
1,489
–
2,162
0,853 0,631 0,212
–
2,505
1,588
1,645
В настоящее время СУГ получают из:
– попутных газов нефтяных месторождений;
– газов стабилизации нефти (удаления из нефти остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после
первичной дегазации);
– газов газоконденсатных месторождений;
– газов нефтепереработки.
Данные газы содержат значительное количество тяжёлых углеводородов. На газоперерабатывающих заводах из данных газов выделяют пентан и пропан-бутановую фракцию.
314
Состав СУГ, который используется в качестве топлива, должен
быть таким, чтобы обеспечить полное испарение жидкости при естественном или искусственном испарении. Для пропан-бутановой
смеси характерно фракционное испарение, что является их основным недостатком. При положительных температурах в баллонах с
техническим бутаном остаётся неиспарившийся остаток. При использовании технического пропана остаток отсутствует, но ограниченность его ресурсов заставляет применять смеси пропана и бутана, что влечёт за собой необходимость применения искусственных
способов испарения.
Согласно ГОСТ Р 52087-2003 [22] и СТБ 2262-2012 [23] выделяются пять марок СУГ:
– пропан технический (ПТ);
– пропан технический автомобильный (ПТА);
– пропан-бутан автомобильный (ПБА);
– смесь пропана и бутана технических (СПБТ) по СТБ 2262, в
ГОСТ Р 52087 – пропан-бутан технический (ПБТ);
– бутан технический (БТ).
Состав СУГ должен соответствовать требованиям, указанным в
ГОСТ Р 52087 и СТБ 2262 (табл. 10.2).
Выбор состава сжиженных углеводородных газов следует производить с учётом климатических условий района использования газа
по ГОСТ 16350-80 «Районирование и статистические параметры
климатических факторов для технических целей» (для территории
Беларуси севернее Минска климатический район умеренно тёплый
влажный, южнее – умеренно тёплый). Области применения различных марок СУГ приведены в табл. 10.3.
Таблица 10.2
Требования к физико-механическим показателям СУГ [22, 23]
Наименование показателя
1. Массовая доля компонентов, %:
сумма метана, этана и этилена
сумма пропана и пропилена, не менее
в том числе пропана
сумма бутанов и бутиленов:
не более
ПТ
Норма для марки
ПА
ПБА
СПБТ
БТ
не нормируется
75
–
–
не нормируется
–
–
–
85±10 50±10
не нормируется
–
–
–
–
–
60
–
315
Наименование показателя
ПТ
не менее
–
сумма непредельных углеводородов,
–
не более
2. Объёмная доля жидкого остатка при
0,7
20ºС, %, не более
3. Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре:
плюс 45ºС, не более
минус 20ºС, не менее
0,16
минус 30°С, не менее
–
4. Массовая доля сероводорода и мер0,013
каптановой серы, %, не более
в том числе сероводорода, не более
5. Содержание свободной воды и щелочи
Продолжение табл. 10.2
Норма для марки
ПА
ПБА
СПБТ
БТ
–
–
–
60
6
6
–
–
0,7
1,6
1,6
1,8
–
0,07
1,6
0,07
–
–
–
–
–
0,01
0,01
0,013
0,013
0,003
Отсутствие
Таблица 10.3
Применение различных марок сжиженного газа [22, 23]
Назначение сжиженного газа
1. Коммунально-бытовое потребление:
газобаллонное:
– с наружной установкой баллонов
– с внутриквартирной установкой баллонов
– портативные баллоны
групповые установки:
– без испарителей
– с испарителями
Применяемый сжиженный газ
для микроклиматического района по ГОСТ 16350
умеренного
холодного
летний
зимний
летний
зимний
период
период
период
период
СПБТ,
ПБА
СПБТ,
ПБА
БТ
СПБТ,
ПБА
СПБТ,
ПБА, БТ
ПТ, ПА
СПБТ, ПБА
СПБТ, ПБА СПБТ, ПБА
БТ
ПТ, ПА
БТ
ПТ, ПА,
СПБТ, ПБА
ПТ, ПА,
ПТ, ПА.
СПБТ, ПБА,
СПБТ, ПБА
БТ
ПТ, ПА
СПБТ,
ПБА
БТ
ПТ, ПА
ПТ, ПА,
СПБТ,
ПБА
2. Топливо для автомобильноПБА,
ПА, ПТ
–
–
го транспорта
СПБТ
Примечания.
1. Все районы, за исключением холодного и очень холодного: летний период –
с 1 апреля по 1 октября; зимний период – с 1 октября по 1 апреля.
316
2. Холодный район: летний период – с 1 июня по 1 октября; зимний период –
с 1 октября по 1 июня.
3. Очень холодный район: летний период – с 1 июня по 1 сентября; зимний период – с 1 сентября по 1 июня.
4. Допускается к применению газ марки ПБА в качестве топлива автомобильного транспорта во всех климатических зонах при температуре окружающего воздуха не ниже 20°С.
10.2. Достоинства и недостатки СУГ
СУГ обладают теми же достоинствами, что и используемые в
качестве топлива природные газы. Однако дополнительно можно
отметить:
– возможность создания у потребителей необходимого запаса газа в жидком виде;
– простота транспортирования любым видом транспорта;
– выделение большего количества теплоты при сжигании;
– отсутствие в составе коррозионно-активных веществ.
Как и любое топливо, СУГ имеют и свои недостатки:
– зависимость состава и низшей теплоты сгорания паровой фазы
при естественном испарении;
– малое значение нижнего предела воспламенения;
– плотность пропана и бутана выше плотности воздуха, поэтому
при возникновении утечек газ скапливается в низких точках и создаёт взрывоопасную ситуацию;
– низкая температура воспламенения;
– возможность обморожения обслуживающего персонала при
аварийных ситуациях;
– большой коэффициент объёмного расширения.
10.3. Характеристики отдельных углеводородов и СУГ
Состав СУГ может выражаться массовыми gi, объёмными yi и
мольными (для паровой фазы СУГ – ri, для жидкой – xi) долями:
gi =
mi
;
 mi
317
(10.1)
yi =
Vi
;
Vi
ri ( xi ) =
ni
,
 ni
(10.2)
(10.3)
где mi, Vi и ni – масса, кг, объём, м³, и количество вещества, моль,
компонента смеси соответственно;
∑mi, ∑Vi и ∑ni – масса, кг, объём, м³, и количество вещества,
моль, смеси соответственно.
Как отмечалось ранее, для газовых смесей мольные и объёмные
доли равны, т. е. ri = yi.
Пересчёт из одной доли в другую для жидкой фазы осуществляется по формулам:
– если известен массовый состав компонентов, т. е. ∑gi = 1:
yi =
g i / ρi
;
 g i / ρi
(10.4)
xi =
gi / M i
;
 gi / M i
(10.5)
– при известном объёмном составе (∑yi = 1):
yi ρi
;
 yi ρi
(10.6)
yi ρi / M i
;
 yi ρi / M i
(10.7)
gi =
xi =
– при известном мольном составе (∑xi = 1):
gi =
xi M i
;
 xi M i
318
(10.8)
yi =
xi M i / ρi
,
 xi M i / ρi
(10.9)
где ρi и Mi – плотность, кг/м³, и молекулярная масса, кг/моль, компонента смеси.
Для паровой фазы пересчёт из объёмного (мольного состава) в
массовый производится по выражению (10.8), а из массового в объёмный – по формуле (10.6).
Все СУГ взаимно растворяются друг в друге, поэтому их смеси
можно рассматривать как идеальные растворы, подчиняющиеся закону Рауля (1887): парциальное давление пара каждого компонента
жидкой смеси Рi, Па, равно произведению давления насыщения паров Рнасi, Па, в чистом виде при данной температуре и молярной доле данного компонента в жидкой фазе:
Рi = xi Рнасi .
(10.10)
Этот выражение является следствием термодинамического равновесия «пар – жидкость». Если парциальное давление компонента
в паровой фазе превысит давление данного компонента в жидкой
фазе, то начнётся процесс конденсации. В обратном случае будет
происходить испарение.
С другой стороны, парциальное давление компонента в газовой
смеси можно определить по закону Дальтона (1801)
Рi = ri Рсм ,
(10.11)
где Рсм – общее давление смеси, Па.
Приравнивая правые части законов, получим основное уравнение для расчёта двухфазных систем
xi Рнасi = ri Рсм .
(10.12)
Смесь углеводородов в замкнутом объёме при термодинамическом равновесии представляет собой как раз двухфазную систему.
Таким образом, зная состав жидкой фазы и температуру, можно
рассчитать состав паровой фазы по выражению
319
ri =
xi Рнасi
xР
= n i насi .
Рсм
 xi Рнасi
(10.13)
i =1
Также, зная состав паров СУГ, можно определить состав жидкой
фазы при данной температуре
xi =
ri
Рнасi
1
n
ri

i =1 Рнасi
.
(10.14)
Свойства паровой фазы СУГ идентичны свойствам природных
газов и приведены в подразделе 1.4. Ниже будут приведены основные закономерности и свойства жидких газов.
Средняя плотность жидкой фазы определяется по выражению
n
ж
ρсм
=  ρiж хi =
i =1
1
,
gi

ж
i =1 ρi
n
(10.15)
где ρiж – плотность i-го компонента, входящего в жидкую фазу смеси, кг/м³.
Низшая (высшая) массовая теплота сгорания смеси Qн′см
( в ) , кДж/кг,
может быть определена по выражению
Qн′см
( в) =
Qнсм( в )
ρг
,
(10.16)
где Qнсм( в ) – низшая (высшая) удельная объёмная теплота сгорания
газовой смеси, кДж/м³, определяемая по выражению (1.12);
ρг – плотность газовой смеси, кг/м³, рассчитанная по (1.3).
ж
ж
Динамическая μсм
, Па·с, и кинематическая ν см
, м²/с, вязкость
жидкой фазы определяются по формулам
320
ж
μсм
=
1
;
gi

ж
i =1 μ i
(1.17)
n
ж
ν см
=
ж
μсм
,
ж
ρсм
(1.18)
где μiж – динамическая вязкость i-го компонента, Па·с.
ж
может быть использована также формула
Для определения μсм
Кендалла – Монроэ
3
μ
ж
см
1 
 n
=   хi ( μiж ) 3  .
 i =1

(10.19)
Нижний и верхний пределы воспламенения СУГ, не содержащих
балластных примесей, Lсм
н(в) , % об., рассчитываются по следующим
зависимостям
Lсм
н(в) =
1
n
L
i =1
ri
,
(10.20)
н(в)i
где ri – мольная концентрация каждого из компонентов.
Объём газа Vсм, м³, получаемый при испарении смеси СУГ, находится как
n
Vсм = 
i =1
miVMi
,
Mi
(10.21)
где mi – масса компонента в жидкой фазе, кг;
VMi – молекулярный объём компонента, м³/моль.
Значения основных показателей для углеводородов, которые могут содержаться в СУГ, приведены в табл. 10.4.
321
Таблица 10.4
Некоторые характеристики основных компонентов СУГ
Показатели
Молекулярная масса M·10³, кг/моль
Молекулярный объём VMi·10³, м³/моль
Плотность жидкой фазы при н. у. ρж, кг/м³
Удельная изобарная массовая теплоёмкость жидкой фазы при н. у. срж,
кДж/(кг·К)
Динамическая вязкость жидкой фазы
μж·106, Па·с
Скрытая удельная теплота парообразования при 101,3 кПа rисп, кДж/кг
Объём паров, образующихся при испарении 1 кг сжиженного газа, м³
Показатели
Молекулярная масса M·10³, кг/моль
Молекулярный объём VMi·10³, м³/моль
Плотность жидкой фазы при н. у. ρж, кг/м³
Удельная изобарная массовая теплоёмкость жидкой фазы при н. у. срж,
кДж/(кг·К)
Динамическая вязкость жидкой фазы
μж·106, Па·с
Скрытая удельная теплота парообразования при 101,3 кПа rисп, кДж/кг
Объём паров, образующихся при испарении 1 кг сжиженного газа, м³
метана
СН4
16,043
22,38
416
Значение показателей для
этана
этилена
пропана
С2Н6
С2Н4
С3Н8
30,070
28,054
44,097
22,174
22,263
21,997
546
566
528
3,461
3,01
2,415
2,23
66,64
162,7
–
135,2
512,4
487,2
483,0
428,4
–
0,31
0,34
0,269
Значение показателей для
нннпропилена
бутилена
пентана
бутана
С3Н6
С4Н8
С5Н10
С4Н10
42,081
58,123
56,108
72,150
21,974
21,50
22,442
20,87
609
601
646
645,5
–
2,239
–
2,669
–
210,8
–
284,2
441,0
390,6
411,6
361,2
0,52
0,86
0,4
0,312
Пример 10.1. Определить параметры паровой и жидкой фазы СУГ, находящихся в баллоне при температуре 20°С. Состав жидкой фазы СУГ (по массе): 60%
пропана ( g С3 Н8 = 0,6) и 40% бутана ( g С4 Н10 = 0,4). Масса жидкой фазы в баллоне
составляет 42,5 кг.
Рассчитаем молярный состав жидкой фазы СУГ по выражению (10.5) при
М С3 Н8 = 44,097·10–3 кг/моль и М С4 Н10 = 58,123·10–3 кг/моль.
xС3 Н8
0,6
44,097 ⋅ 10−3
=
= 0,66;
0,6
0, 4
+
−3
−3
44,097 ⋅ 10
58,123 ⋅ 10
322
xС4 Н10
0, 4
58,123 ⋅ 10−3
=
= 0,34.
0,6
0, 4
+
44,097 ⋅ 10−3 58,123 ⋅ 10−3
По табл. 10.1 определяем давление насыщения компонентов:
С3 Н8
С4 Н10
Рнас
= 0,833 МПа, Рнас
= 0,205 МПа.
Давление смеси определяется как сумма парциальных давлений, рассчитанных
по (10.10)
Рсм = 0,66·0,833 + 0,34·0,205 = 0,62 МПа.
Рассчитаем мольные (объёмные) доли компонентов в паровой фазе по (10.13).
0,66 ⋅ 0,833
= 0,89;
0,62
0,34 ⋅ 0, 205
= 0,11.
=
0,62
rС3 Н8 =
rС4 Н10
Плотность жидкой фазы СУГ составляет по (10.15)
ж
ρсм
=
1
= 555 кг/м³.
0,6 0, 4
+
528 601
Динамическая вязкость жидкой фазы по (10.17) составляет
ж
μ см
=
1
= 157,8·10–6 Па·с.
0,6
0, 4
+
135, 2 ⋅ 10−6 210,8 ⋅ 10−6
По формуле Кендалла – Монроэ
ж
μ см
=  0,66 ⋅ (135, 2 ⋅ 10−6 )

1
3
3
1
+ 0,34 ⋅ ( 210,8 ⋅ 10−6 ) 3  = 158,4·10–6 Па·с.

Как видно, расхождение между величинами динамической вязкости невелико
(0,4%).
Кинематическая вязкость по (10.18) равна
323
ж
ν см
=
157,8 ⋅ 10−6
= 2,84·10–7 м²/с.
555
Нижний и верхний пределы воспламенения паров СУГ определим по (10.20)
при значениях пределов для пропана и бутана, взятых из табл. 1.2.
1
= 1,96% об.;
0,89 0,11
+
2,0 1,7
1
Lсм
= 9,38% об.
в =
0,89 0,11
+
9,5
8,5
Lсм
н =
Объём газа, полученный при испарении СУГ, определим по (10.21).
Vсм =
0,6 ⋅ 42,5 ⋅ 21,997 0, 4 ⋅ 42,5 ⋅ 21,50
= 19,0 м³.
+
44,097
58,123
10.4. Диаграммы состояния СУГ
Для анализа и неавтоматизированных расчётов удобны в использовании диаграммы состояния (фазовые диаграммы). При определении характеристик СУГ пользуются P–h-диаграммами для углеводородов. Так как большинство компонентов СУГ могут применяться в качестве хладагентов (этан R170, пропан R290, н-бутан
R600 и пр.), то можно использовать диаграммы для расчёта параметров холодильных циклов. С помощью диаграмм состояния с
приемлемой для расчётов точностью можно определить параметры
углеводородов при следующих процессах изменения состояния:
– нагревание и охлаждение;
– испарение или конденсация;
– адиабатное испарение или сжатие;
– дросселирование и пр.
На рис. 10.1 представлена схема построения диаграммы. На сетку диаграммы, помимо основных линий – изобар (линий постоянного давления) и изоэнтроп (линий постоянной удельной энтальпии) –
нанесены:
1) точка критического состояния К;
2) кривая ПКЖ, делящая диаграмму на три части:
324
– слева от кривой КЖ (зона I) находится область жидкой фазы;
– справа (зона III) – область пара углеводорода;
– внутри кривой (зона III) – парожидкостная смесь;
3) изолинии степени сухости пара:
– x = 0 соответствует параметрам жидкости в момент закипания;
– х = 1 характеризует параметры сухого насыщенного пара;
– х1 и х2, соответствующие влажному насыщенному пару;
4) изотермы t1, t2 и t3, совпадающие в области влажного насыщенного пара с изобарами, так как процесс кипения происходит при
постоянных температуре и давлении;
5) линии постоянных удельных объёмов (изохоры) v1 и v2, м³/кг,
исходя из которых можно определить плотность углеводорода в
различных состояниях; удельный объём – величина, обратно пропорциональная плотности, т. е. ρ = 1/v;
6) изоэнтропы (линии постоянной удельной энтропии) s1 и s2,
кДж/(кг·К).
Рис. 10.1. Схема построения диаграммы состояния
325
На рис. 10.2 и 10.3 представлены диаграммы состояния для пропана и бутана, выполненные в программе CoolPack, разработанной
на факультете механики, энергетики и дизайна (MEK) в Техническом университете Дании (DTU).
Рис. 10.2. P–h-диаграмма для пропана
С помощью данной диаграммы, помимо вышеуказанных параметров, можно определить также:
– скрытую удельную теплоту парообразования как разницу
удельных энтальпий в точках на пограничной кривой при данном
давлении, т. е.
r = hВ − hА ;
(10.22)
– удельную теоретическую работу сжатия газа (сжатие считается
адиабатным, т. е. s = const), определяемую как разницу удельных
энтальпий в конечной и начальной точке:
Δh = hС − hВ .
326
(10.23)
Рис. 10.3. P–h-диаграмма для н-бутана
10.5. Газонаполнительные станции
Газонаполнительные станции (ГНС) предназначаются для выполнения следующих работ:
– приём от поставщиков СУГ, поступающих железнодорожным,
водным, автомобильным и трубопроводным транспортом;
– хранение СУГ в надземных и подземных резервуарах;
– розлив сжиженных газов в баллоны и автоцистерны и поставки
в них газа потребителям;
– приём пустых и выдача наполненных баллонов;
– ремонт, техническое освидетельствование и окраска баллонов.
Иногда на ГНС также возможно выполнение следующих операций:
– заправка автомобилей, работающих на сжиженном газе, из автозаправочных колонок;
– регазификация (испарение) СУГ;
– смешение паров сжиженных газов с воздухом или газами,
имеющими малую удельную теплоту сгорания;
327
– выдача паров СУГ, газовоздушных или газовых смесей в городскую распределительную сеть.
Территория ГНС подразделяется на производственную и вспомогательную зоны, в пределах которых в зависимости от технологического процесса, транспортирования, хранения и поставки потребителям газа следует размещать следующие основные здания
(помещения) и сооружения:
1) в производственной зоне:
– железнодорожный путь с эстакадой и сливными устройствами
для слива СУГ из железнодорожных цистерн в резервуары базы
хранения;
– базу хранения с резервуарами для СУГ;
– насосно-компрессорное отделение;
– испарительное отделение;
– наполнительный цех;
– отделение технического освидетельствования баллонов;
– отделение окраски баллонов;
– колонки для наполнения автоцистерн СУГ, колонки для слива
газов из автоцистерн при доставке газа на ГНС автомобильным
транспортом и колонки для заправки принадлежащих газоснабжающим организациям газобаллонных автомобилей;
– теплообменные установки для подогрева газа;
– резервуары для слива из баллонов неиспарившегося газа и газа
из переполненных и неисправных баллонов;
– внутриплощадочные трубопроводы для перемещения паровой
и жидкой фазы СУГ в соответствии с технологической схемой ГНС;
2) во вспомогательной зоне:
– цех вспомогательного назначения с размещением в нем административно-хозяйственных и бытовых помещений, лабораторий,
насосной, механических мастерских по ремонту оборудования ГНС,
баллонов и клапанов, аккумуляторной и других помещений;
– котельную (при невозможности подключения к существующим
источникам теплоснабжения);
– трансформаторную подстанцию;
– резервуары для противопожарного запаса воды;
– водонапорную башню;
– складские и другие помещения;
– здание для технического обслуживания автомобилей;
328
– открытую стоянку с воздухоподогревом для автотранспорта;
– мойку для автомобилей;
– пункт технического контроля.
ГНС располагают вне селитебной территории населённых пунктов, как правило, с подветренной стороны преобладающих ветров
по отношению к жилым районам с учётом расстояний до объектов,
приводимых в ТНПА [19, 20]. Площадку под строительство ГНС
предусматривают с учётом обеспечения снаружи от границы производственной зоны ГНС противопожарного разрыва шириной 10 м и
минимальных расстояний от зданий и сооружений, расположенных
в производственной зоне, до лесных массивов из хвойных пород –
50 м, из лиственных пород – 20 м.
Вместимость базы хранения определяется в зависимости от суточной производительности ГНС, степени заполнения резервуаров
и количества резервируемых для хранения СУГ на газонаполнительной станции. Количество резервируемых для хранения сжиженных газов следует определять в зависимости от расчётного
времени работы ГНС без поступления τ, сут, определяемого по
формуле
τ=
l
+ τ1 + τ2 ,
w
(10.24)
где l – расстояние от завода-поставщика СУГ до ГНС, км;
w – нормативная суточная скорость доставки грузов повагонной
отправки, км/сут; допускается принимать w = 330 км/сут;
τ1 = 1 сут – время, затрачиваемое на операции, связанные с отправлением и прибытием груза;
τ2 – время, на которое предусматривается создание запаса, сут, в
зависимости от местных условий принимается 3–5 сут.
10.6. Способы перемещения СУГ
Одной из основных технологических операций, производящихся
на ГНС и кустовых базах, является помещение СУГ из железнодорожных или автомобильных цистерн в ёмкости для хранения или из
ёмкостей в транспортные ёмкости или баллоны. Специфика пере329
мещения сжиженных газов обусловливается их свойствами: малая
плотность и удельная теплота парообразования, лёгкая вскипаемость. Этими обусловлены определённые особенности способов и
схем перемещения, а также применяемого при этом оборудования.
Рассмотрим каждый из способов перемещения подробно.
Перемещение за счёт разности уровней (рис. 10.4) состоит в использовании гидростатического давления, возникающего вследствие разности уровней жидкой фазы в опорожняемом 1 и наполняемом 2 резервуарах, в качестве которых могут быть транспортная
цистерна (железнодорожная, автомобильная) и стационарная ёмкость для хранения СУГ; стационарная ёмкость и баллоны.
Рис. 10.4. Схема перемещения СУГ из-за разностей уровней
Резервуары между собой соединяются линиями жидкой 3 и паровой 4 фаз, давление в резервуарах выравнивается и сжиженные
газы переливаются.
В целях обеспечения достаточной скорости слива при одинаковых давлениях в ёмкостях необходимо создание за счёт гидростатического давления перепада не менее 70–100 кПа, что при средней
плотности 500 кг/м³ даёт hсл = 14–20 м. В случае, если паровая линия отсутствует, то в холодный период года, когда температура
цистерны 1 ниже, чем в резервуаре 2, давление в наполняемом резервуаре будет выше, чем в опорожняемой цистерне. В этом случае
требуемая разность уровней hсл, м, должна компенсировать перепад
давлений, т. е.
330
hсл =
Ррез − Рц
g ρж
+ (14 − 20 ) ,
(10.25)
где Ррез и Рц – давление в резервуаре и цистерне соответственно, Па;
g = 9,81 м/с² – ускорение свободного падения;
ρж – плотность жидкой фазы СУГ, кг/м³.
Достоинства способа:
– простота схемы;
– отсутствие механических агрегатов с движущимися частями;
– надёжность работы всех устройств;
– малые затраты на ремонт и обслуживание;
– возможность перекачивания в любой момент времени, так как
нет постороннего источника энергии.
Недостатки:
– невозможность использования метода в местностях с гористым
рельефом;
– увеличенные размеры площадки;
– большие потери газа при отправке его в виде остатков паров в
цистернах;
– большая продолжительность процесса.
Перемещение при использовании сжатых газов (рис. 10.5) применяется при наличии возле ГНС источника нерастворимого в СУГ
газа (технического азота, углекислого газа, природного газа с малым – до 5% – содержанием этана, так как последний хорошо растворяется в СУГ).
Рис. 10.5. Схема перемещения СУГ сжатым газом
331
В случае, если температуры опорожняемой и наполняемой ёмкостей одинаковы, то давление подаваемого газа в сливаемой ёмкости
должно только компенсировать потери давления в системе слива
(150–200 кПа). Для полного опорожнения цистерны объём подаваемого газа должен быть в 1,5–2,0 раза больше её объёма.
По окончании слива смесь паров и газа выпускается в атмосферу
или в городскую сеть.
Достоинства способа:
– простота схемы;
– отсутствие механических агрегатов с движущимися частями;
– возможность использования различных газов для перемещения;
– наполнение баллонов и подача газа потребителям не прекращается при сливе.
Недостатки:
– потери СУГ при сбросе смеси паров в атмосферу перед последующим заполнением резервуара;
– необходимость снабжения сжатым газом.
Перемещение с помощью подогрева (рис. 10.6, а) или охлаждения (рис. 10.6, б). Разность температур в ёмкостях создаёт разность
давлений в них. При перемещении методом обогрева подогреватель
(испаритель) делают в виде змеевика, обогреваемого водой или паром. При нагревании испарившаяся в подогревателе часть жидкой
фазы подаётся в паровое пространство опорожняемой цистерны,
конденсируется на поверхности жидкости, что повышает температуру в верхнем слое СУГ и вызывает испарение дополнительного
количества жидкой фазы и повышает давление в цистерне.
При использовании охлаждения устанавливается теплообменник, к которому подводится охлаждающий раствор или вода.
В этом случае охлаждённая жидкая фаза СУГ поступает в наполняемый резервуар, охлаждает верхний слой жидкости и снижает
давление в резервуаре. Данного эффекта можно также добиться
сбрасыванием части паровой фазы из наполняемого резервуара в
сеть или в атмосферу, однако последнего нужно избегать. При использовании охлаждения эффективность будет меньшей, чем при
нагревании, так как охлаждённые верхние слои будут опускаться
вниз, в то время как нагретые при конденсации они же будут оставаться на поверхности.
332
Рис. 10.6. Перемещение СУГ с помощью создания разности температур
Для поддержания требуемого для перелива перепада давлений
(150–200 кПа) необходимо создать разность температур 5–12°С.
Достоинства способа:
– отсутствие механических агрегатов с движущимися частями;
– простота устройств для обслуживания;
– возможность автоматизации процесса.
Недостатки:
– невозможность полного слива жидкости и отсоса всех паров;
– необходимость специальных устройств на сливаемых ёмкостях;
– необходимость в специальных источниках подогрева или охлаждения;
– большие потери газа при охлаждении сбросом газа в атмосферу, а также опасность взрыва или пожара при этом.
Перемещение с помощью компрессора (рис. 10.7) состоит в отсасывании части паров из заполняемого резервуара и их перемещении
в опорожняемую цистерну. Таким образом создаётся перепад давлений, который приводит к перемещению жидкой фазы.
333
Рис. 10.7. Схема перемещения с помощью компрессора:
1 – компрессор; 2 – обратный клапан.
При нагнетании компрессором происходит повышение температуры паров, что влечёт за собой повышение температуры в паровом
пространстве опорожняемого резервуара и подогрев верхних слоёв
жидкости, что способствует её испарению и повышению давления в
сливаемой ёмкости, как при способе нагрева. Отбор из наполняемого резервуара паровой фазы приводит к уменьшению давления над
жидкой фазой и увеличивает её испарение, что понижает температуру жидкости как при способе охлаждения. Оба этих фактора увеличивают скорость перелива СУГ. Для эффективного протекания
процесса необходимо поддерживать перепад давления между резервуарами 0,15–0,30 МПа.
Производительность компрессора G, кг/ч, рассчитывается по выражению [63]
G=
(1260 − 2100 ) F Δp ,
r τ
где F – поверхность зеркала конденсации, м²;
Δр – перепад давления, МПа;
r – удельная теплота парообразования, кДж/кг;
τ – время слива, ч.
Достоинства способа:
– конструктивная простота схемы;
– полнота опорожнения ёмкости;
334
(10.26)
– возможность регулирования скорости слива изменением перепада давления в резервуаре и цистерне;
– достаточно высокая производительность (18–60 м³/ч).
Недостатки:
– большой расход электроэнергии на привод компрессора;
– обязательное наличие трубопроводов паровой и жидкой фаз.
Перемещение с помощью насоса (рис. 10.8) предъявляет особые
требования к применяемому насосу, так как на всасывающей линии
возможно образование паров СУГ из-за понижения давления или
повышения температуры в линии выше температуры в хранилище
(например, летом из-за воздействия солнечной радиации). Ввиду
этого насосу необходимо перемещать парожидкостную смесь. Для
бескавитационной работы насоса нужно, чтобы геодезическая высота всасывания или уровень жидкости в резервуаре Δh, м, были бы
не менее
Δh = Δhдоп +
Δр
+ 0,5,
ρж g
(10.27)
где Δhдоп – допустимый кавитационный запас, м;
Δр – потери давления во всасывающей линии, Па.
Рис. 10.8. Схема перемещения с помощью насоса
Достоинства способа:
– затраты на привод насосов меньше, чем на привод компрессора;
– достаточно высокая производительность.
335
Недостатки:
– сложность обвязки и пуска насосов;
– возможность срыва работы насоса;
– малый КПД насосов;
– невозможность полного опорожнения цистерны.
Так как для данного способа необходима определённая разность
высот, то одновременно с насосом применяют прочие устройства,
например инжекторы, сепараторы и компрессоры.
Перемещение насосно-инжекторным способом (рис. 10.9) заключается в отборе части жидкости (до 40–60%), подаваемой насосом 3, инжектором 1.
Для постоянного залива насоса жидкой фазой СУГ и отделения
паровой и жидкой фаз служит сепаратор 2. Насос работает в области относительно постоянного и, вследствие этого, устойчивого режима, независимо от интенсивности отбора сжиженного газа в заполняемой ёмкости.
Рис. 10.9. Перемещение СУГ насосно-инжекторным способом:
а – создание избыточного давления во всасывающем патрубке насоса; б – отсос
паров из сепаратора инжектором; 1 – инжектор; 2 – сепаратор; 3 – насос;
4 – линия рециркуляции; 5 – заливной кран; 6 – линия сброса паров.
336
Для данного способа характерны те же достоинства, что и для
насосной. Среди недостатков следует выделить низкий КПД инжектора и невозможность полного опорожнения цистерны.
Перемещение с помощью насоса и компрессора (рис. 10.10).
Компрессор создаёт в опорожняемом резервуаре давление, превышающее давление паров сливаемой жидкости, что является необходимым условием работы насоса.
Рис. 10.10. Перемещение СУГ с помощью насоса и компрессора
Достоинства способа:
– высокая производительность;
– надёжность;
– полное опорожнение резервуара;
– широта использования.
Недостатком способа являются большие эксплуатационные затраты, связанные с содержанием и ремонтом оборудования.
Перемещение с помощью насосов и испарителей (рис. 10.11)
применяется в районах с преобладающими низкими среднегодовыми температурами (Крайний Север, Сибирь), когда избыточное давление паров составляет не более 0,05 МПа, что делает невозможным отбор их компрессором. Повышение давления в паровом пространстве опорожняемого резервуара достигается с помощью
испарителя, работающего за счёт теплоты, подводимой извне.
337
Достоинством способа является его использование в вышеприведённых районах. К недостаткам, присущим всем насосным схемам, относятся большие эксплуатационные затраты по ремонту и
содержанию оборудования, а также наличие сторонних источников
энергии.
Рис. 10.11. Перемещение СУГ с помощью насоса и испарителя
Перемещение способом вытеснения используется при хранении
СУГ в подземных хранилищах, например в соляных пластах, на
глубине 100–1200 м. В этом случае отбор сжиженного газа осуществляется из-за вытеснения его нерастворимым в СУГ газом или
несмешивающейся жидкостью. Набольшее распространение получил рассол с применением изображённой на рис. 10.12 схемы. Подземное хранилище 8 сообщается с поверхностью с помощью двухколонной системы, состоящей из обсадной трубы 7, по которой
движется сжиженный газ, и центральной колонны 3, по которой
протекает рассол. Центральная колонна опущена до низа хранилища. Так как плотность СУГ меньше плотности рассола в 2 раза, то
рассол находится в нижней части хранилища, а над ним находится
сжиженный газ. Для подачи сжиженного газа потребителю необходимо только подать рассол в колонну и под действием гидростатического давления сжиженный газ потечёт потребителю, причём под
избыточным давлением, т. е. в применении насоса для транспорта
СУГ нет необходимости.
338
Рис. 10.12. Перемещение СУГ способом вытеснения:
1 – трубопровод СУГ; 2 – насос для закачки СУГ в подземное хранилище;
3 – центральная колонная для рассола; 4 – рассолопровод; 5 – насос
для подачи рассола в хранилище; 6 – рассолохранилище; 7 – наружная колонна
для подачи СУГ; 8 – подземная ёмкость; 9 – рассол; 10 – сжиженный газ;
11 – цемент.
Достоинства способа:
– простота схемы;
– возможность выдачи СУГ в любое время, даже при отсутствии
посторонних источников энергии;
– надёжность работы всех устройств;
– малые затраты на оборудование и ремонт;
– возможность одновременного заполнения баллонов и автоцистерн;
– отсутствие потерь газа на насосах;
– энергия затрачивается только на удаление рассола при закачке
СУГ;
– можно использовать высокопроизводительные насосы с высоким КПД.
339
Недостатки:
– необходимость постороннего источника энергии с достаточной
мощностью при сливе;
– необходимость непостоянно работающих насосов (плохое использование установленных мощностей);
– наличие остатка газа в виде паров в цистернах.
Анализируя рассмотренные способы перемещения СУГ, можно
сделать вывод, что во всех случаях достаточно большое количество
паров остаётся в опорожняемых ёмкостях и отправляется обратно
заводу-поставщику (6–8% по массе). Только при перемещении с помощью компрессоров удаётся уменьшить данную цифру до 1,0% (по
массе). Ввиду этого возникает необходимость в использовании смешанных методов, когда недостатки одного компенсируются достоинствами другого. На территории СНГ наибольшее распространение
получил насосно-компрессорный способ перемещения СУГ.
10.7. Хранение СУГ
В зависимости от давления и температуры, при которых происходит хранение сжиженных газов, существуют два основных способа хранения газа:
1) при температуре окружающей среды и повышенном давлении,
равном давлению насыщения паров:
– в стационарных подземных и надземных стальных резервуарах;
– в подземных хранилищах шахтного типа и соляных пластах;
2) при давлении, близком к атмосферному, и соответствующей
температуре насыщения:
– в изотермических надземных хранилищах;
– в замороженном грунте (льдогрунтовые).
По назначению хранилища СУГ делятся на четыре вида:
– хранилища, находящиеся на газо- и нефтеперерабатывающих
заводах, т. е. в местах производства сжиженных газов;
– хранилища, обслуживающие базы сжиженного газа и резервуарные парки ГНС, где осуществляется налив СУГ в транспортные
средства и баллоны;
– хранилища у потребителей;
340
– хранилища для сглаживания неравномерности потребления
газа.
Хранение в стационарных резервуарах под давлением. Резервуары, размещаемые под землёй, выпускаются цилиндрическими, надземные – цилиндрическими и сферическими. Цилиндрические резервуары выпускаются объёмом до 300 м³, сферические имеют диаметр 10,5–80 м (АО «Уралхиммаш»). Надземная установка является
наиболее дешёвой, однако имеется существенный недостаток: давление в ней изменяется в течение суток из-за колебания температуры окружающего воздуха. Подземная прокладка обеспечивает относительное постоянство температуры, но требует дополнительных
затрат. Приемлемым является комбинированный способ, когда резервуар, установленный надземно, обсыпают грунтом. Надземные
резервуары для защиты от действия прямой солнечной радиации
окрашивают светлой краской, оборудуют теневыми кожухами или
располагают под навесом. Подземные резервуары покрывают антикоррозионным покрытием и засыпают песчаным грунтом.
Рис. 10.13. Цилиндрический резервуар для хранения СУГ
(производитель – ООО «Пензенский завод энергетического машиностроения»)
Резервуары оборудуются (рис. 10.14):
– устройствами для наполнения и опорожнения жидкой фазой
(у подземных резервуаров находятся сверху);
– устройствами отбора паровой фазы;
– измерением уровня жидкой и давления паровой фазы;
341
– двумя пружинными предохранительными клапанами (рабочим
и контрольным), рассчитанными на срабатывание при превышении
давления на 15%;
– люками для осмотра и ремонта резервуара, а также для вентиляции;
– устройствами для продувки резервуара паром или другими нерастворимыми газами и удаления из него воды и тяжёлых остатков;
– устройствами для отбора проб жидкой и паровой фаз.
Рис. 10.14. Обвязка надземного резервуара:
1 – люк для осмотра резервуара; 2 – трубопровод паровой фазы; 3 – кран
проходной; 4 – регулятор давления; 5 – наполнительный трубопровод;
6 – обратный клапан; 7 – люк для вентиляции резервуара; 8 – трёхходовой кран
для манометра; 9 – манометр; 10 – уровнемер; 11 – трёхходовой кран;
12 – предохранительный клапан; 13 – патрубок для измерения температуры
СУГ; 14 – патрубок для отбора пробы; 15 – расходный трубопровод жидкой фазы;
16 – скоростной клапан; 17 – дренажный незамерзающий клапан;
18 – максимальный уровень жидкой фазы.
Допустимая степень заполнения надземных резервуаров составляет 85%, подземных – 90%.
Баллоны под давлением являются самым простым средством для
хранения и транспортирования СУГ. Баллоны окрашиваются красной масляной или эмалевой краской, поверху которой делают надпись «ПРОПАН» белой краской.
342
В настоящее время в РБ и РФ выпускаются баллоны бытовые
ёмкостью 5, 12, 27 и 50 л (первые три выпускаются с самозапирающимися клапанами КБ-2 под регулятор РДСГ 2–1,2 или с клапанами
ВБ-2 под регуляторы РДСГ 1–1,2; последний – только с клапаном
ВБ-2).
На баллонах указывается следующая информация:
– наименование или марка завода-изготовителя;
– заводской номер;
– объём, масса пустого и полного баллона;
– рабочее и испытательное давление в МПа;
– месяц и год изготовления, год следующего освидетельствования;
– клеймо ОТК.
а)
б)
Рис. 10.15. Баллоны ёмкостью 5 л (а) и 50 л (б)
(производитель – ОАО «Новогрудский завод газовой аппаратуры»)
Хранилища шахтного типа – это комплекс сооружений, который
состоит из:
– подземных выработок-резервуаров СУГ, которые представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему взаимосвязанных выработок;
форма поперечного сечения (круглая, сводчатая или трапециевидная) определяется ёмкостью и устойчивостью пород хранилища;
высота ёмкостей составляет от 4 м (сланец) до 13 м (гранит);
343
– вскрывающих выработок (вертикальных, горизонтальных или
наклонных), предназначенных для соединения выработок резервуаров с поверхностью, размещения трубопроводов и эксплуатационного оборудования;
– выработок вспомогательного назначения, в которых находятся
околостволовые и подземные насосные станции;
– наземных сооружений, в которых имеются приточновытяжные вентиляционные системы;
– технологического оборудования: приёмных и расходных трубопроводов; насосов; буферных надземных ёмкостей; измерительных устройств количества СУГ; приборов отбора проб и пр.
Рис. 10.16. Принципиальная схема шахтного хранилища СУГ:
1 – выработка-резервуар; 2 – приямок; 3 – продуктовый насос; 4 – насосная
камера; 5 – ствол; 6 – автоналивные стояки; 7 – надземная насосная станция;
8 – буферные ёмкости; 9 – железнодорожная эстакада.
Принципиальная схема шахтного хранилища СУГ приведена на
рис. 10.16. Аналогичная схема применяется для хранения нефте344
продуктов. СУГ, которые поступили на хранилище по железной
дороге, самотёком сливают в выработку-резервуар 1. Для откачки
из хранилища используется установленный в приямке (зумпфе) 2
погружной насос, который также выполняет функции подпорного.
Основное давление для подачи сжиженных газов на поверхность
развивается продуктовым насосом 3, который располагается в насосной камере 4. СУГ могут отгружаться или напрямую через железнодорожную эстакаду 9, или через буферные ёмкости 8, откуда
они перекачиваются наземной насосной станцией 7 к автоналивным
стоякам 6 или установкам по наливу баллонов.
Хранение газа в соляных шахтах было рассмотрено в подразделе 10.6 как способ вытеснения (рис. 10.12).
Достоинства подземного хранения газа:
– небольшая занимаемая территория, так как в неё не включается
находящаяся под землёй зона хранения СУГ;
– низкая пожаро- и взрывоопасность;
– меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоёмкость по сравнению с надземными хранилищами.
Недостаток:
– сложность в ликвидации возможных утечек сжиженного газа
из хранилища.
Подземное хранение газа из-за своих достоинств приобрело широкое распространение за рубежом.
Изотермическое хранение СУГ используется для хранения при
атмосферном давлении. Для этого температура должна составлять
не более –0,6°С (для н-бутана) и –42,1°С (для пропана). Хранилища
выполняют в надземном и подземном исполнении. Надземный резервуар (рис. 10.17) состоит из перекрытия, стенок, фундамента,
оболочек и теплоизоляции. Внутренняя оболочка является несущей
и герметизирующей, наружная – защитной. В качестве материала
для внутренней оболочки используется алюминиево-магниевый
сплав; легированная сталь; комбинация из предварительно напряжённого бетона с покрытием стальными листами. Наружная оболочка зачастую изготавливается из стали. Теплопоступления через
стенки из-за хорошей теплоизоляции резервуаров невелики и обычно вызывают испарение не более 0,5% от массы хранящихся в резервуаре СУГ в сутки. Основные теплопоступления происходят при
заполнении ёмкостей «горячим» продуктом.
345
Рис. 10.17. Надземное изотермическое хранилище СУГ:
1 – бетонные сваи; 2 – бетонное основание; 3 – силовая изоляция; 4 – внешняя
обечайка из стали; 5 – теплоизоляция; 6 – внутренняя обечайка; 7 – внутренние
кольцевые рёбра жёсткости; 8 – наружные кольцевые рёбра жёсткости;
9 – подвесное перекрытие; 10 – купольная крыша из алюминиевого сплава
или стали; 11 – подающий трубопровод; 12 – трубопровод отбора жидкого газа.
Поддержание низкой температуры в хранилищах осуществляется путём испарения части СУГ с последующим сбросом паровой
фазы в газовые сети или с помощью специальной холодильной установки. Различают три основные схемы изотермических хранилищ
(рис. 10.18):
– с комплексной холодильной установкой;
– с буферными ёмкостями;
– с промежуточным охлаждением.
Различие между ними состоит в способе подачи в резервуары
«горячего» продукта при сливе автомобильных или железнодорожных цистерн.
346
Рис. 10.18. Изотермические хранилища:
а – с холодильной установкой; б – с буферными ёмкостями;
в – с промежуточным охлаждением; 1 – сливной трубопровод жидкой фазы
из цистерн; 2 – дроссельный клапан; 3 – изотермический резервуар;
4 – трубопровод паровой фазы; 5 – компрессор; 6 – конденсатор холодильной
установки; 7 – дроссельные клапаны; 8 – буферная ёмкость;
9 – наполнительный трубопровод резервуара; 10 – теплообменник.
При использовании комплексной холодильной установки сливаемая жидкая фаза поступает по трубопроводу 1 в резервуар 3 через дроссельный клапан 2, уменьшая при этом своё давление и температуру. При этом образуются пары, которые совместно с парами,
образованными при испарении жидкости в резервуаре, по трубопроводу 4 поступают в компрессор 5, откуда нагнетаются в конденсатор холодильной машины 6, где охлаждаются и конденсируются.
Конденсат дросселируется через клапан 7 в хранилище.
Отличие схемы с буферными ёмкостями от предыдущей заключается в наличии толстостенных резервуаров 8, работающих при
давлении, соответствующем наружной температуре. СУГ из цистерн сливаются в данные ёмкости, а затем по трубопроводу 9 подаётся в резервуар 3. Далее цикл соответствует описанной выше схе347
ме. Данная схема применяется для снижения мощности холодильной установки, так как она зависит от скорости слива (это будет показано ниже). Однако при этом увеличиваются затраты на сооружение буферных ёмкостей.
Схема с промежуточным теплообменником также служит для
снижения мощности холодильной установки. В этом случае снижается температура «горячего» продукта с помощью жидкой фазы
СУГ, отобранной из хранилища, или с помощью промежуточного
хладоносителя. При использовании данной схемы нужно определить оптимальное соотношение между температурой промежуточного охлаждения и скоростью залива СУГ в хранилище, так как при
снижении температуры подаваемого продукта снижается мощность
холодильной установки, но увеличивается поверхность теплообменника и повышается его стоимость.
Для определения холодопроизводительности установки необходимо рассмотреть уравнение теплового баланса между отбираемым
и поступающим в резервуар тепловыми потоками. В общем случае
мощность холодильной установки Wуст, кВт, рассчитывается по выражению
Wуст = W1 + W2 + W3 + W4 ,
(10.28)
где W1 – теплопоступления через ограждающие конструкции резервуара, кВт;
W2 – тепловой поток, поступающий с заливаемыми СУГ, кВт;
W3 – теплопоступления через изолированные поверхности трубопроводов, кВт;
W4 – прочие тепловые потоки, не поддающиеся точному расчёту,
кВт.
n
W1 = 10−3  ki Fi ( tокр − tж ),
(10.29)
i =1
где 10–3 – переводной множитель из Вт в кВт;
ki – коэффициент теплопередачи через i-е ограждение, Вт/(м²·К);
Fi – площадь поверхности ограждения, м²;
348
tокр – температура окружающей среды, °С;
tж – температура жидкости в резервуаре, °С.
W2 =
Gж с рж ( tц − tж )
3600
,
(10.30)
где Gж – массовый расход сливаемой из цистерны жидкости, кг/ч;
срж – удельная массовая изобарная теплоёмкость сливаемых
СУГ, кДж/(кг·К);
tц – температура сливаемой жидкой фазы, °С;
1/3600 – переводной множитель из кДж/ч в кВт.
W3 = 10−3
2π ( tокр − tтр ) lтр
,
r2
1
1
1
+
ln +
α1r1 λ из r1 α 2 r2
(10.31)
где tтр – температура трубы, °С;
lтр – длина трубопровода, м;
α1 и α2 – коэффициенты теплообмена со стороны текущей среды
в трубе и окружающей среды соответственно, Вт/(м²·К);
λиз – коэффициент теплопроводности материала изоляции,
Вт(м·К);
r1 и r2 – наружный радиус трубы, м, соответственно без изоляции
и с ней.
W4 = b (W1 + W2 ) ,
(10.32)
где b – коэффициент, зависящий от W1; принимается 0,10–0,12 при
W1 < 58 кВт, 0,06–0,08 при W1 от 58 до 290 кВт и 0,04–0,06 при
W1 > 290 кВт.
Хранение газа в замороженном грунте происходит при избыточном давлении до 2,5 кПа. Льдогрунтовое хранилище сооружается в рыхлых водонасыщенных или слабообводнённых грунтах и
представляет собой котлован, вырытый в земле и покрытый герметичной и изолированной изнутри алюминиевой крышей
(рис. 10.19). Сооружение резервуара выполняется в следующей по349
следовательности. Сначала вокруг будущего хранилища по окружности бурят скважины на 3–5 м ниже глубины залегания водоупора,
которые служат для последующей установки перфорированных
труб, которые нужны для замораживания грунта вокруг котлована
при помощи жидкого пропана. Если грунт сухой, то перед замораживанием его пропитывают водой. Во время замораживания производят теплоизоляцию поверхности земли в местах укладки труб.
После замораживания подачу пропана прекращают и начинают рытьё котлована.
Рис. 10.19. Схема льдогрунтового изотермического хранилища:
1 – морозильные трубы; 2 – песчаная подсыпка; 3 – уровень жидкости;
4 – трубопровод для заполнения хранилища; 5 – дыхательная труба;
6 – трубопровод для отбора СУГ; 7 – крыша резервуара; 8 – пояс из
нержавеющей стали; 9 – льдогрунтовая оболочка; 10 – изоляция.
Замораживание грунта имеет следующие цели:
– обеспечить водонепроницаемость и прочность льдопородной
оболочки;
– сохранить проектное направление и габариты выработок и
прилегающих к ним коммуникаций;
– обеспечить максимальную скорость строительства.
Хранилище имеет два трубопровода (для закачки и слива хранимых СУГ), трубу с дыхательным клапаном. Заполнение хранилища
350
производится до уровня 0,6 м от верха котлована. Потери СУГ через грунт отсутствуют. Испаряющееся количество СУГ используется или в качестве топлива, или с помощью холодильной установки
сжижается и возвращается в хранилище. Данный способ является
одним из самых дешёвых.
10.8. Транспорт СУГ
Доставка СУГ потребителям может осуществляться следующими способами:
– железнодорожным транспортом в цистернах;
– автомобильным транспортом в цистернах или баллонах;
– морскими и речными судами;
– авиатранспортом;
– по трубопроводам.
Выбор способа транспортирования производится на основании
результатов технико-экономического расчёта.
Железнодорожным транспортом СУГ перевозят на большие
расстояния (свыше 300 км). Для перевозки используются специальные цистерны следующих моделей:
– 15-1780 объёмом 83,85 м³ и грузоподъёмностью 52,1 т (производитель – ОАО «Азовмаш», РФ);
Рис. 10.20. Четырёхосная цистерна для пропана, бутана и их смесей
модели 15-1780
– 15-1519-02 объёмом 75,7 м³ и грузоподъёмностью 49,0 т (производитель – ОАО «Азовмаш», РФ);
351
– 15-6855 объёмом 86,7 м³ и грузоподъёмностью 61 т (производитель – НПК «Объединённая Вагонная Компания», РФ);
– 15-9541 объёмом 163,1 м³ и грузоподъёмностью 89,1 т (производитель – НПК «Объединённая Вагонная Компания», РФ);
– 15-9542 объёмом 110 м³ и грузоподъёмностью 60,5 т (производитель – НПК «Объединённая Вагонная Компания», РФ) и пр.
Степень заполнения составляет до 85% от номинального объёма.
Цистерны окрашивают в светло-серый цвет для уменьшения поглощения солнечного излучения и нагревания продукта.
Рис. 10.21. Наполнение цистерн СУГ на Белорусском газоперерабатывающем
заводе
В верхней части цилиндрического резервуара, называемого котлом, находится люк, на крышке которого расположена арматура
(рис. 10.22). В центре смонтирован предохранительный клапан 7,
который предназначен для сброса части паров СУГ при повышении
давления сверх допустимого (для пропана – 2 МПа). Сверху и снизу
от предохранительного расположены угловые клапаны для наполнения 4 и слива 9, соединённые с трубами, доходящими почти до
дна цистерны. Для подачи или отбора паров СУГ служит клапан 6.
Контроль наполнения цистерны осуществляется через клапаны 2
352
и 3. Клапан 2, маховик которого окрашивают в зелёный цвет, сигнализирует о максимальном уровне наполнения цистерны, а клапан
3, конец трубки которого расположен на 50 мм выше конца трубки
клапана 2, является ограничительным (маховик обычно окрашивают в красный цвет). Контроль за опорожнением осуществляется с
помощью клапана 10, трубка которого установлена на уровне нижней плоскости трубок для слива и налива. При этом клапан 1 необходим для удаления столба жидкости из трубки клапана 10 после
его закрытия. Клапан 8 удаляет из цистерны отстоявшуюся воду и
тяжёлые углеводороды, конец трубки клапана располагается на
5 мм выше низа цистерны. Для контроля температуры в кармане 5,
представляющем из себя трубку с заваренным снизу концом, устанавливается термометр.
Рис. 10.22. Расположение арматуры на крышке люка цистерны:
1 и 10 – клапаны для контроля опорожнения; 2 и 3 – клапаны для контроля
уровня наполнения; 4 и 9 – угловые клапаны для наполнения и слива
сжиженного газа; 5 – карман для термометра; 6 – угловой клапан для отбора
и подачи паровой фазы сжиженного газа; 7 – предохранительный клапан;
8 – дренажный клапан для удаления воды.
Для перевозки на расстояния до 300 км используют автоцистерны. Автоцистерны, предназначенные для перевозки сжиженных
углеводородных газов, в продажу поступают объёмом от 1,5 до
45 м³ и более. Автоцистерны для перевозки 5–10 м³ СУГ монтиру353
ются на автомобильном шасси, а для перевозки 18–66 м³ – на автомобильных полуприцепах или прицепах.
Классификация автоцистерн:
1) по предназначению:
– транспортные, перевозящие большие объёмы СУГ с заводовизготовителей на кустовые базы, ГНС и крупным потребителям, где
производится их слив в резервуары;
– раздаточные, служащие для доставки СУГ потребителям с
разливом в баллоны или ёмкости газобаллонных установок автомобилей;
2) по типу транспортного средства:
– автомобиль-цистерна;
– полуприцеп, опирающийся передней частью на тягач, в качестве которого могут применяться автомобили производства МАЗ,
КамАЗ, ЗиЛ, VOLVO, MAN, DAF и пр.;
– прицеп;
3) по форме поперечного сечения ёмкости:
– круглого;
– овального;
– чемоданного;
4) по вместимости:
– малой (до 2 т);
– средней (2–5 т);
– большой (5–15 т);
– особо большой (свыше 15 т).
а)
б)
Рис. 10.23. Автоцистерна АЦТ-20 (а) и полуприцеп ППЦТ-38 (б)
(производитель – ГК «Алексеевка ХИММАШ» (РФ))
354
Широкое распространение получила транспортировка СУГ в автоцистернах-полуприцепах несущего типа.
Для снабжения индивидуальных потребителей, расположенных
вблизи ГНС и кустовых баз (до 30–50 км) используют автомобили,
гружённые баллонами с СУГ. Специальный автотранспорт – баллоновозы (рис. 10.24) – изготавливают на базе грузовых автомобилей,
например машины АСТБ-3307(09), АСТБ-3307(09)-01 и ACTBC41R1X изготавливаются на базовом шасси ГАЗ-3307, ГАЗ-ЗЗОЭ и
ГАЗ-С41 R1X( NEXT), АСТБ-437040 на базе МАЗ [37]. Автомобили
могут перевозить от 39 до 66 баллонов одновременно.
Рис. 10.24. Машина для перевозки баллонов АСТБ-3307 на базе шасси ГАЗ
Перевозка СУГ по морю применяется в случае, если страна не
имеет собственных месторождений и разделена морскими бассейнами (Япония, Великобритания, Дания и пр.). Первые перевозки
относятся к 1929 г., когда компания Shell начала транспортировать
СУГ из стран Карибского бассейна в Западную Европу. Транспорт
осуществляется танкерами, которые бывают трёх видов:
1) с резервуарами под высоким давлением, рассчитанными на
давление до 1,6 МПа, что примерно соответствует температуре
продукта 45°С. Вместимость резервуаров составляет до 2000 м³,
расход сливаемых СУГ – 30–200 т/ч. Применяются при сравнительно небольших грузопотоках и отсутствии холодильного оборудования на береговых базах;
355
2) с теплоизолированными резервуарами под пониженным давлением (полуизотермическими). СУГ транспортируются при промежуточном охлаждении (0±5°С) и пониженном давлении (0,3–
0,6 МПа). Вместимость резервуаров – 2000–13 000 м³, расход при
сливе – 100–420 т/ч. Используются при относительно высоких грузопотоках и наличии холодильного оборудования на береговых базах;
3) с изотермическими резервуарами, рассчитанными на перевозку глубоко охлаждённых СУГ. Вместимость резервуаров составляет
свыше 10 000 м³; расход сжиженных газов при сливе – 500 т/ч и более. Характеризуются большими размерами и используются при
больших грузопотоках и наличии высокопроизводительного холодильного оборудования.
На рис. 10.25 изображён танкер YUYO SPIRITS, выпущенный в
2009 г. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd (Япония). Вместимость резервуара составляет 78 500 м³.
Рис. 10.25. Танкер YUYO SPIRITS
Перевозка речным транспортом осуществляется на танкерах и
баржах. Устройство речных танкеров аналогично морским. На баржах СУГ перевозятся в резервуарах или баллонах. В качестве резервуаров используются съёмные резервуары РС-1600 геометрической ёмкостью 1,597 м³. При грузоподъёмности баржи 100 т на её
борту могут находится 68 резервуаров РС-1600 или 3000 баллонов
356
вместимостью 27 л; при грузоподъёмности 300 т – 128 или 6000 соответственно.
Доставка СУГ водным транспортом является наиболее экономичным видом транспорта.
Перевозка СУГ авиатранспортом применяется в северных районах при отсутствии тары и недостаточном запасе газа в навигационный период для промышленных и бытовых потребителей, а также
для газоснабжения экспедиций в Арктике и Антарктике. При использовании баллонов вместимостью 27 л в зависимости от дальности полёта и типа самолёта их число доходит до 500 шт. Используют погрузку в один и два яруса, причём баллоны устанавливают
строго вертикально. Погрузка и разгрузка баллонов осуществляется
вручную с автомобилей. Данный вид транспорта является самым
дорогим.
Трубопроводный транспорт используется при доставке СУГ с
заводов-изготовителей крупным потребителям, в основном предприятиям нефтехимии.
На рис. 10.26 представлена схема транспорта СУГ по магистральному трубопроводу. Сжиженные углеводородные газы забираются с ёмкостей хранения 1, которые располагаются на заводеизготовителе, подпорным насосом 2 подаются в основные насосы
головной насосной станции 3 и через узел замера расхода 4 поступают в магистральный газопровод. На магистральном трубопроводе
устанавливаются промежуточные насосные станции 5, которые
оборудуются аналогично головной станции. Расстояния между
промежуточными станциями определяются расчётом исходя из того, что давление после станции не должно превышать 5 МПа. Так
как центробежные насосы очень чувствительны к наличию газа в
жидкости, то для предотвращения регазификации давление в трубопроводах должно быть не менее чем на 0,5 МПа выше давления
насыщения при температуре перекачки СУГ. Для этого на входе в
насосные станции и в конце трубопровода устанавливают регуляторы давления «до себя» 7.
С учётом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы СУГ принимаются: во всасывающих трубопроводах – не более 1,2 м/с, в напорных – не более 3 м/с.
357
Рис. 10.26. Схема магистрального газопровода для перекачки СУГ:
1 – резервуары хранения; 2 – подпорный насос головной насосной станции;
3 – основные насосы головной насосной станции; 4 – узел замера расхода;
5 – промежуточная насосная станция; 6 – манометр для контроля давления;
7 – регулятор давления; 8 – резервуары хранения в конечном пункте.
10.9. Регазификация СУГ
Перед подачей в сети или непосредственно в газовые приборы
сжиженные углеводородные газы подвергаются регазификации –
обратному процессу перехода углеводородов из жидкого состояния
в газообразное при испарении или кипении жидкой фазы с дальнейшим перегревом паров. Чтобы процесс регазификации протекал
непрерывно, необходим постоянный подвод теплоты к жидкой и
паровой фазам. Отбор паров осуществляют через регулятор давления. Для нормальной работы приборов необходимо, чтобы давление
на входе в регулятор составляло 0,2–1,0 МПа, что соответствует
температуре жидкой фазы пропана (табл. 10.1) от –25 до 30°С. При
данных температурах теплоносителем может быть любой газ или
жидкость с более высокой температурой.
Регазификация бывает естественная и искусственная. Естественная происходит в тех же резервуарах и баллонах, в которых хранятся СУГ. Теплоносителем в данном случае является окружающий
воздух или грунт. Минимальное количество испаряющегося газа
при установке на открытом воздухе наблюдается в ночные часы и
наиболее холодные сутки, для заглублённых резервуаров – в весенние месяцы. Сначала испаряются лёгкие компоненты смеси (этан,
этилен, пропан и пропилен), а затем тяжёлые (н-бутан, н-бутилен и
н-пентан). Потребители при этом получают горючий газ различного
состава и различной удельной теплоты сгорания, а в резервуарах
может накапливаться жидкий неиспаряющийся остаток. Искусственная регазификация требует наличия специальных теплообменников, в которых интенсивность испарения СУГ увеличивается с
358
помощью стороннего теплоносителя с высокой температурой (горячей воды, водяного пара, продуктов сгорания или электронагревателя).
Для снабжения потребителей СУГ могут быть использованы
способы:
– с использованием индивидуальных или групповых баллонных
установок;
– с помощью групповых резервуарных установок с естественным
и искусственным испарением;
– с использованием групповых резервуарных установок по получению взрывобезопасных смесей газа с воздухом.
10.10. Индивидуальные баллонные установки
Индивидуальные баллонные установки применяются для снабжения СУГ отдельных потребителей с небольшим расходом газа
(одноквартирные и малоэтажные жилые дома, садовые домики
и т. п.). Согласно п. 13.6.1 [19] газоснабжение жилых домов от индивидуальной баллонной установки допускается только для целей
приготовления пищи.
Установки имеют не более двух баллонов, в самом простейшем
случае – баллон с установленным на нём регулятором давления.
Баллоны могут устанавливаться внутри зданий или на улице в специальных шкафах.
При размещении на улице индивидуальных баллонных установок необходимо, чтобы расстояние в свету по горизонтали составляло не менее:
– от оконных проёмов – 0,5 м;
– от дверных проёмов – 0,5 м (в РФ – 1,0 м);
– от дверных и оконных проёмов цокольных и подвальных этажей, а также канализационных колодцев и выгребных ям – 3,0 м.
Установки не располагают у аварийных выходов и со стороны
главных фасадов зданий, защищают от повреждения транспортом и
нагрева свыше 45°С. Прокладка газопроводов от размещённых вне
зданий баллонных установок должна быть, как правило, надземной.
При установке баллона в квартире его размещают на расстоянии
не менее 0,5 м от газовой плиты (за исключением встроенных баллонов) и 1 м от отопительных приборов.
359
Установка баллонов СУГ в производственных помещениях предусматривается в местах, защищённых от повреждения внутрицеховым транспортом, брызг металла и воздействия коррозионноактивных жидкостей и газов, а также от нагрева выше 45°С. Допускается размещать баллоны непосредственно у агрегатов, потребляющих газ, если это предусмотрено конструкцией агрегата.
Установка баллонов с СУГ запрещена в:
– жилых комнатах;
– цокольных и подвальных помещениях;
– помещениях, расположенных под обеденными и торговыми залами предприятий общественного питания, а также под аудиториями и учебными классами, зрительными (актовыми) залами общественных и производственных зданий, больничными палатами и другими аналогичными помещениями;
– помещениях без естественного освещения;
– помещениях и зданиях с массовым пребыванием людей (актовые и зрительные залы, больничные палаты и т. п.);
– помещениях гаражей и станций технического обслуживания,
оборудованных смотровыми ямами.
10.11. Групповые баллонные установки
Групповые баллонные установки используются для газоснабжения жилых многоквартирных зданий, мелких коммунальнобытовых и промышленных предприятий. В состав групповой баллонной установки входят:
– баллоны для СУГ;
– коллектор высокого давления;
– регулятор давления газа или автоматический регулятор-переключатель;
– общее отключающее устройство;
– показывающий манометр;
– предохранительный сбросной клапан (при наличии в регуляторе давления встроенного ПСК установка дополнительного клапана
не требуется);
– трубопроводы.
Согласно ТНПА РФ [20] в состав также должен входить предохранительный запорный клапан.
360
Максимальная суммарная вместимость баллонной установки не
должна превышать:
1) при газоснабжении жилых, административных и бытовых зданий, общественных зданий и сооружений, в том числе общественных зданий административного назначения:
– при установке у стен зданий – 600 л (0,6 м³);
– на расстоянии от здания – 1000 л (1,0 м³);
2) при газоснабжении промышленных и сельскохозяйственных
предприятий, складов, котельных и предприятий бытового обслуживания производственного характера:
– при установке у стен зданий – 1000 л (1,0 м³);
– на расстоянии от здания – 1500 л (1,5 м³).
Групповые баллонные установки размещают в шкафах из негорючих материалов или под защитными кожухами непосредственно
у зданий (не менее 3 м от оконных и дверных проёмов) или на расстоянии от них не менее приведённого в табл. 10.5.
Таблица 10.5
Минимальные расстояния от групповых баллонных
установок зданий, сооружений и инженерных сетей [19]
Здания, сооружения, инженерные сети
Общественные здания независимо от степени огнестойкости
Производственные здания промышленных предприятий, здания предприятий бытового обслуживания
производственного характера и другие здания степени
огнестойкости:
I–IV
V–VI
VII–VIII
Временные отдельно стоящие хозяйственные строения
Канализация, теплотрасса
Водопровод и другие бесканальные коммуникации
Колодцы подземных коммуникаций, выгребные ямы
Электрокабели и воздушные линии электропередачи
Расстояние от групповой
баллонной установки, м
25
8
10
12
8
3,5
2
5
в соответствии с ПУЭ
в соответствии с
ВСН 600-81 «Инструкция
Телефонные кабели и воздушные линии телефонной и
по монтажу сооружений
радиотрансляционной сети
устройств связи, радиовещания и телевидения»
361
Число баллонов в одной групповой установке определяется по
выражению
N = 3600
kоWном n
,
QнVб
(10.33)
где kо – коэффициент одновременности (табл. 5.12);
Wном – номинальная тепловая нагрузка приборов одной квартиры, кВт;
n – количество газифицируемых квартир;
Qн – низшая объёмная теплота сгорания паровой фазы СУГ,
кДж/м³;
Vб – расчётная испарительная способность одного баллона, м³/ч.
Для баллонов вместимостью 50 л испарительная способность
может быть принята для условий Республики Беларусь в среднем
0,3 м³/ч; для средней полосы России в холодный период она составляет 0,220–0,436 м³/ч.
10.12. Групповые резервуарные установки
Для снабжения газом крупных потребителей (многоэтажных жилых домов, коммунальных, промышленных и сельскохозяйственных предприятий) применяют групповые резервуарные установки,
состоящие из двух и более резервуаров, соединённых между собой
уравнительными парофазными и жидкостными трубопроводами.
Резервуары размещаются как над землёй, так и под ней. Подземные
резервуары устанавливают на глубину не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резервуара.
В состав резервуарной установки входят (рис. 10.27):
– резервуары;
– трубопроводы жидкой и паровой фаз;
– запорная арматура;
– регуляторы давления газа,
– ПЗК и ПСК;
– показывающий манометр, устанавливаемый до регулятора давления;
362
– штуцер с краном после регулятора давления для присоединения контрольного манометра;
– устройство для контроля уровня СУГ в резервуарах.
Рис. 10.27. Обвязка резервуара:
1 – наполнительная труба; 2 – контрольные трубки; 3 – дренажная труба;
4 – уравнительная труба; 5 – предохранительный сбросной клапан;
6 – манометр; 7 – трубопровод паровой фазы; 8 – предохранительный
запорный клапан; 9 – регулятор давления; 10 – байпас.
В зависимости от состава СУГ и климатических условий в состав
резервуарной установки могут входить также испарители или испарительные установки.
Максимальная общая вместимость резервуарной установки
должна быть менее:
1) при газоснабжении жилых и общественных зданий и сооружений: 5 м³ при надземной и 300 м³ при подземной установке;
2) при газоснабжении промышленных, сельскохозяйственных
предприятий и предприятий бытового обслуживания производственного характера: 20 м³ при надземной и 300 м³ при подземной
установке.
Максимальная вместимость одного резервуара должна быть не
более приведённой в табл. 10.6.
363
Таблица 10.6
Максимальная вместимость одного резервуара
Максимальная вместимость
одного резервуара, м³
надземного
подземного
Согласно требованиям ТКП 45-4.03-267-2012* (02250) [19]
Для стационарных резервуаров общей
вместимостью резервуарной установки до
5
5
20 м³ включительно
То же свыше 20 м³ до 50 м³ включительно
–
10
То же свыше 50 м³ до 100 м³ включи–
25
тельно
Тоже свыше 100 м³ до 300 м³ включи–
50
тельно
Для съёмных резервуаров общей вмести1,6
–
мостью резервуарной установки до 5 м³
Согласно требованиям СП 62.13330.2011* [20]
Для газоснабжения жилых, административных и бытовых зданий, общественных
зданий и сооружений, в том числе обще5
50
ственных зданий административного назначения
Газоснабжение
производственных
и
складских зданий, сельскохозяйственных
10
100
предприятий и котельных
Показатель
Расстояние в свету между подземными резервуарами должно
быть не менее 1 м, а между надземными резервуарами равно диаметру большего смежного резервуара, но не менее 1 м. Расстояние
от резервуаров до зданий зависит от способа их установки и геометрического объёма и приводится в нормативной литературе.
Резервуарные установки комплектуются в секции по две в каждой. На каждую секцию устанавливается одна надземная арматурная головка, размещающаяся на фланце горловины резервуара в
защитном кожухе.
На рис. 10.28 представлена схема подземной резервуарной установки. Резервуары секции объединяются трубопроводом жидкой
фазы 2, на котором устанавливается контрольная трубка 8 высотой
не менее 1 м от поверхности земли. Конструкция трубки должна
исключать возможность попадания в трубку атмосферных осадков.
Паровое пространство всех резервуаров подключается к общему
364
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
коллектору 3 с возможностью отключения каждой из секций посредством устройства 4, устанавливаемого на высоте не менее 0,5 м
от поверхности земли. Уклон газопроводов должен быть не менее
5‰ в сторону конденсатосборников (для подземных газопроводов)
или в сторону газоснабжаемой установки (для надземных газопроводов). Вместимость конденсатосборников следует приниматься не
менее 4 л на 1 м³ расчётного часового расхода газа.
Рис. 10.28. Схема групповой резервуарной установки:
1 – резервуары; 2 – трубопровод жидкой фазы; 3 – трубопровод паровой фазы;
4 – отключающее устройство; 5 – газопровод к потребителю; 6 – заглушка;
7 – защитный кожух арматурной головки; 8 – контрольная трубка.
Установки с естественным испарением используют теплоту окружающей среды (воздуха или грунта) и применяются для газоснабжения мелких потребителей, расход газа для которых невелик.
Расход испаряющихся в резервуарах СУГ зависит от многих
факторов: состава газа; степени заполнения резервуара (поверхности испарения); температуры и коэффициента теплопроводности
грунта; вида и толщины изоляции и интенсивности отбора паровой
фазы потребителями. Так как точный учёт данных факторов невозможен, то для практических расчётов используют номограммы
(рис. 10.29), составленные по экспериментальным данным для
резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м³.
Количество резервуаров Nрез, шт., в установке рассчитывается
исходя из расчётного расхода газа Vр, м³/ч, и объёмной производи365
тельности одного резервуара Vрез, м³/ч, определённой по номограмме, по выражению
N рез =
Vр
Vрез
.
(10.34)
Рис. 10.29. Номограммы для определения производительности подземных
резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м³:
I – резервуар 5 м³, заполнение 85%; II – резервуар 5 м³, заполнение 50%;
III – резервуар 5 м³, заполнение 35% и резервуар 2,5 м³, заполнение 50%;
IV – резервуар 2,5 м³, заполнение 85%; V – резервуар 2,5 м³, заполнение 35%;
А – Б – В – Г – Д – Е – Ж – ключ номограммы.
Расчётный расход газа для жилых домов определяется по формуле
Vр =
nWгод km kнеравн
365Qн
,
(10.35)
где n – число жителей, пользующихся газом, чел.; при отсутствии
данных n принимается по числу газифицируемых квартир и коэффициенту семейности для газифицируемого района;
366
Wгод – годовая норма расхода теплоты для жилых зданий
(табл. 5.1), кДж/год;
km = 0,12 – коэффициент часового максимума;
kнеравн – коэффициент суточной неравномерности потребления
газа в течение года; принимается kнеравн = 1,4 – при наличии в квартирах только газовых плит; kнеравн = 2,0 – при наличии плит и проточных водонагревателей;
Qн – низшая объёмная теплота сгорания паровой фазы СУГ,
кДж/м³.
Действительная производительность установки находится по
выражению
д
Vрез
= Vрез N рез m,
(10.36)
где m – коэффициент теплового взаимодействия; для одного резервуара m = 1, для двух – m = 0,93; трёх – m = 0,84; четырёх – m =
= 0,74; шести – m = 0,67; восьми – m = 0,64; при большем – определяется экстраполяцией.
Установки с естественным испарением СУГ имеют ряд существенных недостатков:
– из-за малой интенсивности подвода теплоты производительность установок невелика;
– увеличение производительности установки возможно только
увеличением числа резервуаров, что повышает металлоёмкость и
затраты на возведение установки;
– возможность перебоев в газоснабжении при интенсивном отборе газа, так как при этом понижается температура в резервуаре и,
соответственно, давление насыщения СУГ;
– фракционное испарение;
– невозможность использования неиспарившегося остатка (бутан, пентан).
Данные недостатки устраняются в установках с искусственным
испарением СУГ, которые имеют специальный теплообменный аппарат – испаритель.
По принципу действия испарители бывают:
– жидкостные;
– электрические;
367
– огневые (прямого горения).
По способу размещения:
– внешние (отдельно стоящий блок, собираемый на раме или в
шкафу);
– погружные (помещаются в резервуар для хранения СУГ).
По конструкции:
– змеевиковые;
– плёночные;
– трубчатые.
На рис. 10.30 приведена принципиальная схема установки с искусственной регазификацией СУГ со змеевиковым испарителем.
Рис. 10.30. Принципиальная схема установки с искусственной регазификацией:
1 – резервуар; 2 – трубопровод жидкой фазы; 3, 8–10 – запорные устройства;
4 – трубопровод паровой фазы из резервуара; 5 и 7 – предохранительные
сбросные клапаны; 6 – испаритель; 11 – предохранительный запорный клапан;
12 – регулятор давления.
Установка работает следующим образом. Когда отключающие
устройства 3 и 8 закрыты, потребителям поступает паровая фаза,
полученная при естественной регазификации. В случае необходимости повышения расхода или испарения остатков кран 9 закрыт, а
жидкая фаза под давлением собственных паров поступает из резер368
вуара 1 в испаритель 6, где происходят передача теплоты от горячей
воды и испарение СУГ.
На рис. 10.31 представлена схема испарителя Algas-SDI
Azeovaire W с теплоносителем горячей водой. В случае использования водяного пара вместо буквы W (water) в названии будет буква S
(steam).
Рис. 10.31. Схема испарителя Algas-SDI Azeovaire W
(производитель – Algas-SDI International, LLC, США):
1 – патрубок для отвода газа к потребителю; 2 – корпус;
3 – предохранительный сбросной клапан; 4 – индикатор температуры;
5 – датчик уровня; 6 – фильтр; 7 – электромагнитный клапан; 8 – вход жидкой
фазы СУГ; 9 – патрубок выхода воды; 10 – патрубок входа воды;
11 – теплообменник.
Жидкая фаза СУГ поступает на вход в испаритель 8 через сетчатый фильтр 6 и электромагнитный клапан 7. Предельно допустимый уровень жидкой фазы контролируется уровнемером 5, сигнал с
которого управляет электромагнитным клапаном 7, ограничивая
поступление СУГ в испаритель. Поступающая на вход горячая вода
(пар) в нижнюю часть испарителя через теплообменник 11 нагревает СУГ до температуры активного парообразования. Выход паровой
фракции СУГ происходит через патрубок 1 к потребителю. Отдав369
шая теплоту горячая вода или образующийся при работе испарителя
конденсат удаляется через патрубок 9. В случае превышения давления паровой фазы СУГ срабатывает расположенный в верхней части испарителя предохранительный сбросной клапан 3. Контроль за
температурой паровой фазы СУГ осуществляет датчик температуры, который также вырабатывает сигнал для управления электромагнитным клапаном, отвечающим за поступление жидкой фазы
СУГ в испаритель.
Электрический испаритель Algas-SDI Torrexx TX (рис. 10.32) относится к электрическим испарителям, в которых для испарения
жидкой фазы СУГ применяются залитые алюминием электрические
ТЭН. Конструкция Torrexx является взрывобезопасной и исключает
возможность переполнения испарителя.
Рис. 10.32. Схема испарителя Algas-SDI Torrexx TX
(производитель – Algas-SDI International, LLC, США):
1 – электрический ввод; 2 – блок управления; 3 – температурный датчик;
4 – нагревательный элемент; 5 – сферический поплавок; 6 – изоляционный
кожух; 7 – предохранительный сбросной клапан; 8 – выход паровой фазы;
9 – электромагнитный клапан; 10 – вход жидкой фазы; 11 – манометр;
12 – предохранительный сбросной клапан; 13 – камера испарителя;
14 – паровая фаза СУГ; 15 – жидкая фаза СУГ.
370
Жидкая фаза СУГ поступает на вход в испаритель 10 в камеру 13
через электромагнитный клапан 9. С помощью нагревательных элементов 4 происходит переход жидкой фазы в паровую, которая с
выхода 8 поступает к потребителю. Для предотвращения попадания
жидкой фазы к потребителю, а также для контроля за уровнем жидкой фазы служит сферический поплавок 5. Он перекрывает клапан 7
в случае, если уровень жидкой фазы СУГ превышает допустимый.
В случае если давление паровой фазы превышает критический уровень, срабатывает предохранительный сбросной клапан 12. Электромагнитный клапан 9 устроен таким образом, чтобы в случае необходимости излишки жидкой фазы могли возвращаться обратно в
ёмкость.
Для испарения при отсутствии электроэнергии могут использоваться автономные испарители прямого горения, например изображённый на рис. 10.33 Direct Fired.
Рис. 10.33. Схема испарителя «Direct Fired»
(производитель – Algas-SDI International, LLC, США):
1 – дифференциальный клапан; 2 – предохранительный клапан; 3 – регулятор
давления газа на горелку; 4 – датчик контроля температуры;
5 – теплообменник; 6 – поплавок; 7 – регулятор давления паровой фазы;
8 – резервуар; 9 – горелка; 10 – клапан подачи жидкой фазы.
Жидкая фаза СУГ поступает в теплообменник 5 при открытом
клапане 6. При охлаждении датчика температуры 4 ниже определённого уровня запускается горелка 9, которая нагревает СУГ до
371
кипения, создавая избыточное давление. Наполнение испарителя
жидкой фазой из резервуара 8 в испаритель прекратится в двух случаях:
– если уровень жидкой фазы СУГ повысится настолько, что перекроет клапан подачи жидкой фазы 10;
– если давление в испарителе будет таким же, как давление в резервуаре.
В случае низкого потребления паровой фазы давление в испарителе будет расти. Когда давление в испарителе превысит давление в
резервуаре, жидкая фаза благодаря дифференциальному клапану 1
будет поступать обратно в резервуар. Датчик контроля температуры
4 среагирует на повышение температуры в теплообменнике и выключит горелку. При увеличении потребления паровой фазы давление в теплообменнике понижается, открывается клапан подачи
жидкой фазы и ненагретая жидкая фаза СУГ начинает поступать в
теплообменник. Температура жидкой фазы СУГ в теплообменнике
понижается, в результате чего температурный датчик запускает
цикл нагрева.
Предохранительный сбросной клапан 2 предназначен для защиты испарителя путём сбрасывания газа из системы в случае превышения давления сверх заданного.
Преимущества использования установок с искусственной регазификацией:
– состав испарённого газа постоянен и соответствует составу
жидкой фазы, находящейся в резервуаре;
– достаточно высокая производительность установок, не зависящая от количества жидкости и внешних температурных условий;
– повышение производительности не требует увеличения числа
резервуаров;
– возможность использования сжиженных газов с большим содержанием бутана.
В зависимости от используемого испарителя искусственное испарение имеет следующие недостатки:
– необходимость непрерывного обеспечения поступления теплоты от внешнего источника;
– необходимость установки автоматики безопасности и регулирования процесса испарения;
372
– опасность перегрева или замораживания испарителей;
– возможность конденсации СУГ в трубопроводах потребителя.
10.13. Газосмесительные установки
Из-за различного состава природного газа и СУГ (в первом преобладает метан, во втором – пропан и бутан) свойства газов неодинаковы. Плотность и теплота сгорания сжиженного газа выше, чем
природного. Это вызывает проблемы при использовании СУГ в качестве резервного топлива при прекращении подачи природного
газа или его нехватке. В данном случае проектируют газосмесительные установки. Помимо вышеприведённого примера, данные
установки проектируются в следующих случаях:
– при газоснабжении районов или объектов, которые в перспективе будут снабжаться природным газом;
– для покрытия пиковых нагрузок в сетях природного газа в периоды часового, суточного или сезонного максимума;
– при использовании в системах газоснабжения технического
бутана.
Состав газа рассчитывается исходя из следующих соображений.
Во-первых, потери давления в сети при использовании природного
газа и смеси должны быть одинаковы. Во-вторых, расходы газа,
проходящего по газопроводам, должны быть равны между собой.
Таким образом, полагая квадратичный режим сопротивления, можно записать
Δp = ζ
ρ w2
ρг wг2
= ζ см см ,
2
2
(10.37)
где Δр – потери давления в сети, Па;
ζ – коэффициент сопротивления системы, зависимостью которого от состава газа можно пренебречь;
wг и wсм – объёмный расход природного газа и смеси соответственно, м³/ч;
ρг и ρсм – плотность природного газа и горючей смеси соответственно, кг/м³.
Расходы газа можно определить исходя из требуемого расхода
теплоты W, кДж/ч, и низшей теплоты сгорания
373
W
wг ( см ) =
FQн (
г см )
,
где F – площадь поперечного сечения трубопровода, м².
Подставляя в (10.37), получим
2
2
ρ  W 
ρ  W 
Δp = ζ г 
= ζ см 
 .
г 
2  FQн 
2  FQнсм 
Из данного выражения следует, что величина Qн / ρ должна
быть постоянной. Разделив в знаменателе плотность газа на плотность воздуха, получим число Воббе Wo.
При смешивании 1 м³ СУГ и объёма воздуха Vв, м³, низшая теплота сгорания и плотность смеси будут составлять
QнСУГ
;
1 + Vв
ρ + ρвVв
ρсм = СУГ
,
1 + Vв
Qнсм =
где ρв – плотность воздуха, кг/м³.
Приравняв величины Qн / ρ для природного газа и газовоздушной смеси, получаем
Qнг
ρг
=
QнСУГ 1 + V
(1 + Vв )
ρСУГ + ρвVв
=
QнСУГ
(1 + Vв )( ρСУГ + ρвVв )
.
Так как ρв = ρСУГ/sСУГ, где sСУГ – относительная плотность паровой фазы СУГ по воздуху, после соответствующих преобразований
предыдущее выражение примет вид
2

V   Q СУГ  ρ
(1 + Vв ) 1 + в  =  н г  г .
 sСУГ   Qн  ρСУГ
374
(10.38)
Исходя из данного выражения можно определить оптимальный
состав газовоздушной смеси. Установлено, что для замены природного газа целесообразно применять смеси, состоящие из 47% бутана
и 53% воздуха, 58% пропана и 42% воздуха. Их можно транспортировать при низком давлении и в газообразном состоянии при температурах выше –17 и –37°С соответственно.
Для получения газовоздушных смесей используют струйные аппараты:
– для низкого давления (до 5 кПа) – эжекторы;
– для среднего давления (5–300 кПа) – газоструйные компрессоры.
Для нагнетания воздуха применяют вентиляторы низкого, среднего и высокого давления, а также поршневые и ротационные компрессоры. Для перекачки СУГ используют насосы и компрессоры.
а)
б)
Рис. 10.34. Общий вид (а) и принципиальная схема (б) работы смесительной
установки FAS 4000 [40] (производитель – Flüssiggas-Anlagen GmbH, ФРГ)
На рис. 10.34 представлена комбинированная испарительносмесительная установка FAS 4000, которая производятся двух ти375
пов: ND (низкого давления) и HD (высокого давления). Производительность установки может составляет 50–1600 м³/ч, максимальное
давление на выходе – 50 кПа. В состав агрегата входят:
– насосы для забора СУГ из газгольдера;
– испарители с электрическим нагревом;
– смесители;
– регуляторы давления;
– контрольно-измерительные приборы;
– буферные ёмкости для готовой газовоздушной смеси.
10.14. Особенности гидравлического расчёта
трубопроводов СУГ
В трубопроводах жидкой фазы СУГ должно предотвращаться её
вскипание. Для этого необходимо, чтобы давление в любой точке
трубопровода было выше максимального парциального давления
паров смеси при температуре перекачки. Таким образом, давление в
начале газопровода Рн, МПа, должно составлять
Pн = Δртр + Δрм.с + Pнас + рдоп ,
(10.39)
где Δртр и Δрм.с – потери давления на трение и в местных сопротивлениях соответственно, МПа;
Рнас – давление насыщения паров смеси, МПа;
рдоп = 0,5–0,7 МПа – дополнительное избыточное давление в
трубопроводе.
Порядок расчёта трубопроводов следующий.
1. По известному составу СУГ определяют плотность ρж, кг/м³, и
кинематическую вязкость νж, м²/с, жидкой фазы, а также давление
насыщения Рнас, МПа, паров смеси.
2. По заданной скорости движения w, м/с, и известному расходу
Vр, м³/ч, определяют требуемый внутренний диаметр трубопровода
d внтр , м, по выражению
d внтр =
V
.
900πwж
376
(10.40)
По сортаменту труб выбирают ближайший больший диаметр
трубопровода.
Как отмечалось ранее, средние скорости движения жидкой фазы
СУГ принимаются:
– во всасывающих трубопроводах – не более 1,2 м/с;
– в напорных – не более 3 м/с.
3. Рассчитываются потери давления на трение по формуле Дарси-Вейсбаха
Δртр = λ
l ρж wж2
⋅ 10−6 ,
d вн 2
(10.41)
где λ – коэффициент трения, определяемый по формуле Альтшуля
(6.19);
l – длина газопровода, м;
10–6 – переводной коэффициент из Па в МПа.
4. Определяются потери давления в местных сопротивлениях.
Они принимаются равными (1,0–1,5)% от линейных потерь давления, т. е.
Δрм.с = ( 0,010 − 0,015 ) Δртр .
(10.42)
5. Определяют требуемое начальное давление на выходе из насосной станции по (10.49).
Газопроводы паровой фазы СУГ рассчитываются как газопроводы природного газа по приведённым в разделе 6 методам.
377
11. Теоретические основы сжигания газа
11.1. Реакции горения
Горение – сложный физико-химический процесс быстрого окисления горючих компонентов топлива (углерода, водорода, иногда
серы) с выделением теплоты, света и продуктов сгорания.
Для описания реакций горения служат стехиометрические уравнения, которые качественно и количественно характеризуют реагенты и продукты. Для примера приведём реакции горения водорода, оксида углерода, сероводорода и углеводородов:
H 2 + 0,5O 2 = H 2 O + Q;
CO + 0,5O 2 = CO 2 + Q;
H 2S + 1,5O 2 = H 2 O + SO 2 + Q;
CH 4 + 2O 2 = 2H 2 O + CO 2 + Q;
C2 H 6 + 3,5O 2 = 3H 2 O + 2CO 2 + Q;
C3 H8 + 5O 2 = 4H 2 O + 3CO 2 + Q;
C4 H10 + 6,5O 2 = 5H 2 O + 4CO 2 + Q и т. д.
Исходя из последних четырёх уравнений можно определить общее уравнение реакции горения любого углеводорода
m
m

Cn H m +  n +  O 2 = H 2 O + nCO 2 + Q.
4
2

В реальности процессы горения протекают сложнее, чем по приведённым выше уравнениям, так как совместно с разветвлением
цепей происходит их обрыв из-за образования промежуточных стабильных соединений. В дальнейшем эти соединения в зоне высоких
температур могут претерпевать дальнейшие изменения и при наличии кислорода образуются диоксид углерода и водяной пар. Если
же кислорода будет не хватать или зона реакции будет вынужденно
охлаждаться, то промежуточные соединения могут стабилизиро378
ваться и поступать в окружающую среду вместе с продуктами сгорания.
Для реакции горения водорода зарождение цепи связано с образованием активных радикалов (атомарного водорода и гидроксильной группы) по двум возможным направлениям
H 2 + O 2 = 2OH;
H 2 + M = H + H + M,
где М – прочая активная молекула.
Дальнейший механизм протекания реакции имеет вид:
+...
H 2 → H2O + H
+
H + O 2 → O + OH
+
+...
H 2 → OH + H
+
H 2 → H 2O + H
+...
В итоге единичного цикла получаем, что в реакцию вступает
один активный атом водорода, а выделяется три, т. е. реакция развивается лавинообразно:
H + 3H 2 + O 2 → 2H 2 O + 3H.
Образовавшиеся атомы водорода могут дать начало новой реакции или рекомбинироваться в стабильную молекулу Н + Н = Н2,
замедляющую развитие цепи.
Горение монооксида углерода происходит при температуре
свыше 700°С при наличии в смеси с кислородом некоторого количества водяного пара. Реакция выглядит следующим образом
379
+...
СО → СО 2 + H
+
О 2 → OH + O
+
+
H 2 O → OH + H
СО → СО 2
+
СО → СО 2 + H
+...
Механизм горения метана состоит из следующих этапов:
1) метан распадается на неустойчивый радикал СН3 и атомарный
водород Н:
СH 4 → СH 3 + H;
2) атом водорода реагирует с молекулой кислорода и образует
атомарный кислород и гидроксильную группу:
H + О 2 → О + ОН;
3) разложение радикала СН3 может произойти тремя способами,
в результате которых получается одно и то же соединение – формальдегид НСНО:
а) отщепление от радикала водорода с образованием углеводородной группы СН с её последующей реакцией с гидроксильной
группой, в результате которой опять образуется формальдегид:
СH 3 → СH + H + H,
СH + ОH → НСНО;
б) соединение радикала с гидроксильной группой с образованием сравнительно неустойчивого метилового спирта СН3ОН, при
окислении которого также образуется формальдегид:
380
СH 3 + ОH → СH3ОH,
СH3ОH + О → НСНО + Н 2 О;
в) непосредственное окисление радикала СН3:
СH 3 + О 2 → НСНО + ОН;
4) в продолжении возможны два варианта:
а) разложение формальдегида на монооксид углерода и водород:
НСНО → СО + Н 2 ;
б) окисление формальдегида с образованием конечных продуктов – углекислого газа и водяного пара:
НСНО + О 2 → СО 2 + Н 2 О.
Скорость протекания реакции горения (как и любой химической
реакции) w, моль/(м³·с), определяется выражением
w = kC1a C2b ,
(11.1)
где k – константа скорости реакции, характеризующая число эффективных столкновений молекул, приводящих к реакции, и зависящая
от природы реагентов и температуры;
С1 и С2 – концентрации реагентов, моль/м³;
a и b – стехиометрические коэффициенты при реагирующих веществах в уравнении реакции.
Константа скорости определяется по уравнению Аррениуса
k = k0 e
−
Eакт
RT
,
(11.2)
где k0 – предэкспоненциальный множитель, называемый также вероятностным фактором, характеризующий полное число столкновений всех молекул (активных и неактивных) в единице объёма
381
реагирующей смеси; для стехиометрических гомогенных смесей
k0 ≈ 1;
Еакт – энергия активации, т. е. минимальная энергия, необходимая для разрыва существующих связей молекул и образования активных частиц, обеспечивающих эффективность столкновений,
кДж/моль;
RM = 8314,4 кДж/(моль·К) – универсальная газовая постоянная;
T – абсолютная температура смеси, К.
Данные уравнения представляют только молекулярную сторону
протекания реакции со стехиометрическими соотношениями реагентов и продуктов. В ряде случаев горение не подчиняется данным
законам, так как в реальности скорость может быть выше, чем рассчитанная по (11.1). Реакции, как было показано выше, имеют
сложный характер и характеризуются рядом промежуточных химических преобразований, которые представляют разветвлённые цепные реакции. Согласно теории цепных реакций акад. Н. Н. Семёнова, в ходе протекания реакций активные молекулы порождают
больше новых активных молекул или ионов, чем было изначально.
Прерывание цепи образования возможно из-за какого-либо внешнего обстоятельства. В процессе реакции возникают новые соединения, энергия активации которых меньше, чем исходных компонентов. Из-за этого цепочка промежуточных реакций протекает с
большими скоростями.
11.2. Расчёты процесса горения
При расчёте сжигания газа принимают, что объёмный состав сухого воздуха составляет: азот – 79%, кислород – 21%. Из этого следует, что 1 м³ кислорода содержится в 100/21 = 4,76 м³ воздуха и на
1 м³ кислорода приходится 79/21 = 3,76 м³ азота. Так как 1 моль газа
при н. у. занимает примерно одинаковый объём, то реакции горения
примут вид
H 2 + 0,5O 2 + 0,5 ⋅ 3,76N 2 = H 2 O + 0,5 ⋅ 3,76N 2 ;
   
1 м3
1 м3
0,5⋅4,76 = 2,38 м3
0,5⋅3,76 =1,88 м3
CO
+ 0,5 ⋅ 3,76N ;
2 + 0,5 ⋅ 3,76N 2 = CO
 + 0,5O

 2 2
1 м3
1 м3
0,5⋅4,76 = 2,38 м3
382
0,5⋅3,76 =1,88 м3
H 2S + 1,5O 2 + 1,5 ⋅ 3,76N 2 = H 2 O + SO 2 + 1,5 ⋅ 3,76N 2 ;
 
   
1 м3
1 м3
1,5⋅4,76 = 7,14 м3
1 м3
1,5⋅3,76 = 5,64 м3
m
m
m


Cn H m +  n +  ( O 2 + 3,76N 2 ) = H 2 O + nCO 2 + 3,76  n +  N 2 .
4
2
4


Анализируя данные выражения, можно вывести общее выражение для определения теоретического количества сухого воздуха Vтс ,
м³/м³, требуемого для горения 1 м³ газа:
(
Vтс = 4,76 0,5 yН2 + 0,5 yСО + 1,5 yН2S +
k
m


+   n +  yCn Hm − yО2  ,
4
i =1 

(11.3)
где yН2 , yСО , yН2S , yCn Hm и yО2 – объёмная концентрация соответственно водорода, монооксида углерода, сероводорода, углеводородов и кислорода в газе.
Количество влажного воздуха будет больше на величину содержащихся водяных паров:
Vтвл = Vтс (1 + 0,00124 f в ) ,
(11.4)
где 0,00124 м³/г – удельный объём водяных паров;
fв – абсолютная влажность воздуха, г/м³.
При использовании влагосодержания dв, г/кг сухого воздуха
(г/ кг с. в.), формула принимает вид
 1, 24ρв d в
Vтвл = Vтс 1 +
1000


,

(11.5)
где ρв – плотность воздуха, кг/м³.
При неизвестном химическом составе газа теоретическое количество воздуха может быть определено по формуле В. Г. Шухова
383
Vтвл = 2,67 ⋅ 10−4 Qнсм ,
(11.6)
где Qнсм – низшая объёмная теплота сгорания газовой смеси,
кДж/м³.
В реальности необходимо подать большее количество воздуха
из-за несовершенства процесса смешения газа и окислителя. Действительный расход газа составит
Vдв = αVтвл ,
(11.7)
где α – коэффициент расхода воздуха1; принимается в зависимости
от типа горелочного устройства и обычно составляет α = 1,05–1,20.
Количество продуктов сгорания зависит от состава газа. Ниже
приводятся выражения для расчёта основных компонентов:
k
VСО2 = yСО + yСО2 +  nyCn Hm ;
(11.8)
i =1
k
VН2О = yН2 + 
i =1
m
yCn Hm + 0,00124 ( f г + αf вVтс ) + yH2S ; (11.9)
2
VN2 = yN2 + 0,79αVтс ;
(11.10)
VО2 = 0, 21( α − 1)Vтс ;
(11.11)
VSО2 = yH2S ,
(11.12)
где fг – абсолютная влажность газа, г/м³.
Количество выделяемых продуктов сгорания Vпр.сг , м³/м³, определяется суммой количеств всех компонентов
Vпр.сг = VСО2 + VН2 О + VN2 + VО2 + VSО2 .
1
(11.13)
В технической литературе часто употребляется термин «коэффициент избытка
воздуха», что не вполне верно, так как в горелках с предварительным смешением α
может быть меньше единицы.
384
Рассчитать вышеприведённые величины можно с использованием углеродного числа n . Расчётные выражения будут иметь следующий вид [52]:
Vтс = ( 7, 2n + 2, 4 )(1 − В ) ;
VСО2 = n (1 − В ) + yСО2 ;
VН2О = ( n + 1)(1 − В ) + 0,00124 ( f г + αf вVтс ) ;
(11.14)
(11.15)
(11.16)
VN2 = yN2 + α ( 5,7 n + 1,9 )(1 − В ) ;
(11.17)
VО2 = ( α − 1)(1,5n + 0,5 )(1 − В ) ;
(11.18)
Vпр.сг = 0,5 ( n + 1 + 14, 2αn + 4,8α )(1 − В ) + yСО2 + yN2 +
+0,00124 ( f г + αf вVтс ) .
(11.19)
Пример 11.1. Рассчитать требуемое для сжигания количество воздуха и выход
продуктов сгорания для природного газа, состав которого приведён в примере 1.1.
Температура воздуха 20°С, относительная влажность 50%. Абсолютная влажность
газа fг = 0. Коэффициент расхода воздуха примем α = 1,1.
Теоретическое количество сухого воздуха
Vтс = 4,76 · (0,5 · 0 + 0,5 · 0 + 1,5 · 0 + (1 + 4/4) · 0,97756 + (2 + 6/4) · 0,00826 +
+ (3 + 8/4) · 0,00254 + (4 + 10/4) · 0,00103 + (5 + 12/4) · 0,00019 – 0,00070) =
= 9,54 м³/м³.
При температуре 20°С максимальная абсолютная влажность равна 17,3 г/м³.
Тогда fв = 17,3·0,5 = 8,65 г/м³
Vтвл = 9,54·(1 + 0,00124·8,65) = 9,64 м³/м³.
Действительное количество влажного воздуха, необходимое для горения, будет
равно
Vдв = 1,1·9,64 = 10,60 м³/м³.
Количество компонентов продуктов сгорания:
VСО2 = 0 + 0,00030 + 1 · 0,97756 + 2 · 0,00826 + 3 · 0,00254 + 4 · 0,00103 +
+ 0,00019×5 = 1,01 м³/м³;
385
VН2 О = 0 + 0,97756 · 4/2 + 0,00826·6/2 + 0,00254·8/2 + 0,00103 · 10/2 + 0,00019×
×12/2 + 0,00124 · (0 + 1,1 · 8,65 · 9,54) = 2,11 м³/м³;
VN2 = 0,00942 + 0,79 · 1,1 · 9,54 = 8,30 м³/м³;
VО2 = 0,21 · (1,1 – 1) · 9,54 = 0,20 м³/м³.
Суммарное количество продуктов сгорания составляет
Vпр.сг = 1,01 + 2,11 + 8,30 + 0,20 = 11,62 м³/м³.
Определим те же величины через углеродное число, которое составляет n =
= 1,02 при балласте В = 0,01042.
Vтс = (7,2·1,02 + 2,4)·(1 – 0,01042) = 9,64 м³/м³;
Vтвл =9,64·(1 + 0,00124 · 8,65) = 9,74 м³/м³;
Vдв =1,1·9,74 = 10,71 м³/м³;
VСО2 = 1,02·(1 – 0,01042) +0,00030 = 1,01 м³/м³;
VН2 О = (1,02 + 1)·(1 – 0,01042) + 0,00124·(0 + 1,1 · 8,65 · 9,64) = 2,00 м³/м³;
VN2 = 0,00942 + 1,1 · (5,7 · 1,02 + 1,9)·(1 – 0,01042) = 8,41 м³/м³;
VО2 = 0,21 · (1,5 · 1,02 + 0,5)·(1 – 0,01042) = 0,20 м³/м³;
Vпр.сг = 0,5 · (1,02 + 1 + 14,2·1,1·1,02 + 4,8 · 1,1)·(1 – 0,01042) + 0,00030 +
+ 0,00942 + 0,00124·(0 + 1,1 · 8,65 · 9,64)·1/1000 = 11,63 м³/м³.
Сравнивая полученные при двух вариантах расчёта значения, можно заметить,
что определённые через углеродное число немного выше. Расхождение между значениями количества продуктов сгорания составляет всего 1,8%.
11.3. Температуры горения
Различают следующие температуры горения газа:
– жаропроизводительность tж, °С;
– калориметрическую tк, °С;
– теоретическую tт, °С;
– действительную tд, °С.
Жаропроизводительность – это такая максимальная температура продуктов полного сгорания газа, которую они достигли бы при
сжигании в адиабатических условиях с коэффициентом расхода
386
воздуха α = 1 и температуре газа и воздуха 0°С. Исходя из уравнения теплового баланса можно записать
n
n
i =1
i =1
Qнсм =  hi = tж Vi c′pi ,
(11.20)
где hi – энтальпия продуктов сгорания, отнесённая к 1 м³ газа,
кДж/м³;
Vi – количество компонента продуктов сгорания, образовавшегося при горении 1 м³ газа, м³/м³;
c′pi – средняя удельная изобарная объёмная теплоёмкость компонента, кДж/(м³·К), данные приведены в табл. 11.1.
Применительно к наиболее распространённым составам газа, не
включающим в себя сероводород, получим
tж =
VСО2 c′pСО2
Qнсм
.
+ VН2 О c′pН 2 О + VN2 c′pN2
(11.21)
Для расчётов предварительно задаются жаропроизводительностью (для природного газа – около 2000°С, СУГ – около 2100°С),
выбирают соответствующие данной температуре теплоёмкости
компонентов, а затем рассчитывают действительную жаропроизводительность и сравнивают с заданной. В случае их равенства расчёт
оканчивают, в обратном – заново задаются температурой и производят расчёт.
Таблица 11.1
Средняя объёмная изобарная теплоёмкость газов, кДж/(кг·К)
Температура,
°С
CO2
N2
O2
H2O
(водяные
пары)
0
100
200
300
1,5981
1,7186
1,8018
1,8770
1,2970
1,2991
1,3045
1,3112
1,3087
1,3209
1,3398
1,3608
1,4990
1,5103
1,5267
1,5473
387
Воздух
влажный
сухой
на 1 м3
сухого газа
1,2991
1,3230
1,3045
1,3285
1,3142
1,336
1,3217
1,3465
Температура,
°С
CO2
N2
O2
H2O
(водяные
пары)
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
1,9858
2,003
2,0559
2,1034
2,1462
2,1857
2,2210
2,2525
2,2819
2,3079
2,3323
2,3545
2,3751
2,3944
2,4125
2,4289
2,4494
2,4591
2,4725
2,4860
2,4977
2,5091
1,3213
1,3327
1,3453
1,3587
1,3717
1,3857
1,3965
1,4087
1,4196
1,4305
1,4406
1,4503
1,4587
1,4671
1,4746
1,4822
1,4889
1,4952
1,5011
1,5070
1,5166
1,5175
1,3822
1,4024
1,4217
1,3549
1,4549
1,4692
1,4822
1,4902
1,5063
1,5154
1,525
1,5343
1,5427
1,5511
1,5590
1,5666
1,5737
1,5809
1,5943
1,5943
1,6002
1,6045
1,5704
1,5943
1,6195
1,6464
1,6737
1,7010
1,7283
1,7556
1,7825
1,8085
1,8341
1,8585
1,8824
1,9055
1,9278
1,9698
1,9694
1,9891
2,0252
2,0252
2,0389
2,0593
Продолжение табл. 11.1
Воздух
влажный
сухой
на 1 м3
сухого газа
1,3335
1,3587
1,3469
1,3787
1,3612
1,3873
1,3755
1,4020
1,3889
1,4158
1,4020
1,4293
1,4141
1,4419
1,4263
1,4545
1,4372
1,4658
1,4482
1,4771
1,4582
1,4876
1,4675
1,4973
1,4763
1,5065
1,4843
1,5149
1,4918
1,5225
1,4994
1,5305
1,5376
1,5376
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
При сжигании газа в атмосферном воздухе, содержащем около
1% об. водяных паров, жаропроизводительность снижается на 25–
30°С.
Калориметрическая – это максимальная температура, определяемая без учёта диссоциации водяных паров и углекислого газа, но
с учётом реальной температуры газа и воздуха:
n
Qнсм + hфиз = tк Vi c′pi ,
(11.22)
i =1
где hфиз = hв + hг – физическая теплота (энтальпия) воздуха и газа,
отнесённая к 1 м³ газа и отсчитываемая от 0°С, кДж/м³.
Раскрывая предыдущее выражение, получаем
388
tк =
VСО2 c′pСО2
Qнсм + Vвд c′pв tв + c′pг tг
,
+ VН2 О c′pН 2 О + VО2 c′pО2 + VN2 c′pN2
(11.23)
где c′pв и c′pг – средняя удельная изобарная объёмная теплоёмкость
воздуха и газа соответственно, кДж/(м³·К).
Теоретическая температура горения определяется аналогично
калориметрической, но учитывает эндотермические (сопровождающиеся поглощением теплоты) реакции диссоциации водяного
пара и диоксида углерода, идущие с увеличением объёма:
H 2 O  H 2 + 0,5O 2 − Q;
CO 2  CO + 0,5O 2 − Q.
При высоких температура диссоциация будет продолжаться, в
результате чего будут образовываться атомарный водород, кислород и гидроксильная группа. Помимо этого, при высоких температурах происходит образование некоторого количества оксидов азота. Все эти реакции эндотермичны и снижают температуру продуктов сгорания.
Рассчитывается теоретическая температура по выражению
n
Qнсм + hфиз − hдис = tт Vi c′pi ,
(11.24)
i =1
где hдис – суммарные затраты теплоты на частичную диссоциацию
водяного пара и углекислого газа в продуктах сгорания, отнесённые
к 1 м³ газа, кДж/м³.
tт =
Qнсм + Vвд c′pв tв + c′pг tг − 100a1VН2 О − 120a2VСО2
VСО2 c′pСО2 + VН2 О c′pН2 О + VО2 c′pО2 + VN2 c′pN2
389
,
(11.25)
где а1 и а2 – степень диссоциации водяного пара и диоксида углерода соответственно, % об.; принимается в зависимости от температуры и парциального давления по табл. 11.2.
Таблица 11.2
Степень диссоциации водяного пара и углекислого газа
Температура, °С
4
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
3000
0,85
1,45
2,4
4,05
5,75
8,55
12,3
16,0
22,5
28,5
70,6
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
3000
0,5
2,0
3,8
6,3
10,1
16,5
23,9
35,1
44,7
56,0
66,3
94,9
Парциальное давление, кПа
8 10 12 14 16 18 20
Водяной пар H2O
0,75 0,65 0,6 0,58 0,56 0,54 0,52 0,5
1,27 1,16 1,08 1,02 0,95 0,9 0,85 0,8
2,1 1,9 1,8 1,7 1,6 1,53 1,46 1,4
3,6 3,25 3,0 2,85 2,7 2,65 2,5 2,4
5,05 4,6 4,3 4,0 3,8 3,55 3,5 3,4
7,5 6,8 6,35 6,0 5,7 5,45 5,25 5,1
10,8 9,9 9,9 8,8 8,35 7,95 7,65 7,4
15,0 13,7 12,9 12,2 11,6 11,1 10,7 10,4
20,0 18,4 17,2 16,3 15,6 15,0 14,4 13,9
25,6 23,5 22,1 20,9 20,0 19,3 18,6 18,0
66,7 63,8 61,6 59,6 58,0 56,5 55,4 54,3
Диоксид углерода CO2
0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,4 0,4 0,4
1,8 1,6 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,3
3,3 3,0 2,8 2,6 2,5 2,4 2,3 2,2
5,5 5,0 4,6 4,4 4,2 4,0 3,8 3,7
8,9 8,1 7,6 7,2 6,8 6,5 6,3 6,1
14,6 13,4 12,5 11,8 11,2 10,8 10,4 10,0
21,3 19,6 18,3 17,3 16,5 15,9 15,3 14,9
31,5 29,2 27,5 26,1 25,0 24,1 23,3 22,6
40,7 37,9 35,9 34,3 32,9 31,8 30,9 30,0
51,8 48,8 46,5 44,6 43,1 41,8 40,6 39,6
62,2 59,3 56,9 55,0 53,4 52,0 50,7 49,7
93,9 93,1 92,3 91,7 90,6 90,1 89,6 88,5
6
25
30
40
0,48
0,76
1,3
2,2
3,15
4,8
6,9
9,6
13,0
16,8
51,9
0,46
0,73
1,25
2,1
2,95
4,55
6,5
9,1
12,2
15,9
50,0
0,42
0,67
1,15
1,9
2,65
4,1
5,9
8,4
11,2
14,6
47,0
0,4
1,2
2,0
3,5
5,6
9,4
13,9
21,2
28,2
37,5
47,3
87,6
0,4
1,1
1,9
3,3
5,3
8,8
13,1
20,1
26,9
35,8
45,4
86,8
–
При температуре менее 1600°С степень диссоциации мала и в
расчётах не учитывается. В этом случае теоретическая температура
горения равна калориметрической. Такие условия часто встречаются в реальности, например в бытовых приборах, котельных установках и пр. Учёт диссоциации молекул необходимо производить,
например, для высокотемпературных печей, которые работают на
предварительно нагретом воздухе (мартеновские).
390
Действительная (расчётная) температура – это максимальная
температура, которая достигается в реальных условиях в наиболее
нагретой точке факела. Она ниже теоретической и учитывает потери теплоты в окружающую среду, растянутость процесса горения
и пр. Определяется расчётная температура исходя из теплового баланса котла или печи, а также приближённо по теоретической температуре горения с учётом экспериментально полученных коэффициентов
tд = tт η,
(11.26)
где η – пирометрический коэффициент, принимающий следующие
значения
– для качественно выполненных термических и нагревающих
печей с теплоизоляцией η = 0,75–0,85;
– для герметичных печей без теплоизоляции η = 0,70–0,75;
– для экранированных топок котлов η = 0,60–0,75.
Пример 11.2. Для рассчитываемого в примерах состава газа определить жаропроизводительность и калориметрическую температуру горения. Низшая теплота
сгорания газа Qн = 35 922 кДж/м³. Температура воздуха составляет tв = 20°С, газа –
tг = 0°С.
Для определения жаропроизводительности задаёмся температурой продуктов
сгорания 2000°С. Из табл. 11.1 определяем удельные изобарные объёмные теплоёмкости продуктов сгорания: c′pСО2
= 2,4498 кДж/(м³·К), c′pН2 О =
= 1,9694 кДж/(м³·К) и c′pN2 = 1,4889 кДж/(м³·К). Количество продуктов сгорания
при α = 1 определим по выражениям, приведённым в предыдущем подразделе, при
теоретическом количестве сухого воздуха Vтс = 9,54 м³/м³.
VСО2 = 0 + 0,00030 + 1 · 0,97756 + 2 · 0,00826 + 3 · 0,00254 + 4 · 0,00103 +
+ 0,00019×5 = 1,01 м³/м³;
VН2 О = 0 + 0,977756·4/2 + 0,00826·6/2 + 0,00254·8/2 + 0,00103·10/2 +
+ 0,00019×12/2 + 0,00124·(0 + 1·8,65·9,54) = 2,10 м³/м³;
VN2 = 0,00942 + 0,79·1·9,54 = 7,55 м³/м³;
tж =
35922
= 2012°С.
1,01 ⋅ 2, 4494 + 2,10 ⋅ 1,9694 + 7,55 ⋅ 1, 4889
391
Данная температура получилась выше заданной. Задаёмся новым значением
жаропроизводительности 2011°С, находим средние теплоёмкости методом линейной интерполяции: c′pСО2 = 2,4505 кДж/(м³·К), c′pН2 О = 1,9716 кДж/(м³·К) и c′pN2 =
= 1,4896 кДж/(м³·К). Расчётная жаропроизводительность составит
tж =
35922
= 2011 °С,
1,01 ⋅ 2, 4505 + 2,10 ⋅ 1,9716 + 7,55 ⋅ 1, 4896
что совпадает с заданной. На этом расчёт заканчиваем.
Для определения калориметрической температуры горения принимаем действительное количество воздуха для горения и выход продуктов сгорания из примера
11.1: Vдв = 10,60 м³/м³, VСО2 = 1,01 м³/м³; VН2 О = 2,11 м³/м³; VN2 = 8,30 м³/м³; VО2 =
= 0,20 м³/м³.
Зададимся калориметрической температурой 1888°С и определим удельную
теплоёмкость воздуха и продуктов сгорания: c′pСО2 = 2,4269 кДж/(м³·К), c′pН2 О =
= 1,9648 кДж/(м³·К), c′pN2 = 1,4813 кДж/(м³·К), c′pО2 = 1,5657 кДж/(м³·К) и c′pв =
= 1,5295 кДж/(м³·К). Для природного газа удельную теплоёмкость не определяем,
так как в дальнейшем она будет умножена на 0 и ни на что не повлияет.
tк =
35922 + 10,60 ⋅ 1,5295 ⋅ 20
= 1887,4 °С,
1,01 ⋅ 2, 4125 + 2,11 ⋅ 1,9648 + 8,30 ⋅ 1, 4813 + 0, 20 ⋅ 1,567
что практически совпадает с заданной температурой и пересчёт не требуется.
11.4. Воспламенение газовоздушных смесей.
Пределы воспламенения
Для протекания реакции горения необходимо создать условия
для воспламенения смеси топлива с кислородом. Воспламенение
может быть самопроизвольным и вынужденным (зажигание).
В первом случае газовоздушная смесь должна быть нагрета до температуры, называемой температурой самовоспламенения. Во втором случае зажигание производят поджиганием смеси в одном или
нескольких местах внешним источником теплоты, имеющим достаточно высокую температуру (раскалённое тело, искра, пламя). Возникшее пламя распространяется по объёму смеси с определённой
скоростью, вовлекая в процесс горения все новые и новые массы
газовоздушной смеси. В газогорелочных и топочных устройствах
используется второй способ.
392
Температура самовоспламенения – это та минимальная температура газовоздушной смеси, до которой она должна быть нагрета,
чтобы начался самопроизвольный процесс горения, при котором
отсутствует внешний подвод теплоты. Данная температура зависит
от содержания газа и степени однородности смеси, формы и размеров сосуда, содержания в газе балластных примесей и пр. Экспериментальные значения температуры самовоспламенения приведены в
табл. 11.3. Температура воспламенения в чистом кислороде несколько ниже, чем в воздухе.
Таблица 11.3
Наименьшие измеренные температуры самовоспламенения
некоторых газов и паров в смеси с воздухом
при атмосферном давлении
Газ
Водород
Монооксид
углерода
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Температура самовоспламенения, °С
530
Этилен
Температура самовоспламенения, °С
455
610
Пропилен
455
650
510
500
429
Бутилен
Ацетилен
Сероводород
Коксовый газ
455
335
290
560
Газ
Газовые смеси могут воспламеняться и взрываться только в том
случае, если содержание газа находится в определённых пределах.
Эти пределы называются пределами воспламенения и были рассмотрены в подразделе 1.4.
При теплотехнических расчётах, химических анализах и мероприятиях по технике безопасности часто необходимо знать коэффициент расхода воздуха при пределах воспламеняемости и давление, возникающее при взрыве смеси.
Коэффициент расхода определяется по выражению
α н( в ) =
100
−1
Lн(в)
Vтвл
393
.
(11.27)
Давление при взрыве смесей природного газа с воздухом может
достигать 0,7–0,8 МПа. При отсутствии опытных данных величина
давления Рвзр, МПа, может быть переделена по выражению
Рвзр =
вл
Рсм (1 + βtк )Vпр.сг
1 + αVтвл
,
(11.28)
где Рсм – давление смеси до взрыва, МПа;
β ≈ 1/273 К–1 – коэффициент объёмного расширения газов;
вл
Vпр.сг
– количество влажных продуктов сгорания, м³/м³.
11.5. Горение в неподвижной среде
При вынужденном зажигании газовоздушной смеси возникает
пламя, которое распространяется с определённой скоростью, захватывая новые объёмы горючего с окислителем. Под пламенем
(фронтом пламени) понимается зона, в которой происходит реакция
горения. Оно отделяет ещё несгоревшую смесь от продуктов горения. Характерным свойством пламени является его свечение, которое позволяет наблюдать и изучать форму, размеры и другие характеристики пламени. Существует два случая распространения пламени: нормальное (или медленное) и детонационное горение.
Если в прозрачную трубку, закрытую с одного конца, подать однородную горючую смесь и поджечь у открытого конца, то можно
наблюдать менискообразную пламенную зону, которая перемещается вдоль трубки. Это перемещение вызвано тем, что холодная горючая смесь перед фронтом пламени нагревается до температуры
самовоспламенения за счёт теплопроводности и диффузии раскалённых продуктов сгорания в холодную смесь. Линейная скорость,
с которой происходит перемещение фронта пламени по однородной
горючей смеси, называется равномерной скоростью распространения пламени uр, м/с. Эта скорость зависит от вида и содержания газа
в смеси (рис. 11.1).
Минимальная скорость всех видов горючих газов соответствует
нижнему и верхнему пределам сгорания, а максимальная – не стехиометрическому соотношению газов и воздуха, а более богатому
394
соотношению газа и воздуха при некотором недостатке последнего
(табл. 11.4). Испытания обычно проводят в трубке диаметром
25,4 мм, увеличение диаметра приводит к увеличению скорости, так
как при этом снижается влияние стенок на процесс горения, перемещение фронта пламени усиливает конвективные потоки и завихрённость в предпламенной зоне, что вызывает растягивание фронта
горения.
Уменьшение диаметра может привести к случаю, когда распространение пламени вовсе прекращается. Минимальный диаметр при
этом называется критическим. Для водородовоздушной смеси стехиометрического состава он равен 0,9 мм, для смеси метана с воздухом – около 3,0 мм. Это объясняется увеличением отношения их
поверхности к объёму, что даёт увеличение теплоотвода к тепловыделению в трубке.
Рис. 11.1. Кривые равномерных скоростей распространения пламени,
определённые в трубке диаметром 25,4 мм:
1 – водород Н2; 2 – водяной газ; 3 – монооксид углерода СО; 4 – этилен С2Н4;
5 – коксовый газ; 6 – этан С2Н6; 7 – метан СН4; 8 – генераторный газ
паровоздушного дутья.
395
Таблица 11.4
Скорости распространения пламени в газовоздушных смесях
при температуре 20°С и давлении 101,3 кПа
Смесь с максимальной
Смесь с максимальной
нормальной скоростью Стехиометрическая смесь
скоростью распространераспространения пламени
ния пламени
Газ
нормальная
максимальная
содержание
содержание максимальная содержание
скорость раснормальная
газа
в
смегаза в сме- скорость рас- газа в смепространения
скорость расси, % об.
си, % об. пространения си, % об.
пламени
пространения
Водород
38,5
4,83
42,0
2,67
29,5
1,60
Оксид
углерода
45,0
1,25
43,0
0,42
29,5
0,30
Метан
9,8
0,67
10,5
0,37
9,5
0,28
Этан
6,5
0,86
6,3
0,40
5,7
0,32
Пропан
4,7
0,82
4,3
0,38
4,0
0,31
Н-бутан
3,7
0,83
3,3
0,37
3,1
0,30
Этилен
7,2
1,42
7,0
0,63
6,5
0,50
Для сравнения характеристик горючих газов вне зависимости от
диаметра трубки используют нормальную скорость распространения
пламени uн, м/с, которая представляет собой скорость, отнесённую к
холодной, ещё несгоревшей смеси, с которой пламя распространяется
по нормали к её поверхности. Возникновение скорости обязано своим
происхождением теплообмену молекулярной тепловодностью. Фронт
пламени при этом принимается плоским и равным диаметру трубки.
uн = u р
πd 2
,
4 Fпов
(11.29)
где uр – измеренная равномерная скорость распространения пламени, м/с;
d – диаметр трубки, м;
Fпов – площадь поверхности искривлённого фронта пламени, м²,
определённая с помощью фотографирования и расчёта.
396
Как и в случае с равномерной, максимальная нормальная скорость соответствует не стехиометрическому соотношению реагентов, а соотношение с недостатком окислителя. Это объясняется увеличением скорости реакции из-за повышения полноты сгорания и
эффективности столкновения реагирующих частиц при избытке горючего вещества.
Максимальная нормальная скорость распространения пламени в
газе определяется по выражению
n
u
max
н
=
u
yi
нi
i =1
(11.30)
,
n
y
i
i =1
где uнi – максимальная нормальная скорость распространения пламени i-го компонента в смеси с воздухом, м/с;
yi – объёмное содержание отдельного компонента в смеси.
Последнее выражение подходит для газовых смесей, компоненты
которых имеют близкие значения максимальных нормальных скоростей, а также не имеющих балластных примесей (природные и сжиженные углеводородные газы). Поэтому для газов с большим содержанием
примесей, а также содержащим большое количество водорода (искусственные газы), данные формулы применимы лишь условно.
Для газов с содержанием балластных примесей применяется
следующая формула:
(
)
uнВ = uнmax 1 − yN2 − 1, 2 yCO2 .
(11.31)
Скорость также зависит в значительной степени от предварительного подогрева газовоздушной смеси
2
Т′
uн′ = uн   ,
(11.32)
Т 
где uн′ – скорость распространения пламени, м/с, в нагретой смеси с
температурой T´, К;
uн – то же, но в холодной смеси с температурой T, К.
397
Рассмотренные выше равномерные скорости распространения
пламени возможны при условии, что трубка имеет небольшую длину и горение распространяется при сравнительно постоянном давлении, близком к атмосферному. Если длина трубки значительна, то
равномерное распространение пламени для некоторых газовоздушных смесей, особенно для газокислородных, может перейти в вибрационное, а затем в детонационное, сопровождающееся сверхзвуковой скоростью горения (2000 м/с и более). Воспламенение смеси
происходит не из-за молекулярной теплопроводности, а из-за ударной волны, которая сжижает и нагревает горючую смесь до температур, превышающих температуру самовоспламенения. Детонация
возникает в смесях, обладающих относительно высокими скоростями распространения пламени, при этом концентрационные пределы
детонации более узкие, чем пределы воспламенения газовоздушных
и газокислородных смесей. Так, например, для пропана они составляют 3,2–3,7% об., изобутана – 2,8–31% об., водорода – 15–90% об.
Давление, которое возникает при детонационном горении, может
превышать начальное в 30–40 раз и приводить к разрушению труб и
других сосудов, рассчитанных на высокое давление.
11.6. Горение в ламинарном потоке
Для осуществления стабильного процесса горения необходимо
создать такие условия, чтобы фронт пламени был остановлен. Это
достигается в газогорелочных устройствах созданием встречного
движения горючей смеси со скоростью, равной нормальной скорости распространения пламени, т. е. должно соблюдаться условие
wн = uн, где wн – проекция скорости потока газовоздушной смеси на
нормаль к образующей конуса. Самым наглядным примером остановленного фронта пламени является поверхность внутреннего конуса горелки Бунзена (рис. 11.2).
В горелку подаётся газовоздушная смесь, содержащая 50–60% от
необходимого для горения воздуха (т. е. коэффициент расхода первичного воздуха α1 = 0,5–0,6), которая движется ламинарно. В этом
случае поле скоростей в трубке имеет параболический характер.
Удаляясь от устья горелки, смесь эжектирует вторичный воздух и
скорость потока падает. Пламя состоит из внутреннего и наружного
конуса. Во внутреннем конусе (ярко очерченном и имеющем зеле398
новато-голубой цвет и представляющем собой поверхность остановленного фронта пламени) происходит выгорание горючего,
обеспеченное первичным воздухом. В наружном (внешнем) конусе
из-за эжекции окружающего воздуха выгорает оставшаяся часть
горючего. Чётких границ у наружного конуса нет.
Рис. 11.2. Схема пламени в горелке Бунзена:
1 – наружный конус; 2 – внутренний конус.
В каждой точке внутреннего конуса сохраняется равенство нормальной скорости распространения пламени и проекции скорости
потока на нормаль у образующей конуса, т. е.
uн = wн = wпот cos ϕ,
(11.33)
где φ – угол между направлением потока и нормалью к поверхности
конуса.
Данная формула носит название закона В. А. Михельсона (1890).
399
Постоянство нормальной скорости имеет место только на основной части внутреннего конуса. В его вершине наблюдается увеличение скорости распространения пламени из-за интенсивного прогрева газовоздушной смеси близко расположенными участками конусной поверхности фронта пламени, а у основания конуса – её
снижение за счёт охлаждения торцевой частью канала горелки. Однако для технических расчётов обычно принимают скорость прохождения смеси через фронт пламени постоянной и равной uн по
всей поверхности конуса. Это позволяет определить усреднённую
нормальную скорость по выражению
uн =
Vсм
,
3600 Fпов
(11.34)
где Vсм – расход газовоздушной смеси, м³/ч;
Fпов – площадь поверхности внутреннего конуса, м².
Расход смеси определим по выражению
Vсм = Vг (1 + α1Vтвл ) .
Если принять, что конус имеет правильную геометрическую
форму, то
Fпов = πr r 2 + h 2 ,
где r – радиус трубки горелки, м;
h – высота конусного фронта пламени, м.
Подставляя предыдущие два выражения в (11.34), получим
uн =
Vг (1 + α1Vтвл )
3600πr r 2 + h 2
.
(11.35)
С помощью данного выражения можно экспериментально определить нормальную скорость распространения пламени, измерив
радиус трубки, высоту пламени, расход газа и коэффициент расхода
400
первичного воздуха. Однако в реальности конус пламени не имеет
правильной геометрической формы и для определения площади поверхности его фотографируют и разбивают на ряд усечённых конусов, после чего определяют площадь поверхности каждого и полученные значения суммируют.
11.7. Горение в турбулентном потоке
Горение газа в ламинарном потоке наблюдается в эжекционных
горелках приборов, работающих с низкой тепловой мощностью
(отопительные печи, секционные котлы с малой поверхностью нагрева, бытовые и коммунальные аппараты). При сжигании газа в
установках с высокой тепловой мощностью (промышленные печи,
котлы) наблюдается горение в турбулентном потоке. Конусный
фронт из-за интенсивного вихреобразования и пульсаций скорости
размывается и теряет чёткие очертания (рис. 11.3). При этом наблюдаются два характерных вида горения, которые соответствуют
мелкомасштабной и крупномасштабной турбулентности, различающимся средним размером вихрей.
Для мелкомасштабной турбулентности, не превышающей толщины зоны ламинарного горения, характерно, что конусный фронт
пламени сохраняет свою форму и остаётся гладким, хотя толщина
зоны горения увеличивается. Если толщина ламинарной зоны
меньше, то поверхность конусного фронта становиться неровной.
Это ведёт к увеличению суммарной поверхности фронта горения и
способности одновременного сжигания больших количеств горючей смеси на единицу поперечного сечения потока.
При крупномасштабной турбулентности волнение поверхности
приводит к отрыву отдельных частиц горящей смеси, которые дробятся последующими пульсациями. Фронт пламени теряет свою
целостность и превращается в систему отдельных очагов горения.
Вследствие этого поверхность фронта пламени увеличивается, что
приводит к резкому возрастанию скорости распространения
пламени. Увеличению скорости также способствует то, что горение может происходить не только на фронте пламени, но и в
объёме смеси, в этом случае оно возникает из-за турбулентных
пульсаций раскалённых продуктов сгорания в свежую смесь. Таким образом, суммарная скорость распространения пламени при
401
крупномасштабной турбулентности определяется сочетанием элементов фронтового и объёмного горения.
Рис. 11.3. Горение в различных потоках [9]:
а – ламинарном (Re = 408); б – переходном (Re = 1867); в – турбулентном
(Re = 6420).
В соответствии с теорией К. И. Щёлкина турбулентная (пульсационная) uт, м/с, скорость распространения пламени определяется
исходя из нормальной скорости распространения пламени uн, м/с,
по выражению
2
u т = uн
 w′ 
1+ В  ,
 uн 
(11.36)
где В – безразмерный коэффициент, зависящий от физикохимических свойств газов, в первом приближении В ≈ 1,0;
w´ – среднеквадратичная пульсационная скорость, зависящая от
скорости потока, м/с.
Анализируя данное выражение, можно заметить, что при отсутствии пульсаций турбулентная скорость равна нормальной. Если же
пульсационная скорость значительно превышает нормальную, то
402
турбулентная скорость мало зависит от физико-механических
свойств газовой смеси, т. е. от uн. Это подтверждается также экспериментальными наблюдениями, показывающими сравнительно малую зависимость скорости сгорания различных гомогенных газовоздушных смесей с коэффициентом расхода воздуха более 1,0 в
промышленных топках от нормальной скорости распространения
пламени.
Зависимость турбулентной скорости от критерия Рейнольдса определяется эмпирическим выражением [34]
uт = 0,18uн d 0,26 Re0,24 ,
(11.37)
где uн выражено в см/с, а d – в см.
11.8. Устойчивость горения. Стабилизаторы
Устойчивость горения – это постоянство местонахождения пламени относительно огневых отверстий горелки, что обеспечивается
равенством нормальной скорости распространения пламени и противоположно направленной нормальной составляющей скорости
газовоздушной смеси.
При ламинарном потоке смеси наиболее устойчивой является
часть пламени, примыкающая к кромке огневого отверстия, так как
в краевых слоях потока скорость смеси, уменьшенная торможением
о стенки огневого канала, соответствует пониженной из-за охлаждения теми же стенками скорости распространения пламени. За счёт
этого у основания факела создаётся огневой поясок, который стабилизирует процесс горения при определённом диапазоне расхода
смеси.
При увеличении расхода смеси ламинарный режим переходит в
турбулентный, зажигательный поясок размывается, при этом устойчивость горения нарушается и пламя отрывается от горелки. При
уменьшении расхода скорость распространения пламени и кромки
отверстия может превысить скорость смеси, и пламя втянется вовнутрь горелки. Первое явление называется отрывом пламени, второе – проскоком или обратным ударом пламени.
403
При полном отрыве происходит погасание пламени, при частичном пламя занимает относительно устойчивое положение на некотором расстоянии от горелки. Оба эти явления недопустимы, так
как в первом случае в окружающую среду поступает несгоревший
газ, а во втором – несгоревший газ и продукты неполного сгорания,
которые могут образовать взрывоопасные или токсичные смеси.
Для предотвращения отрыва пламени скорость потока газовоздушной смеси wпот должна быть не более скорости, при которой
происходит отрыв wотр, м/с, рассчитываемый по нижеприведённым
выражениям:
– при сжигании газа в свободном факеле (α = 0,6–1,2) и эжекционных горелках
0,5
wотр
d 
= 0, 28α u  отв  ,
 aсм 
−3 1,5
н
(11.38)
где dотв – диаметр отверстия огневого канала, м;
асм – коэффициент температуропроводности смеси, м²/с;
– при сжигании газа в дутьевых горелках
0,5
 d отв 
wотр = 0,18α −3u1,5
 ;
н 
 aсм 
(11.39)
– при сжигании газовоздушной смеси в туннеле (α = 1,0–1,6)
0,5
d 
wотр = 57,5α −2uн1,5  т  ,
 aсм 
(11.40)
где dт – диаметр туннеля, м.
Для многофакельных эжекционных горелок с огневыми каналами диаметром 2–6 мм, которые часто применяются в газоснабжении
бытовых и коммунальных потребителей, получена следующая зависимость для определения скорости отрыва
404
wотр =
3,5 ⋅ 10−3 d отвТ 2 (1 + Vтвл )
1 + α1Vтвл
,
(11.41)
где Т – абсолютная температура газовоздушной смеси, К.
Проскок пламени также недопустим, так как при нём происходит
погасание пламени, обычно сопровождаемое хлопком, или перемещение пламени внутрь горелки, при этом уменьшается приток первичного воздуха. При проскоке в окружающую среду поступают
несгоревшая смесь или продукты неполного сгорания топлива, а
также происходит перегрев горелки. Эти процессы возможны, если
скорость потока будет меньше скорости wпр, м/с, при которой наблюдается проскок пламени:
– при сжигании газа в свободном факеле (α = 1) в эжекционных
горелках
wпр = 4,5 ⋅ 10−3 uн2
d отв
;
aсм
(11.42)
– при сжигании газа в дутьевых горелках
wпр = 2,8 ⋅ 10−3 uн2
d отв
;
aсм
(11.43)
– при сжигании газа в топочной камере с керамическим туннелем
wпр = 7,75 ⋅ 10−3 uн2
d отв
.
aсм
(11.44)
Смеси, содержащие 100% и более первичного воздуха, имеют
узкий диапазон расхода, при котором наблюдается устойчивая работа горелки. Для его увеличения смесь подают со скоростью, значительно превышающей скорость отрыва пламени. Поэтому с целью предотвращения отрыва необходимо устройство стабилизаторов горения.
405
Рис. 11.4. Типы стабилизаторов горения [75]:
а – цилиндрический туннель со внезапным расширением сечения; б – то же,
при закрученном потоке; в – конический туннель при закрученном потоке;
г – стабилизатор в виде конического тела; д – то же, в виде круглого стержня;
е – то же, в виде устойчивого кольцевого пламени; 1 – огневой насадок
горелки; 2 – туннель; 3 – кольцевой канал; 4 – кольцевое пламя; 5 – основное
пламя.
Для эжекционных и других горелок, образующих осесимметричные струи газовоздушной смеси, используются огнеупорные цилиндрические туннели (рис. 11.4, а), стабилизирующее действие
которых основано на периферийной циркуляции части раскалённых
406
продуктов сгорания, возникающего из-за разряжения, производимого при эжекции воздуха струёй.
Циркуляция приводит к непрерывному тепломассообмену между
раскалёнными газами и втекающей в туннель холодной горючей
смесью, что приводит к её зажиганию с периферии. Наибольшая
устойчивость горения смеси составом, близким к стехиометрическому, наблюдается при диаметре туннеля dт = 2,5dотв и его длине
lт = (2,0–2,5)dт. Однако полное сгорание промежуточных соединений при такой длине не происходит, для этого требуется, чтобы lт =
= (5–6)dт.
Цилиндрические туннели могут применяться для стабилизации
закрученных потоков (рис. 11.4, б). Наряду с цилиндрическими, для
стабилизации таких потоков могут использоваться конические туннели (рис. 11.4, в) с углом раскрытия (30–60)°. Стабилизирующее
действие их основано на возникновении на периферии туннеля
большего давления, чем в центре, что приводит к приосевой циркуляции части раскалённых продуктов горения и поджиганию втекающей в туннель холодной смеси.
Если установка тоннелей невозможна или нецелесообразна, в качестве стабилизаторов применяют тела плохо обтекаемой формы, которые помещают в газовоздушном потоке на выходе из огневого канала
горелки (рис. 11.4, г, д). Воспламенение смеси происходит на периферии стабилизатора, за которым возникает частичная рециркуляция
раскалённых газов, которые поджигают смесь изнутри. Однако стабилизирующий эффект у данных устройств ниже, чем у тоннелей, и зависит от состава смеси, конструкции и размеров стабилизатора.
В эжекционных одно- и многофакельных горелках часто используются стабилизаторы, образующие вспомогательное кольцевое
пламя (рис. 11.4, е). В специальный кольцевой канал на конце огневого насадка горелки ответвляется около 10% газовоздушной смеси,
при сжигании которой образуется устойчивое кольцевое пламя. Оно
предотвращает разбавление основного потока смеси в корне факела
избыточным воздухом, а также подогревает и поджигает основной
поток по всей его периферии. Устойчивость кольцевого пламени
достигается таким соотношением сечений огневого кольца и боковых отверстий, при котором скорость газовоздушной смеси в кольцевой полости не превышает нормальной скорости распространения
пламени. Для предотвращения проскока пламени в смеситель го407
релки размеры боковых отверстий, которые создают кольцевое
пламя, принимают меньше критических.
11.9. Методы сжигания газа
Процесс горения можно разделить на три фазы:
– смешивание газа с воздухом продолжительностью τсм, с;
– нагрев смеси до температуры самовоспламенения и активация
реагирующих газов, на которые затрачивается τн с;
– непосредственно горение, т. е. реакция окисления горючих газов кислородом воздуха, сопровождающееся выделением теплоты,
продолжительностью τхим, с.
Общее время τгор, с, необходимое для завершения процесса горения, можно представить как сумму [58]
τгор = τсм + τн + τ хим .
(11.45)
С другой стороны, время полного завершения процесса горения
газа или время пребывания элементарного объёма в факеле горелки
вычисляется по формуле
τгор =
hф
wпот
,
(11.46)
где hф – высота факела, м;
wпот – скорость потока смеси, м/с.
Время протекания реакции горения в факеле
τхим = 2
tт − tсм a
,
tт − tсм0 uн2
(11.47)
где tт – теоретическая температура горения, °С;
tсм – температура горючей смеси перед фронтом пламени, °С;
tсм0 – температура исходной смеси, °С;
а – коэффициент температуропроводности пламени, м²/с;
uн – нормальная скорость распространения пламени, м/с.
408
Время, необходимое на подогрев смеси, рассчитывается по выражению
τн =
a
.
uн2
(11.48)
Время, необходимое для смешения, получим из выражения
(11.45)
τсм = τгор − τн − τхим .
(11.49)
При совмещении фаз горения время, необходимое для завершения процесса, равно продолжительности наиболее долгой фазы.
Сама химическая реакция происходит весьма быстро, нагрев также
является непродолжительным по времени процессом. Основным
фактором, влияющим на продолжительность процесса, является
время смесеприготовления. Оценочно, время, затрачиваемое на
смешение, в 10 000 раз больше времени реакции и в 500 раз больше
времени, затраченного на нагрев смеси, т. е.
τ хим : τн : τсм = 1: 20 :10000.
(11.50)
Таким образом, от быстроты и качества перемешивания газа с
требуемым количеством воздуха в горелке зависят скорость и полнота сгорания газа, длина и температура пламени. В зависимости от
места и способа смесеобразования методы сжигания газа условно
делятся на диффузионный, кинетический и смешанный (диффузионно-кинетический). Данные термины являются условными, так как
любой процесс горения зависит от сочетания кинетических и диффузионных факторов.
При диффузионном методе сжигания (рис. 11.5, а) к месту горения поступает только газ (α1 = 0), а весь необходимый для горения
воздух поступает из окружающей среды за счёт молекулярной, а
при больших скоростях и за счёт турбулентной диффузии. В этом
случае к струе холодного газа 1 от периферии диффундирует воздух, и из струи к периферии – газ. Вблизи струи газа создаётся газо409
воздушная смесь горючей концентрации, горение которой образует
зону первичного горения газа 2. В области 3 происходит горение
основной части газа, а в области 4 движутся продукты сгорания.
Взаимная диффузия газа и воздуха, осложняемая выделением продуктов сгорания, протекает медленно, с образованием вследствие
термического разложения сажистых частиц. Ввиду этого характерными особенностями такого метода сжигания являются светимость
и значительная длина пламени.
Рис. 11.5. Схема строения газового пламени:
а – диффузионное; б – смешанное; в – кинетическое;
1 – внутренний конус; 2 – зона первичного горения; 3 – зона основного
горения; 4 – продукты сгорания; 5 – поступление газа; 6 – первичный воздух;
7 – вторичный воздух.
Достоинства метода:
– высокая устойчивость пламени в широком диапазоне изменения тепловых нагрузок;
– невозможность проскока пламени;
– относительная равномерность температуры по длине пламени.
Недостатки:
– низкая интенсивность горения;
– неизбежность термического распада углеводородов;
410
– необходимость больших топочных объёмов, обеспечивающих
развитие пламени без соприкосновения с теплообменными поверхностями;
– вероятность химического недожога даже при значительных величинах коэффициента расхода воздуха.
Кинетический метод сжигания (рис. 11.5, в) состоит в подводе к
месту горения заранее подготовленной смеси газа и первичного
воздуха (α1 = 1,02–1,05). Горение смеси происходит быстро, в коротком прозрачном факеле, без видимого образования продуктов
термического разложения углеводородов.
Достоинства метода:
– высокая теплопроизводительность;
– малая вероятность химического недожога;
– небольшая длина пламени.
Недостатки:
– потребность в стабилизации пламени;
– невозможность регулирования скорости сгорания топлива и
трудность сжигания газа с предварительно нагретыми воздухом.
При смешанном методе сжигания (рис. 11.5, б) часть воздуха
вследствие эжекции газовой струёй в виде первичного подмешивается в самой горелке (0 < α1 < 1), а остальной требуемый для завершения процесса горения воздух в качестве вторичного поступает
непосредственно к месту горения в результате диффузии. Факел
при этом получается более коротким и менее светящимся по сравнению с диффузионным сжиганием. Светящаяся оболочка зоны
первичного горения 2 при количестве первичного воздуха 40–50%
от теоретически необходимого становится очень тонкой, чем и объясняется большая светимость факела в данном случае. Эжекционные горелки, сжигающие газ по данному методу, часто называют
горелками частичного или неполного предварительного смешения.
Данный метод получил широкое распространение во всех конструкциях бытовых газовых приборов.
Достоинства метода:
– возможность полного сжигания газа различных характеристик;
– устойчивость пламени в довольно широком диапазоне изменения нагрузок;
– отсутствие необходимости подачи воздуха под давлением.
411
Недостатки:
– невысокая интенсивность сжигания газа;
– большой коэффициент избытка воздуха;
– невозможность использования в высокотемпературных установках.
11.10. Образование токсичных веществ при сгорании газа
При сжигании различных видов топлива в окружающую среду
выделяются вещества, которые загрязняют воздушный бассейн населённых пунктов: зола, сажа, монооксид углерода, оксиды серы и
азота, ароматические и канцерогенные вещества. Эта проблема является одной из самых острых в современном мире. При полном
сжигании газа выделяются диоксид углерода и водяной пар, не
столь существенно загрязняющие окружающую среду, но являющиеся парниковыми газами. Наибольшую опасность представляют
продукты неполного сгорания: монооксид углерода СО и бензапирен С20Н12, образующие при высоких температурах оксиды азота
NOx и сажистые частицы.
Установлено, что из всех образующихся при горении промежуточных соединений монооксид углерода исчезает последним, что
даёт право судить об отсутствии или наличии других промежуточных соединений по индексу СО, т. е. о полноте сгорания топлива.
Предотвращение образования монооксида углерода достигается
полным сжиганием топлива. Особенно высокие требования к содержанию СО в продуктах сгорания предъявляются к бытовым
приборам, однако достижение полного сгорания в них является
наиболее трудным. Поэтому в бытовых приборах применяют многофакельные эжекционные горелки, образующие гомогенную смесь
с коэффициентом расхода первичного воздуха α1 < 1. На содержание СО в продуктах сгорания бытовых приборов также оказывают
влияние расстояние от огневых каналов до дна посуды, вид горючего газа и способ подвода вторичного воздуха. Минимальная концентрация наблюдается при α1 = 0,6 и выше при расстоянии до дна
посуды 25 мм.
Бензапирен (бензпирен) является канцерогеном, т. е. способствует образованию раковых опухолей. В основном образуется при не412
полном сжигании твёрдых и жидких топлив. При полном сжигании
природного газа бензапирен не образуется.
Образование оксидов азота происходит как в зонах высоких температур и в процессе протекания основных реакций, так и после их
завершения, т. е. одновременно с протеканием радикально-цепных
химических превращений. Первичным соединением является оксид
азота NO, который образуется в результате реакции с атомарным
кислородом, возникающим при высоких температурах из-за диссоциации молекулярного кислорода:
O 2  2O;
O + N 2  NO + N;
N + O 2  NO + O.
Суммарная реакция имеет вид
N 2 + O 2  2NO.
Исследования свидетельствуют о том, что содержание NO не зависит от вида сжигаемого топлива.
Максимальная концентрация оксида азота при данной температуре y NО , называемая равновесной, определяется по выражению
yNO = 4,6 yN2 yO2 e
−
21500
RМ T
,
(11.51)
где yN2 и yО2 – концентрация азота и кислорода соответственно;
RM = 8314,4 кДж/(моль·К) – универсальная газовая постоянная;
Т – абсолютная температура, К.
Концентрация, соизмеримая равновесной, наблюдается в топках
мощных теплонапряжённых парогенераторов и в высокотемпературных мартеновских, коксовых и аналогичных печах, работающих
на нагретом в регенераторах или рекуператорах воздухе.
Исследованиями установлено, что максимальное содержание NO
в продуктах сгорания наблюдается при коэффициенте расхода воздуха в топке α ≈ 1,2, а минимальное – при α = 1,02–1,05.
413
При горении углеводородов с недостатком окислителя образуются сажистые частицы, которые придают пламени жёлтую окраску. Для предотвращения образования сажистых частиц предусматривают предварительное смешение углеводородных газов с таким
количеством первичного воздуха, при котором образуются только
монооксид углерода и водород. Для малых огневых каналов коэффициент расхода первичного воздуха, при котором исчезают жёлтые язычки пламени, может быть определён по выражению
0,5
m d 

α1 = 0,12  n +   отв 
4   d0 

0,25
,
(11.52)
где n и m – соответственно количество углеродных и водородных
атомов в молекуле или их среднее число для сложного газа;
dотв – диаметр отверстий огневого канала, мм;
d0 = 1 мм – эталонный диаметр канала горелки.
414
12. Газовые горелки
12.1. Требования, предъявляемые к горелкам.
Основные элементы газовых горелок
Газовой горелкой называется устройство, обеспечивающее смешение газа и окислителя или раздельную их подачу к месту сжигания, а также устойчивый процесс горения. К горелкам предъявляются следующие требования:
– создание условий для полного сгорания газа с минимальным
избытком воздуха и выходом вредных веществ в продуктах сгорания;
– простота конструкции, удобство ремонта и безопасность в эксплуатации;
– обеспечение необходимой теплопередачи и максимального использования теплоты сгорания топлива;
– отсутствие сильного шума;
– возможность применения автоматики регулирования и безопасности;
– соответствие современным требованиям промышленной эстетики.
Большинство газовых горелок имеют общие элементы
(рис. 12.1): устройства для подвода газа и воздуха, смесительную
камеру, горелочный насадок и стабилизатор.
Рис. 12.1. Схема газовой горелки:
1 – сопло; 2 – конфузор; 3 – горловина; 4 – диффузор; 5 – насадок
или распределитель с отверстиями; 6 – коллектор; 7 – регулятор
первичного воздуха.
415
Данные элементы могут иметь различное конструктивное решение и компоновку, в одной детали могут комбинироваться несколько элементов, некоторые из них могут вовсе отсутствовать. Возможны конструкции горелок с несколькими однотипными элементами.
Устройство для подвода газа и воздуха служит для подачи в горелку необходимых количеств компонентов. Оно может быть различной формы, но зачастую выполняется в виде сопла.
Смесительная камера необходима для предварительного смешения газа и воздуха в однородную смесь и выравнивания поля скоростей.
Горелочный или огневой насадок устраивается для распределения
газовоздушной смеси, а для некоторых типов горелок – для распределения газа по выходным горелочным отверстиям. Огневой насадок часто совмещается со стабилизатором и имеет различную форму в зависимости от конструкции и габаритов тепловых агрегатов.
Стабилизатор служит для устойчивой работы горелки без проскока и отрыва пламени.
12.2. Основные технические характеристики горелок
1. Тепловая мощность Wгор, кВт, показывает количество теплоты, выделяемое при полном сгорании часового расхода газа, прошедшего через горелку (см. выражение (8.1)).
Для горелок выделяют:
– номинальную, показывающую максимально достигнутую тепловую мощность при длительной работе горелки с минимальным
коэффициентом расхода воздуха и при допустимой по нормам химической неполноте сгорания;
– минимальную, определяющую нижний предел устойчивой работы горелки с α = 1,1;
– максимальную, составляющую 0,9 от мощности, соответствующей верхнему пределу устойчивой работы горелки.
2. Коэффициент предельного регулирования по тепловой мощности показывает отношение максимальной тепловой мощности горелки к минимальной.
3. Коэффициент рабочего регулирования – отношение номинальной тепловой мощности горелки к минимальной.
416
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
4. Давление газа (воздуха) перед горелкой р, Па, делится на номинальное, максимальное и минимальное, соответствующие определённой тепловой мощности.
5. Металлоёмкость – отношение массы горелки к её номинальной тепловой мощности; служит для выбора среди однотипных горелок наименее металлоёмкой.
6. Шумовая характеристика показывает уровень звукового давления, возникающего при работе горелки, в зависимости от спектра
частот. Уровень звука и эквивалентный уровень звука не должны
превышать 80 дБА.
7. Коэффициент расхода (избытка) первичного воздуха α1 показывает, какая часть от теоретически необходимого для горения воздуха подаётся в горелку предварительно.
8. Коэффициент расхода (избытка) вторичного воздуха α2 показывает, какая часть от теоретически необходимого для горения воздуха подаётся непосредственно к пламени.
С остальными терминами можно ознакомится в ГОСТ 17356-89
«Горелки газовые, жидкотопливные и комбинированные. Термины
и определения».
12.3. Классификация газовых горелок
Согласно действующему на территории СНГ ГОСТ 21204-97
[28], горелки классифицируются по следующим показателям:
1) по способу подачи компонентов:
– поступление воздуха за счёт естественной конвекции;
– подача воздуха из-за разряжения в топочном пространстве;
– эжекция воздуха газом;
– принудительная подача воздуха за счёт давления газа (турбинные горелки);
– принудительная подача воздуха посторонним источником
(со встроенным или невстроенным вентилятором);
– эжекция газа воздухом;
– принудительная подача газовоздушной смести от постороннего источника;
2) по степени подготовки горючей смеси:
– без предварительного смешения;
– с частичной подачей первичного воздуха;
417
– с неполным предварительным смешением;
– с полным предварительным смешением;
3) по скорости продуктов сгорания на выходе из горелки:
– низкая (до 20 м/с);
– средняя (20–70 м/с);
– высокая (свыше 70 м/с);
4) по характеру потока, истекающего из горелки:
– прямоточный;
– закрученный неразомкнутый;
– закрученный разомкнутый;
5) по номинальному давлению газа перед горелкой:
– низкого давления (до 5000 Па);
– среднего давления (от 5000 Па до давления, соответствующего
критическому режиму);
– высокого давления (горелки, работающие в критическом и
сверхкритическом режиме);
6) по возможности регулирования характеристик факела:
– с нерегулируемыми характеристиками;
– с регулируемыми характеристиками;
7) по необходимости регулирования коэффициента расхода воздуха:
– с нерегулируемым коэффициентом (минимальным или оптимальным);
– с регулируемым коэффициентом (переменным или повышенным);
8) по локализации зоны горения:
– в огнеупорном туннеле или камере горения горелки;
– на поверхности или в слое катализатора;
– в зернистой огнеупорной массе;
– на керамических или металлических насадках;
– в камере горения агрегата или открытом пространстве;
9) по возможности использования теплоты продуктов сгорания:
– без подогрева воздуха и газа;
– с подогревом в автономном рекуператоре или регенераторе;
– с подогревом воздуха во встроенном рекуператоре или регенераторе;
– с подогревом газа и воздуха;
418
10) по степени автоматизации:
– с ручным управлением;
– полуавтоматические;
– автоматические.
12.4. Диффузионные горелки
Диффузионными называются горелки, у которых весь необходимый для горения воздух подаётся к факелам пламени в качестве
вторичного путём его диффузии к зоне горения. При этом одновременно происходит смесеобразование и нагрев газовоздушной смеси. В связи с этим пламя получается вытянутым и светящимся.
Наиболее простым примером такой горелки является труба с рядом
просверленных отверстий (рис. 12.2). Диаметр горелочных отверстий принимают 1–5 мм (при диаметре менее 1 мм возможно засорение отверстия), шаг отверстий – 5–6 диаметров. Уменьшение шага влечёт за собой слияние факелов и затруднение подвода воздуха,
увеличение затрудняет передачу пламени от факела к факелу.
Рис. 12.2. Схемы диффузионных горелок:
а – прямая; б – Т-образная; в – П-образная; г – круглая.
419
Достоинства диффузионных горелок:
– исключается проскок пламени из-за отсутствия окислителя в
огневом канале;
– большие пределы регулирования;
– относительное постоянство температуры по высоте факела;
– небольшие габариты при достаточно высокой мощности;
– быстрота и надёжность распространения пламени по поверхностям любых форм;
– устойчивость работы на предварительно нагретом воздухе;
– могут работать на низком и среднем давлении;
– возможность работы без принудительной подачи воздуха;
– простота изготовления и обслуживания;
– имеют светящийся (коптящий) факел с высокой степенью черноты пламени.
Недостатки:
– резкое охлаждение пламени, что приводит к химическому недожогу и отложению сажистых частиц на теплообменных поверхностях;
– высокий коэффициент расхода воздуха (до 1,5);
– большая длина факела;
– необходимость обеспечения устойчивого разряжения в топочном объёме (не менее 20 Па на высоте 1 м от горелки);
– трудность автоматизации процесса сжигания, так как невозможно регулировать пропорциональность газа и воздуха.
Вышеприведённые недостатки обусловили нечастое применение
диффузионных горелок в бытовых приборах (используются в качестве бытовых водонагревателей). Однако они широко применяются
в высокотемпературных печах (мартеновских, стекловаренных
и пр.), так как газовоздушная смесь может нагреваться выше температуры самовоспламенения; в печах заводов по производству
строительных материалов для обжига, например клинкера, где необходима большая высота факела. В последнем случае применяют
горелки с регулируемой длиной факела.
В коммунальном хозяйстве используются диффузионные горелки трубчатого типа, также называемые подовыми. Горелка представляет стальную бесшовную трубу DN 40–200 [34], в которой под
углом 90–180° просверлены один или два ряда отверстий диаметром 1,3–2 мм для отопительных и 2–4 мм для промышленных кот420
лов. Коллектор размещают на колосниковой решётке, через которую за счёт разряжения в топке или с помощью вентилятора поступает воздух. Интенсификация процесса смесеобразования осуществляется подачей мелких струй газа под углом к входящему в огневую щель потоку воздуха. Помимо интенсификации, такая подача
обеспечивает устойчивое зажигания смеси. При расходе газа более
35 м³/ч устанавливают П-образные подовые горелки, которые представляют собой два однорядных газовых коллектора, соединённые
между собой патрубком. В котле может быть 1–3 горелки (в зависимости от количества дверок).
12.5. Эжекционные горелки полного предварительного
смешения газа с воздухом
Эжекционные горелки полного предварительного смешения газа
с воздухом (α1 > 1) используются в промышленных и коммунальных агрегатах (нагревательные и термические печи, сушилки, чугунные секционные котлы, хлебопекарные печи и пр.). Теплопроизводительность горелки обычно не превышает 2 МВт. Максимальный расход газа обычно не превышает 100 м³/ч, так как при
больших расходах они становятся громоздкими и металлоёмкими,
что вызывает усложнение их компоновки в агрегатах. При сжигании газа в горелках полного предварительного смешения образуется несветящийся факел. Поэтому для увеличения радиационной составляющей применяют вторичные излучатели – твёрдые тела, воспринимающие теплоту продуктов сгорания и излучающие её на
тепловоспринимающие поверхности. В качестве вторичных излучателей используются огнеупорные стенки каналов и туннелей, своды
и стенки топок и т. п.
Для получения газовоздушной смеси в большинстве случаев используются эжекторы, в которых происходит достаточно полное
смешение горючего и воздуха. Принцип работы эжектора состоит в
подаче через сопло газа с большой скоростью, в результате чего образуется струя, на границе которой происходит интенсивное подсасывание первичного воздуха. Эжекторы обладают высокой надёжностью ввиду простоты конструкции, а также способностью к саморегулированию, т. е. сохранению коэффициента эжекции
постоянным при изменении нагрузки горелки в определённых пре421
делах. В качестве недостатков можно привести громоздкость и возникающий в процессе работы на больших производительностях
шум.
Горелки бывают двух типов: с огнеупорными насадками и металлическими стабилизаторами.
В горелках с огнеупорными насадками газовоздушная смесь
приготавливается с небольшим избытком воздуха (α1 = 1,05–1,10),
после чего с выравненными полями концентраций газа и воздуха
подаётся в раскалённый насадок с температурой выше температуры самовоспламенения, насадок изготовлен из огнеупорного
материала. В насадке смесь подогревается, поджигается и сгорает.
Так как пламя не выходит из насадка и его практически не видно,
то такой процесс сжигания называется беспламенным (название не
вполне корректно, так как пламя есть, но оно находится в каналах). Материал насадка должен обладать достаточной огнеупорностью и термостойкостью, выдерживать высокие температуры и
возникающие из-за неравномерного прогрева и охлаждения термические напряжения.
Достоинства горелок с огнеупорным насадком:
– полное сгорание газа;
– малый коэффициент расхода воздуха;
– возможность создания высоких температур.
Недостатки:
– возможность проскока пламени (характерно для всех эжекционных горелок);
– ухудшение работы при отклонении коэффициента расхода
первичного воздуха от рекомендуемых пределов.
По оформлению огневой части горелки данного типа делятся на
следующие группы:
– со стабилизацией пламени на огнеупорных поверхностях топки
(в горелках, при выходе из которых газовоздушная смесь поступает
непосредственно в топку котла или печи, стабилизаторами горения
являются обмуровка, своды или специальная наброска из кускового
огнеупорного материала);
– с большим количеством каналов неправильной формы (горелки
с пористыми диафрагмами, зернистым слоем из огнеупора и пр.,
мощность таких горелок обычно мала);
422
– с туннелями (каналами) правильной геометрической формы
(например, керамические плитки с цилиндрическими каналами).
Примером горелок первой группы являются горелки среднего
давления В и ВП (рис. 12.3), использующиеся для сжигания природного и коксового газа в нагревательных и термических печах, а
также в котлах малой мощности, где нецелесообразна принудительная подача воздуха. Отличие горелок типа ВП от типа В состоит в
том, что у первой смеситель повёрнут на 90°.
Рис. 12.3. Эжекционная горелка типа В:
1 – скоба; 2 – сопло; 3 – эжекционный смеситель; 4 – диффузор;
5 – водоохлаждаемый насадок; 6 – воздушная задвижка.
В настоящее время разработано 20 типоразмеров с диаметром
насадка от 15–235 мм. При диаметре насадка до 75 мм включительно горелка изготавливается без водяного охлаждения и крепится к
печи с помощью фланца, при большем диаметре – с водоохлаждаемым насадком и специальным кронштейном для крепления к печи.
С характеристиками горелок можно ознакомится в [11, 17].
Обозначение горелки включает индекс типа горелки, диаметр
насадка в мм и через косую черту – диаметр газового сопла в мм.
Например, горелка ВП 42/4,5 означает: эжекционная горелка типа
ВП с поворотом смесителя, имеющая диаметр насадка 42 мм и диаметр газового сопла 4,5 мм.
Большое распространение получили горелки последней группы,
так как содержание оксидов азота в продуктах сгорания значительно ниже по сравнению с факельными горелками. Примером может
служить газовый инфракрасный излучатель ГИИ-30 (рис. 12.4).
423
ГИИ состоит из двух горелок, в корпусах 2 которых расположены эжекционные смесители (смесительные трубы) 3, крепящиеся к
корпусу при помощи присоединительной трубы 6, на которой установлена соединительная деталь.
Рис. 12.4. Внешний вид (а) и конструкция (б) ГИИ-30
(производитель – АО «Сибшванк», РФ):
1 – сопло; 2 – корпус; 3 – эжекционный смеситель; 4 – распределители;
5 – коллектор; 6 – присоединительная труба; 7 – сетки; 8 – керамические
плитки; 9 – рефлектор.
В резьбовом отверстии данной детали установлено сопло 1, диаметр отверстия которого зависит от вида газа (для ГИИ-30 на
природном газе dотв = 3,25 мм, на сжиженном – dотв = 2,15 мм).
Подвод газа от блока клапанов к соплам происходит через
коллектор 5. Для установки требуемого соотношения газа и воздуха
в соединительной детали может устанавливаться диафрагма с
диаметром отверстия 58 мм (при установке излучается под углом и
424
при использовании сжиженного газа). В корпусе горелки на уплотнительных прокладках установлены распределители 4, в которых также
на уплотнительных прокладках установлены перфорированные керамические плитки 8. Плитки крепятся к корпусу посредством двойных планок, между которыми установлены сетки из жаростойкого
сплава, предотвращающие выпадение плиток при их разрушении. К
корпусам горелок прикрепляются торцевые щитки, соединённые с
рефлекторами. В отверстиях торцевого щитка устанавливаются свечи
зажигания с датчиками наличия пламени.
Минимальное присоединительное давление природного газа для
нормальной работы устройства составляет 2200 Па, сжиженного –
2400 Па; максимальное (для двух видов газа) – 10 000 Па. Номинальное давление у сопла должно составлять 1270 Па при использовании природного газа и 2800 Па – сжиженного.
Излучатель предназначен для отопления производственных помещений промышленного и сельскохозяйственного назначения;
помещений гражданского назначения с временным пребыванием
людей; спортивных сооружений; а также для местного обогрева отдельных мест, зон и площадок; помещений конструкций и грунта в
процессе строительства зданий и сооружений; для технологического обогрева материалов и оборудования и систем снеготаяния на
открытых площадках, кровлях зданий и сооружений. Системы отопления с излучателями применяются только в помещениях, оборудованных системами местной и общеобменной вытяжной вентиляции. При использовании на открытом воздухе излучатель должен
быть защищён от осадков и ветра.
Горелки с металлическими стабилизаторами состоят из эжекционного смесителя и головки горелки со стабилизатором горения.
Типичным представителем этой группы горелок является эжекционная горелка ИГК (инжекционная горелка конструкции Ф. Ф. Казанцева) среднего давления с пластинчатым стабилизатором
(рис. 12.5). Горелка может устанавливаться в котлах, печах и сушилках малой мощности (горелки марок ИГК 1-15, ИГК 1-25 и ИГК
1-35), а также в паровых и теплофикационных котлах (ИГК 4-50,
ИГК 4-100 и ИГК 4-150). Технической особенностью данных горелок является наличие стабилизатора, который представляет собой
пакет, собранный из стальных пластин толщиной 0,5 мм и расстоянием между ними 1,5 мм.
425
а)
б)
Рис. 12.5. Внешний вид горелок ИГК (а) и стабилизатора к ним (б)
(производитель – Электростальский котельный завод
ООО «КОТЛОМАШ», РФ)
Горелки устойчиво работают в широком диапазоне регулирования давления газа – от 6 до 50 кПа, коэффициент расхода воздуха
при номинальной мощности составляет 1,01–1,10. Для нормальной
работы разрежение в камере сгорания должно быть не менее 20 Па.
12.6. Эжекционные горелки предварительного смешения
газа с частью воздуха, необходимого для горения
Горелки с предварительным смешением газа с частью воздуха
называются атмосферными. Первичный воздух подсасывается через эжектор, а образовавшая смесь поступает в горелочный насадок,
где происходит её сгорание с подводом вторичного воздуха. Сгорание происходит по принципу горелки Бунзена, описанному ранее.
Коэффициент расхода первичного воздуха для атмосферных горелок составляет α1 = 0,45–0,70, общий коэффициент зависит от
оформления топочной камеры и изменяется от 1,3 до 1,8. При правильном проектировании и эксплуатации горелок обеспечивается
практически полное сгорание топлива.
Головка горелки может иметь различные формы, однако зачастую используется коллектор с большим числом отверстий. Расположение горелок должно обеспечивать равномерное подтекание
426
вторичного воздуха к ним, нормальное развитие конуса и отвод
продуктов сгорания.
Высоту конусов пламени горелки (в мм) в неподвижном воздухе
определяют по эмпирическим зависимостям:
– внутреннего:
2
hвн = 0,86 ⋅ 10−7 kRd отв
;
(12.1)
3
hн = 0,86 ⋅ 10−7 k1 R d отв
,
(12.2)
– наружного:
где k – эмпирический коэффициент, зависящий от состава газа и
коэффициента расхода первичного воздуха (табл. 12.1);
k1 – коэффициент, зависящий от расстояния между краями отверстий (табл. 12.2);
R – тепловое напряжение поперечных сечений отверстий горелки, Вт/м²;
dотв – диаметр выходного отверстия, мм.
Тепловое напряжение рассчитывается по выражению
R = 0,353 ⋅ 106
Vгор Qн
2
nd отв
,
(12.3)
где Wгор – расход газа, проходящий через горелку, м³/ч;
Qн – низшая объёмная теплота сгорания газа, кДж/м³;
n – число отверстий.
Таблица 12.1
Значение коэффициента k
Вид газа
Бутан
Природный
Коксовый
0,2
–
1,89
1,40
Коэффициент расхода первичного воздуха α1
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
–
2,29
1,74
1,46
1,22
1,05
1,63
1,35
1,14
0,95
0,79
0,64
1,12
0,95
0,71
0,56
0,45
0,45
427
0,9
0,83
–
0,54
Таблица 12.2
Значение коэффициента k1
Расстояние
Расстояние
Расстояние
между
Значение комежду
Значение комежду
Значение кокраями
краями
краями
эффициента
эффициента
эффициента
отверстий,
k1
отверстий,
k1
отверстий,
k1
мм
мм
мм
2
11,4
7
6,5
14
6,3
3
10,4
8
7,2
16
6,0
4
9,46
9
6,95
18
5,85
5
8,7
10
6,7
20
5,8
6
7,8
12
6,4
22
5,75
Данный вид горелок получил широкое распространение в бытовых газовых приборах (газовые плиты, водонагреватели), а также в
отопительных котлах малой мощности. Теплопроизводительность
горелок обычно не превышает 100 кВт, что примерно соответствует
расходу природного газа 10 м³/ч. На рис. 12.6 представлено устройство газогорелочное УГГ, которое устанавливается в бытовых котлах жилых домов и при их переводе с твёрдого топлива на природный газ. Выпускается четыре модификации мощностью 15, 19, 24 и
27 кВт. Горелочные насадки представляют собой стальные трубы с
двумя рядами отверстий. Автоматика безопасности предусматривает отключение подачи газа на горелку при погасании пламени запальника и при включении выключающей кнопки.
Рис. 12.6. Внешний вид УГГ-15
(производитель – ООО «Ратон», РБ)
428
Достоинства атмосферных горелок:
– простота конструкции;
– возможность работы на низком давлении газа;
– отсутствие необходимости подачи воздуха под давлением;
– устойчивая работа в широком диапазоне изменения нагрузки;
– бесшумность работы;
– надёжность и простота эксплуатации.
Недостатки:
– достаточно высокий коэффициент расхода воздуха;
– малая теплопроизводительность;
– невозможность использования в высокотемпературных установках, так как горелка располагается в топке.
12.7. Эжекционные горелки с незавершённым
предварительным смешением газа с воздухом
В горелках данного типа процесс образования газовоздушной
смеси начинается в горелке и активно заканчивается в топке, из-за
чего газ сгорает коротким и несветящимся факелом. Данные горелки состоят из систем раздельной подачи газа и всего воздуха, необходимого для горения, а также из устройства, где начинается образование газовоздушной смеси, которая поступает в топочную камеру. Смесь представляет собой турбулентный поток с неравномерными в поперечном сечении полями концентраций горючего и
окислителя. При попадании в зону высоких температур смесь самовоспламеняется, причём та часть смеси, в которой газ и воздух находятся в стехиометрических соотношениях, сгорает кинетическим
методом, а часть, в которой наблюдается недостаток окислителя, –
диффузионным. Процессом смешения в топке управляет смесительное устройство горелки потому, что структуру потока и движение его отдельных частиц определяют условия выхода потока из
смесителя. Смешение газа и воздуха в данном типе горелок происходит из-за турбулентной диффузии, поэтому такие горелки также
называются горелками турбулентного смешения.
Для увеличения интенсивности сжигания газа необходимо интенсифицировать процесс смешения газа с воздухом, чего добиваются различными способами:
429
– закручиванием потока воздуха направляющими лопатками;
– тангенциальным подводом воздуха;
– подачей газа мелкими струйками под углом к потоку воздуха;
– разделением потоков газа и воздуха на мелкие струйки.
Достоинства горелок турбулентного смешения:
– возможность сжигания большого объёма газа при сравнительно небольших габаритах горелки (важно для котлов большой мощности);
– широкий диапазон регулирования производительности;
– возможность подогрева газа и воздуха до температур выше
температуры самовоспламенения (важно для высокотемпературных
установок);
– возможность комбинированного сжигания топлива (газ + мазут, газ + угольная пыль).
Недостатки:
– необходима принудительная подача воздуха;
– большая, чем при кинетическом сжигании, химическая неполнота сгорания.
Горелки нашли широкое применение в промышленных печах и
котлах, теплопроизводительность их может составлять от 60 кВт до
60 МВт. Рассмотрим несколько основных конструкций горелок.
Горелки низкого давления ГНП (рис. 12.7) выпускается в девяти
типоразмерах для сжигания природного и сжиженного газа с длинным и коротким факелом в топках со значительными тепловыми
напряжениями. Мощность горелок составляет:
– при сжигании природного газа – 105–4300 кВт;
– при сжигании сжиженного газа – 59–2020 кВт.
Наконечник типа А служит для короткофакельного сжигания топлива и имеет 4–6 отверстий для выхода газа перпендикулярно или
под углом 45° к потоку воздуха, Б – для длиннофакельного сжигания, по центру сопла имеется одно отверстие, направленное параллельно потоку воздуха.
Стабилизация факела горелки ГНП обеспечивается применением
огнеупорного тоннеля из шамотного кирпича класса А. Горелки газовые ГНП могут работать как на холодном, так и на подогретом
воздухе. Коэффициент избытка воздуха – 1,05. Область применения
горелок низкого давления ГНП весьма обширна: в паровых котлах,
хлебопекарной промышленности, на кирпичных заводах для обжига
430
продукции, в различных печах, сушилках, для подогрева и расплава
в металлургическом производстве, а также в других тепловых агрегатах, имеющих диапазон температур 400–1300°С.
Рис. 12.7. Горелка ГНП (производитель – ООО «АсГард», РФ):
а – внешний вид; б – типы наконечников сопел; в – конструкция.
Горелки газовые вихревые ГГВ (рис. 12.8) предназначены для
сжигания природного газа в топках паровых и водогрейных котлов,
печей, сушилок.
Горелка состоит из корпуса 1 с двумя подводящими патрубками
(для воздуха 2 и газа 3), газовой 4 и воздушной 5 камер, завихрителей 6, насадки 7 и смотровой трубы 8. Для осмотра и ремонта горелки газовая и воздушная камеры соединены с помощью фланцев.
Завихрители, установленные на выходе из воздушной камеры, слу431
жат для создания турбулентного воздушного потока и образования
качественной газовоздушной смеси. В зависимости от компоновки на
агрегате, завихрители бывают левого или правого вращения. Газ из
газовой камеры подаётся через сопла и подхватывается закрученным
потоком воздуха. Для стабилизации пламени служит насадок. В воздушном и газовом патрубках предусмотрены штуцеры для замера
давления воздуха и газа. Розжиг горелки производится пламенем запальной горелки через смотровую или наклонную трубу.
Рис. 12.8. Внешний вид (а) и конструкция (б) горелки ГГВ
(производитель – ГК «Газовик», РФ):
1 – корпус; 2 – воздушный патрубок; 3 – газовый патрубок; 4 – газовая камера;
5 – воздушная камера; 6 – завихрители; 7 – насадок; 8 – смотровая труба.
При монтаже горелку необходимо подключить к дополнительному оборудованию: системе контроля пламени, устройству дис432
танционного розжига, средствам управления, регулирования и
сигнализации, а также к устройству контроля давления газа и
воздуха.
Горелки работают на низком (1,96 кПа) и среднем (29,4 кПа)
давлении газа. Выпускаются в девяти типоразмерах мощностью
116–5800 кВт (расход газа 12,4–620 м³/ч). Коэффициент расхода
воздуха при номинальной тепловой мощности составляет 1,02–1,05.
Газомазутные горелки ГМ (рис. 12.9) предназначаются для раздельного сжигания природного газа и топочного мазута и используются с паровыми котлами ДЕ-ГМ и водогрейными котлами, разработанными на их базе (ДЕВ). Горелки выпускаются в четырёх
типоразмерах (ГМ-2,5, -4, -7, -10) номинальной тепловой мощностью 2,9–11,63 МВт (2,5–10,0 Гкал/ч). Номинальное давление газа
перед горелкой – 25 кПа, мазута – 1,8 МПа. Коэффициент расхода
воздуха составляет 1,05–1,10.
Горелка состоит из следующих основных узлов:
– форсуночного с основной форсункой, расположенной на оси
горелки, и резервной, расположенной ниже под углом 6° к горизонтали;
– газовой части;
– лопаточного завихрителя воздуха правого или левого вращения
(у ГМ-2,5 только правого, у остальных – правого и левого);
– чугунной или стальной опоры для крепления к фронту котла.
Горелка оснащена паромеханической форсункой, состоящей из
топливного ствола, паровой трубы, топливного завихрителя, парового завихрителя, распределительной шайбы, накидной гайки, корпуса, фланца, скобы и винта.
Газовая часть горелки состоит из кольцевого коллектора, имеющего в сечении прямоугольную форму, с одним рядом газовыпускных отверстий, сечение и шаг которых рассчитаны с учётом оптимального внедрения газовых струй в поток воздуха. К торцу газового коллектора присоединён обтекатель для плавного входа воздуха
в воздухонаправляющее устройство. Внутри газового коллектора
приварена разделительная обечайка, позволяющая равномерно распределять газ по коллектору при наличии одной газоподводящей
трубы и сравнительно высокой скорости газа на входе в коллектор.
Лопаточный завихритель является одним из основных узлов в
проточной части воздухонаправляющего устройства горелки. За433
вихритель состоит из профильных лопаток, которые ввиду своего
профиля уменьшают аэродинамическое сопротивление устройства
(по сравнению с прямыми); внутренней и внешней обечаек.
Рис. 12.9. Внешний вид (а) и конструкция (б) горелки ГМ
(производитель – ООО «ПО «Бийский завод котлов и вспомогательного
оборудования», РФ):
1 – форсунка; 2 – газовый коллектор; 3 – лопаточный завихритель воздуха;
4 – опора; 5 – фланец; 6 – заглушка; 7 – прокладка; 8 – фиксатор;
9 – гляделка; 10 – место установки фотодатчика; 11 – место установки
запальника.
12.8. Расчёт подовых горелок
Расчёт подовых горелок заключается в определении конструктивных размеров элементов горелок и топочного пространства,
434
проверке возможности правильной работы горелки при конкретных
условиях. Последовательность расчёта следующая.
Рис. 12.10. Схема подовой горелки
1. Определяется расход газа на один коллектор:
Vкол =
Vк
,
nкол
(12.4)
где Vк – расход газа одним котлом, м³/ч;
nкол – число коллекторов, равное числу дверок.
2. Определяется требуемый внутренний диаметр трубы коллектора:
d внтр =
Vкол
,
900πwгз
(12.5)
где wгз – задаваемая скорость газа в трубе, принимается 5–15 м/с.
3. По сортаменту труб принимается труба ближайшего диаметра.
4. Рассчитывается действительная скорость движения газа в коллекторе:
435
wг =
Vкол
.
900πd вн2
(12.6)
5. Определяем длину коллектора, которая должна быть на 100–
600 мм меньше длины колосниковой решётки (топки).
6. Производится проверка выбранной длины на соответствие тепловой нагрузке qк, кВт/м, на 1 м горелки:
qк =
Vкол Qн
.
3600lкол
(12.7)
Величина qк должна составлять:
– для отопительных котлов qк = 230–460 кВт/м;
– для котлов малой производительности с высотой топки до 3 м
qк = 1150–1750 кВт/м;
– для котлов средней производительности с высотой топки более
3 м qк = 2300–3500 кВт/м.
7. Находится ширина огнеупорной щели:
a=
αVтVкол 273 + tв
+ dн ,
3600 wв lкол 273
(12.8)
где α – коэффициент расхода воздуха; принимается в зависимости
от угла раскрытия в сечении коллектора: при β = 90° α = 1,1; при
β = 180° α = 1,05;
Vт – теоретическое количество воздуха, необходимое для горения газа, м³/м³;
wв – скорость воздуха в самом узком месте щели, м/с; определяется исходя из разрежения в топке:
wв = μ в
2Δрт
,
ρв
(12.9)
где μв – коэффициент расхода, учитывающий все аэродинамические
потери по пути движения воздуха; принимается равным μв = 0,7;
436
Δрт – разрежение в топке, Па; при отсутствии данных принимается: для топок чугунных котлов – 8 Па, для производственных котлов – 20–30 Па;
ρв – плотность воздуха, кг/м³.
Рекомендуется принимать следующие значения размеров щели
[34]:
1) для промышленных котлов:
– высота – 200–260 мм;
– ширина – определяется расчётом, обычно 80–180 мм;
2) для отопительных котлов:
– высота – 130–200 мм;
– ширина – определяется расчётом, обычно 80–110 мм.
8. Глубина проникновения струи рассчитывается по выражению
hстр = ( 0,85 − 0,90 )
a − dн
≈ 0, 45 ( a − d н ) .
2
(12.10)
9. Определяется диаметр отверстий:
d отв =
hстр wв
ρв0
,
kwотв sin α ρг0
(12.11)
где k – опытный коэффициент, зависящий от относительного шага
между отверстиями (sотв/dотв):
– при sотв/dотв = 4 k = 1,6;
– при sотв/dотв = 8 k = 1,7;
– при sотв/dотв = 16 k = 1,9;
– при sотв/dотв = ∞ k = 2,2;
wотв – скорость газа на выходе из отверстия, м/с; принимается
wотв = (10–15)wв;
α = β/2 – угол атаки (встречи газового и воздушного потоков);
ρв0 и ρг0 – плотность воздуха и газа при н. у., кг/м³.
В общем случае рекомендуется принимать:
– для чугунных отопительных котлов – диаметр отверстий 1,3–
2,0 мм с шагом 13–20 мм;
– для производственных котлов – dотв = 2–4 мм и sотв = 20–30 мм.
437
10. Рассчитывается действительная скорость истечения газа из
отверстия:
wотв =
hстр wв
ρв0
.
kd отв sin α ρг0
(12.12)
11. Шаг отверстий:
sотв = 0,75hстр + ( 0,002 − 0,005 ) .
(12.13)
12. Число отверстий n, шт., определяется по выражению
l 
n = 2  кол  − 1,
 sотв 
(12.14)
l 
где  кол  – округлённый в меньшую сторону результат деления
 sотв 
длины коллектора на шаг отверстий.
13. Действительный расход газа, проходящий через коллектор,
рассчитывается по формуле
д
Vкол
= 3600 wотв n
2
πd отв
.
4
(12.15)
14. Находится невязка между действительным и расчётным расходом газа, которая не должна превышать 5%:
д
Vкол
− Vкол
⋅ 100% ≤ 5%.
Vкол
(12.16)
15. Для равномерной загрузки всех отверстий должно выполнять
следующее условие: суммарная площадь отверстий должна составлять не более 30% от площади поперечного сечения коллектора:
438
2
πd отв
2
 Fотв 100% = 4 n 100% = n  dотв  100% ≤ 30%. (12.17)
πd вн2
Fкол
 d вн 
4
16. Определяется требуемое давление газа перед горелкой ргор,
Па:
 1
  Fотв
рг =  2 +  ζ 
 μ отв
 Fкол




2
 ρ w2
 0 отв ,
 2

(12.18)
где μотв = 0,6–0,7 – коэффициент расхода отверстий горелки;
∑ζ – сумма коэффициентов местного сопротивления горелки
(включая эквивалентные линейные).
При отсутствии данных производителя ргор для чугунных отопительных котлов должно составлять 800–1100 Па, для производственных – 5000–10 000 Па.
Пример 12.1. Рассчитать подовую горелку водогрейного котла КВ-Г-7,5-150
(производитель – ПАО «Монастырищенский ОТКЗ машзавод», Украина) теплопроизводительностью 4,65 МВт и с КПД 91%. Используется природный газ с низшей теплотой сгорания Qн = 35922 кДж/м³ и плотностью ρ0 = 0,73 кг/м³. Согласно
конструкции, в котле устанавливаются три подовых горелки. Размеры топочной
камеры: 2049×855×2189 мм (длина×ширина×высота). Действительное количество
влажного воздуха, необходимое для горения, Vт = 9,64 м³/м³. Температура воздуха
в котельной tв = 17°С. Разрежение в топке Δрт = 20 Па.
Расход газа, потребляемого котлом, по выражению (5.22) составляет
Vк =
3600 ⋅ 4,65 ⋅ 103
= 512,1 м³/ч.
35922 ⋅ 0,91
Расход газа на один коллектор Vкол = 512,1/3 = 170,7 м³/ч.
Внутренний диаметр коллектора определяют исходя из скорости газа в нём 5–
15 м/с. Примем wз = 13 м/с и определим требуемый диаметр по выражению (12.5):
170,7
d внтр =
= 0,068 м.
900π ⋅ 13
439
По ГОСТ 8732-78 «Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент» принимаем ближайшую трубу dн×δ = 76×4 мм, внутренний диаметр которой составляет dвн = 76 – 2·4 = 68 мм = 0,068 м. Действительная скорость газа в
коллекторе при этом составляет
wг =
170,7
= 13,1 м/с.
900π ⋅ 0,0682
Определяем длину коллектора. Для данного котла она может быть в диапазоне
1449–1949 мм. Принимаем длину коллектора lкол = 1450 мм = 1,45 м.
Производим проверку выбранной длины на соответствие тепловой нагрузке на
1 м горелки:
qк =
170,7 ⋅ 35922
= 1174,7 кВт/м,
3600 ⋅ 1, 45
что соответствует требованиям.
Скорость воздуха в самом узком месте щели составит
wв = 0,7
2 ⋅ 20
= 4,0 м/с.
1, 22
Для определения ширины огнеупорной щели определяем коэффициент расхода
воздуха. Примем, что отверстия располагаются в два ряда в шахматном порядке и
угол раскрытия будет составлять β = 90°. Тогда α = 1,1. Ширина щели составит при
этом
a=
1,1 ⋅ 9,64 ⋅ 170,7 273 + 17
+ 0,076 = 0,168 м.
3600 ⋅ 4 ⋅ 1, 45
273
Принимаем а = 0,17 м.
Глубина проникновения струи:
hстр = 0, 45 ( 0,170 − 0,076 ) = 0,042 м.
Для определения диаметра отверстий принимаем wотв = 11wв = 11·4 = 44 м/с,
k = 1,7 (при sотв/dотв = 8); α = 90° – 90°/2 = 45°; ρв0 = 1,29 кг/м³. Тогда
d отв =
0,042 ⋅ 4
1, 29
= 0,00422 м = 4,22 мм.
1,7 ⋅ 44sin 45° 0,73
Принимаем dотв = 4 мм = 0,004 м.
440
Действительный расход газа через отверстие составит
wотв =
0,042 ⋅ 4
1, 29
= 46,4 м/с.
1,7 ⋅ 0,004sin 45° 0,73
Шаг между огневыми отверстиями составит
sотв = 0,75 · 0,042 + 0,0025 = 0,034 м = 34 мм.
Выполним проверку: sотв/dотв = 34/4 = 8,5. Таким образом, коэффициент k выбран верно.
Число отверстий составляет
 1, 45 
n = 2
 − 1 = 83 отверстия.
 0,034 
Действительный расход газа, проходящего через коллектор, равен
д
Vкол
= 3600 ⋅ 46, 4 ⋅ 83
π ⋅ 0,0042
= 174,2 м³/ч.
4
Определим невязку между действительным и расчётным расходом газа, которая не должна превышать 5%:
д
Vкол
− Vкол
174, 2 − 170,7
⋅ 100% =
⋅ 100% = 2,1% < 5%.
Vкол
170,7
Таким образом, корректировку производить не требуется.
Проверка равномерности распределения газового потока между отверстиями:
F
отв
Fкол
2
 4 
⋅ 100% = 83   ⋅ 100% = 28,7% < 30%.
 68 
Условие выполняется.
Требуемое давление газа перед горелкой при ∑ζ = 1,7 (кран ζ = 0,2; отвод ζ =
= 0,3; резкое расширение (истечение из отверстия) ζ = 1,0 и эквивалентный линейным потерям ζ = 0,2):
2
 1
 83 ⋅ 42   0,73 ⋅ 46, 42

= 1970 Па.
рг = 
+ 1,7 
2
2 
 0,65
68  
2



441
Согласно данным производителя, минимальное давление газа перед горелками
должно быть 850 Па, максимальное – 15 000 Па. Таким образом, давление газа соответствует рекомендованному для устойчивой работы.
12.9. Расчёт атмосферных горелок
Расчёт включает в себя определения размеров конструктивных
элементов (сопла, горловины смесителя, конфузора, диффузора,
огневых каналов) и габаритных размеров, обеспечивающих возможность установки горелки в топке.
Исходными данными для расчёта являются тепловая мощность
горелки (или расход газа на неё), химический состав газа, давление
газа перед соплом (определение его требуемой величины является
результатом расчёта), характеристики агрегата, в котором производится установка горелки.
Рис. 12.11. Схема атмосферной горелки
Давление газа перед соплом горелки рг, Па, определяется в результате газодинамического расчёта, но для обеспечения широкого
диапазона регулирования должно быть не менее следующей величины:
pгmin = 2,7 ⋅ 10−3 Qн + 40.
(12.19)
Последовательность расчёта следующая.
1. Скорость истечения газа из сопла wс, м/с, рассчитывается по
формуле (сжатие газа ввиду малого давления не учитывается)
442
wс =
2 рг
,
ρ0
(12.20)
где ρ0 – плотность газа при н. у., кг/м³.
2. Диаметр сопла dс, мм, определяется по выражению
d с = 103
Vг
,
900πμwс
(12.21)
где Vг – расход газа горелкой, м³/ч;
μ – коэффициент расхода.
Коэффициент расхода принимается в зависимости от формы сопла:
– для цилиндрического сопла с острыми кромками (рис. 12.12, а)
μ = 0,60–0,65;
Рис. 12.12. Формы сопел
– для цилиндрического сопла с закруглёнными внутри стенки
кромками (рис. 12.12, б) μ = 0,70–0,75;
– для конического сопла (рис. 12.12, в) коэффициент расхода зависит от угла конусности β: при β = 15° μ = 0,9; при β = 30° μ = 0,85
и при β = 45° μ = 0,82;
– для наиболее распространённого сопла с цилиндрическим каналом (рис. 12.12, г) при β = 90° коэффициент зависит от отношения
длины цилиндрической части сопла ldc к диаметру сопла dс – при
443
ldc : dс = 0,18, μ = 0,75; при ldc : dс = 0,45, μ = 0,85; при ldc : dс = 1,0,
μ = 0,85 и при ldc : dс = 2,0, μ = 0,84.
3. Диаметр горловины смесителя dгор, мм, определяется исходя
из закона сохранения импульса, который для горелки принимает
вид
Gг wс + Gв wв = ( Gг + Gв ) wгор ,
(12.22)
где Gг и Gв – массовый расход газа, истекающего из сопла, и первичного соответственно, кг/ч;
wc, wв и wгор – скорость выходящего из сопла газа, первичного
воздуха и смеси в горловине соответственно, м/с.
Скорость эжектируемого воздуха мала, поэтому ею можно пренебречь. В результате преобразований
Gг wс = ( Gг + Gв ) wгор ;
ρгVг wс = ( Gг + Gв ) wгор ;
ρг wс =

Gг + Gв
V
wгор = wгор  ρг + ρв в
Vг
Vг


.

(12.23)
Отношение Vв/Vг носит название коэффициента эжекции (смешения) u. С помощью него можно выразить объёмный расход смеси
через горловину:
Vсм = Vг + Vв = Vг (1 + u ) .
(12.24)
Расход первичного воздуха, подсасываемого в струю, можно определить через коэффициент расхода:
Vв = α1VтVг ,
(12.25)
где Vт – теоретическое количество влажного воздуха, необходимое
для сжигания газа, м³/м³.
444
Таким образом,
u = α1Vт .
(12.26)
Выражение (12.23) преобразуется к виду
ρг wс = wгор ( ρг + ρв α1Vт ) .
(12.27)
2
wгор (диаметры в
Так как Vг = 0,0009πd c2 wс и Vсм = 0,0009πd гор
данных выражениях взяты в миллиметрах), то отношение диаметров горловины и сопла будет равно
Vг wгор
Vг wгор
wгор
dс
.
=
=
=
d гор
wсVсм
wсVг (1 + u )
wс (1 + u )
Откуда
d гор = d с (1 + u )
wс
.
wгор
С учётом выражений (12.25)–(12.27) получим
d гор = d с
(1 + α V ) ρ
d гор = d с
(1 + α V ) 1 + ρ ρα V
1 т
г
+ ρв α1Vт
;
ρг

1 т
в

1 т
г

.

(12.28)
Длина горловины принимается равной
lгор = ( 2,5 − 3,5 ) d гор .
(12.29)
Для атмосферных горелок, работающих на природном газе, принимают α1 = 0,4–0,6, на сжиженном – α1 = 0,5–0,7.
445
4. Определяют геометрические размеры диффузора и конфузора.
Их диаметры принимают примерно одинаковыми и равными
d конф ≈ d диф = ( 2,0 − 2, 2 ) d гор .
(12.30)
Длины переходов определяются по выражениям:
lконф = (1,3 − 1,5 ) d гор ;
lдиф =
(12.31)
d диф − d гор
,
θ
2tg
2
(12.32)
где θ – угол расширения диффузора, принимаемый для обеспечения
безотрывности потока газовоздушной смеси равным 6–8°.
5. Суммарная площадь огневых отверстий коллектора ∑Fотв, м²,
рассчитывается по формуле
F
отв
=
Vг (1 + α1Vт )
Vсм
=
.
3600 wотв
3600 wотв
(12.33)
Скорость газовоздушной смеси на выходе из отверстий принимается такой, чтобы не происходило отрыва пламени, т. е. меньше
скорости, определённой по выражению (11.41). Таким образом,
должно выполняться условие
wотв ≤
3,5 ⋅ 10−6 d отвТ 2 (1 + Vт )
1 + α1Vт
.
(12.34)
Так как диаметр отверстий на данном этапе неизвестен, то им задаются значения от 2 до 6 мм.
6. Определяют число огневых отверстий в коллекторе (с округлением в большую сторону):
446
 4 ⋅ 106  Fотв 
nотв = 
.
2
πd отв


(12.35)
Отверстия могут располагаться в один или два ряда, при двухрядном расположении – в шахматном порядке.
7. Рассчитывается длина коллектора lкол, м. При двухрядном расположении минимальная длина коллектора равна
lкол = 10−3 sотв
nотв + 3
,
2
(12.36)
где sотв – шаг между отверстиями, мм, sотв = (2,4–2,8)dотв.
Расстояние между осями рядов отверстий рекомендуется принимать равным (2,0–2,5)sотв.
8. Для увеличения устойчивости горения в отношении проскока
пламени рекомендуется делать его немного выше коллектора. Глубину каналов рекомендуется принимать равной ldотв = (1,5 − 2,0 ) d отв .
Пример 12.2. Рассчитать горелку атмосферного типа, если расход газа через
неё составляет Vг = 20 м³/ч. Используется природный газ с низшей теплотой сгорания Qн = 35 922 кДж/м³ и плотностью ρ0 = 0,73 кг/м³. Действительное количество
влажного воздуха, необходимое для горения, Vт = 9,64 м³/м³. Давление газа перед
горелкой pг = 1300 Па.
Проверим, соответствует ли давление газа требуемому.
pгmin = 2,7 ⋅ 10−3 ⋅ 35922 + 40 = 137 Па,
что меньше реального. Таким образом, давление перед горелкой соответствует
требуемому.
Скорость истечения газа из сопла составляет
wс =
2 ⋅ 1300
= 59,7 м/с.
0,73
Диаметр сопла с острыми кромками (μ = 0,65) составляет
447
d с = 103
20
= 13,5 мм.
900π ⋅ 0,65 ⋅ 59,7
Диаметр горловины при α1 = 0,5 и плотности воздуха при н. у. ρв = 1,29 кг/м³
составит
 1, 29 ⋅ 0,5 ⋅ 9,64 
d гор = 13,5 (1 + 0,5 ⋅ 9,64 ) 1 +
 = 91,4 мм.
0,73


Принимаем dгор = 90 мм.
Длина горловина lгор = 3,0dгор = 3·90 = 270 мм.
Диаметры конфузора и диффузора составят
dконф = dдиф = 2,1dгор = 2,1 · 90 = 189 мм ≈ 190 мм.
Длина конфузора равна
lконф = 1,4dгор = 1,4·90 = 126 мм.
Длина диффузора при угле расширения θ = 8° составит
lдиф =
190 − 90
= 715 мм.
8°
2tg
2
Зададим диаметр отверстия dотв = 6 мм. В этом случае максимальная скорость
выходящей из отверстия газовоздушной смеси, обеспечивающая безотрывное горение, будет составлять (при температуре смеси T = 273 К)
max
wотв
=
3,5 ⋅ 10−6 ⋅ 6 ⋅ 2732 (1 + 9,64 )
1 + 0,5 ⋅ 9,64
= 2,86 м/с.
Примем wсм = 2,8 м/с и определим суммарную площадь огневых отверстий
коллектора:
F
отв
=
20 ⋅ (1 + 0,5 ⋅ 9,64 )
3600 ⋅ 2,8
= 0,0115 м².
Число отверстий в коллекторе:
 4 ⋅ 106 ⋅ 0,0115 
nотв = 
 = 407.
π ⋅ 62


448
Принимаем расположение отверстий в два ряда в шахматном порядке. Шаг отверстий sотв = 2,5dотв = 2,5·6 = 15 мм с расстоянием между рядами 2,25dотв = 2,25·6 =
= 13,5 мм.
Длина коллектора составит
lкол = 10−3 ⋅ 15 ⋅
407 + 3
= 3,075 м.
2
Глубину каналов примем ldотв = 1,5dотв = 1,5·6 = 9 мм.
12.10. Расчёт эжекционных горелок полного предварительного
смешения с воздухом среднего давления
При проектировании оборудования может возникнуть два случая. Первый – разработать конструкцию горелки, предназначенной
для работы в теплоагрегате. Второй и самый распространённый на
практике – определить возможность работы конкретной горелки
на данном топливе и подобрать её типоразмер. Рассмотрим оба
случая.
Рис. 12.13. Схема горелки среднего давления с полным смешением
первичного воздуха
Определение конструктивных размеров горелки. Методика определения аналогична расчёту атмосферных горелок. При избыточ449
ном давлении газа, не превышающем 10 кПа, можно пользоваться
формулой расчёта скорости истечения для низкого давления (выражение (12.20)), при давлении, не превышающем критическое (для
природного газа 90 кПа, сжиженного – 75 кПа) используется формула адиабатического истечения (ранее приводившаяся формула
Сен-Венана – Ванцéля):
k −1


2k Рг   Рвых  k 
1− 
,
wс =

k − 1 ρг   Рг  


(12.37)
где k – показатель адиабаты;
Рг и Рвых – соответственно абсолютное давление перед горелкой
и на выходе из неё, Па;
ρг – плотность газа при давлении перед горелкой, кг/м³.
Выходное давление при расчётах принимается Рвых = 103 300 Па.
Диаметр сопла высчитывается по выражению (12.21). Диаметр
горловины определяется в зависимости от давления в топке: при
работе на атмосферном давлении или с разряжением до 30 Па применяется формула (12.28), при противодавлении до 30 Па рассчитывается с учётом сопротивления смесителя
d гор = d с

1 т

г

(1 + α V ) 1 + ρ ρα V  (1 + ε ) ,
1 т

в
(12.38)
где ε = 0,10–0,12 – коэффициент, учитывающий сопротивления смесителя.
Коэффициент расхода первичного воздуха принимается равным
α1 = 1,02–1,05.
Длина горловины принимается равной
lгор = ( 3 − 4 ) d гор .
450
(12.39)
Размеры остальных элементов определяются по следующим зависимостям, полученным в результате экспериментальных исследований:
– конфузор
d конф = (1,7 − 2,0 ) d гор , lконф = (1,5 − 1,7 ) d гор ;
(12.40)
– диффузор
d диф = (1,5 − 1,7 ) d гор , lдиф =
d диф − d гор
;
6 − 8) °
(
2tg
2
(12.41)
– насадок
d нас = (1,07 − 1,10 ) d гор , lнас = (1, 2 − 1,7 ) d гор ;
(12.42)
d т = ( 2,3 − 2,5 ) d нас , lтmin = 2,5d нас .
(12.43)
– туннель
Подбор типоразмера горелки. В основу методики расчёта положен закон сохранения энергии: удельная энергия, создаваемая вытекающим из сопла газом, Ег, Дж/м³, должна быть не менее энергии,
отнесённой к 1 м³ газа, которая необходима для эжекции воздуха
(ΔEв); изменение скорости в горловине (ΔЕгор); возмещение потерь в
диффузоре (ΔЕдиф), насадке (ΔЕнас) и на выход в топку (ΔЕвых). Таком образом, должно выполняться условие
Eг ≥ ΔEв + ΔEгор + ΔEдиф + ΔEнас + ΔEвых .
(12.44)
Удельная энергия газа на выходе из сопла Ег, Дж/м³, определяется по выражению
451
Ег =
ρ0 wc2
,
2
(12.45)
где wс – скорость выхода газа из сопла, м/с, которая рассчитывается
исходя из закона сохранения количества движения (импульса) в сопле и горловине без учёта импульса воздуха:

ρ 
wс = wгор  1 + α1Vт в  ,
ρ0 

(12.46)
где wгор – скорость смеси в горловине горелки, м/с:
wгор =
Vг (1 + α1Vт ) 273 + tсм
2
900πd гор
273
,
(12.47)
где tсм – температура смеси, °С.
tсм =
tг + tв α1Vт
.
1 + α1Vт
(12.48)
Скорость выхода газа из сопла не должна превышать максимальной скорости истечения газа:
wсmax =
2k Р0 ( 273 + tг )
.
k + 1 273ρ0
(12.49)
Требуемый диаметр сопла горелки, мм, определяется исходя из
скорости в нём:
d стр = 1000
Vг
273
.
900πwс 273 + tг
(12.50)
Исходя из действительного диаметра сопла dс, мм, определяется
действительная скорость истечения газа из сопла:
452
wс =
Vг
273 + tг
.
2
0,0009πd с 273
(12.31)
По известным значениям диаметров сопла и горловины нужно
пересчитать коэффициент расхода первичного воздуха, который
определяется совместным решением равенств (12.46)–(12.48).
2
2
 d гор 
b
b

 − −a
 − a  + 4b 
a
a

 dс 
α1 =
,
2Vт
(12.52)
где а = (273 + tг)/(273 + tв) и b = Мг/Мв – вспомогательные расчетные
величины.
Удельные затраты энергии на эжекцию воздуха ΔEв, Дж/м³, в
связи с изменением скорости воздуха от 0 до wгор составляют
ΔЕв =
2
ρв wгор
α1Vт
2
.
(12.53)
Удельные потери энергии на изменение скорости газа от wс до
wгор ΔEгор, Дж/м³, равны
ΔЕгор =
ρ0 ( wс − wгор )
2
2
.
(12.54)
Удельные потери энергии в диффузоре ΔEдиф, Дж/м³, на изменение скорости смеси от wгор до wдиф рассчитываются как
ΔЕдиф =
2
2
ρсм ( wгор
− wдиф
)
2
(1 + α V ) (1 − ϕ) ,
1 т
где wдиф – скорость смеси в диффузоре, м/с:
453
(12.55)
wдиф =
Vг (1 + α1Vт ) 273 + tсм
2
900πd диф
273
,
(12.56)
где ρсм – плотность смеси, кг/м³,
ρсм =
ρ0 + α1Vт ρв0 273
,
1 + α1Vт 273 + tсм
(12.57)
где ρв0 = 1,29 кг/м³ – плотность воздуха при н. у.;
φ – КПД диффузора, равный 0,80 при dгор/dдиф = 0,55 и 0,75 при
dгор/dдиф = 0,65.
Удельные потери энергии в насадке ΔEнас, Дж/м³, при отношении
площадей поперечного сечения диффузора и насадки 1,5–2,0 и величине необходимых потерь на удар в размере 40–50% от потерь,
вызванных изменением скорости от wдиф до wнас, находятся по формуле
ΔЕнас =
1,5ρсм ( wдиф − wнас )
2
2
(1 + α V ) ,
(12.58)
1 т
где wнас – скорость смеси в насадке, м/с;
wнас =
Vг (1 + α1Vт ) 273 + tсм
2
900πd нас
273
(12.59)
.
Скорость на выходе из насадки не должна превышать скорости
отрыва пламени (выражение (11.40)) и быть не менее скорости, при
которой наступает проскок пламени (формула (11.44)), т. е. должно
выполняться условие
0,5
d
d 
wпр = 7,75 ⋅ 10 u н < wнас < wотр = 57,5α −2 uн1,5  т  . (12.60)
a
 a 
−3
2
н
454
При расчётах принимают нормальную скорость распространения
пламени uн = 0,38 м/с.
Удельная энергия потока смеси, выходящей из насадки в топку,
ΔEвых, Дж/м³, равна
ΔЕвых =
2
ρ′см wнас
(1 + α1Vт ) ,
2
(12.61)
где ρ´см – плотность смеси, кг/м³, на выходе из насадки при температуре смеси t´см, °С.
Определяют необходимое давление газа перед горелкой, которое
не должно быть больше критического:
рг =
Ег
,
μс2
(12.62)
где μс – коэффициент расхода сопла.
Пример 12.3. Подобрать эжекционную унифицированную горелку типа ИУ,
которая будет использоваться в котлоагрегате, если расход газа через неё составляет Vг = 15 м³/ч. Используется природный газ с низшей теплотой сгорания Qн =
= 35 922 кДж/м³ и плотностью ρ0 = 0,73 кг/м³. Теоретическое количество влажного
воздуха, необходимое для горения, Vт = 9,64 м³/м³. Температура газа tг = 0°С, воздуха – tв = 20°С. Коэффициент расхода первичного воздуха для горелок типа ИУ в
номинальном режиме составляет α1 = 1,05.
Найдём тепловую нагрузку горелки
Wгор =
15 ⋅ 35922
= 149,7 кВт.
3600
Выбираем горелку ИУ65 со следующими конструктивными размерами:
– диаметр горловины dгор = 53 мм = 0,053 м;
– диаметр насадка dнас = 65 мм = 0,065 м;
– диаметр диффузора dдиф = 82 мм = 0,082 м;
– диаметр туннеля dт = 155 мм = 0,155 м.
455
Таблица 12.3
Основные технические характеристики горелок типа ИУ [11, 17, 36]
Типоразмер
ИУ15/dс
ИУ18/dс
ИУ21/dс
ИУ24/dс
ИУ28/dс
ИУ32/dс
ИУ37/dс
ИУ42/dс
ИУ48/dс
ИУ56/dс
ИУ65/dс
ИУ75/dс
ИУ86/dс
ИУ100/dс
Wгор,
кВт
11,5
15,6
21
20
37
52
70
96
130
170
240
320
420
540
dс, мм
0,55–2,1
0,70–2,4
0,80–2,8
0,95–3,1
1,10–3,5
1,35–4,1
1,50–4,6
1,70–5,3
1,90–5,9
2,2–6,9
2,5–7,9
2,9–9,1
3,3–10,4
3,9–12,2
dгор,
мм
12
15
17
19
23
26
30
34
39
45
53
61
70
81
dнас, мм
15
18
21
24
28
32
37
42
48
56
65
75
86
100
dдиф,
мм
19
22
26
30
34
40
46
52
60
70
82
94
108
124
dт,
мм
45
50
55
60
70
80
90
100
115
135
155
180
210
240
Рис. 12.14. Горелка типа ИУ
Температура газовоздушной смеси по правилу смешения составит
tсм =
0 + 20 ⋅ 1,05 ⋅ 9,61
= 18,2°С.
1 + 1,05 ⋅ 9,61
Скорость в горловине равна
456
Масса,
кг
4,2
4,4
4,8
7,6
7,7
8,7
9,7
11,2
14,1
17,5
24,0
26,0
41,0
53,0
wгор =
15 ⋅ (1 + 1,05 ⋅ 9,64 ) 273 + 18, 2
900π ⋅ 0,0532
273
= 22,2 м/с.
Скорость на выходе из сопла составляет
1,2 

wс = 22, 2 1 + 1,05 ⋅ 9,64
 = 391,6 м/с,
0,73


где 1,2 кг/м³ – плотность воздуха при 20°С.
Максимальная скорость истечения газа составит
wсmax =
2 ⋅ 1,33 101325 ⋅ ( 273 + 0 )
= 398,1 м/с.
1,33 + 1
273 ⋅ 0,73
Определим диаметр сопла
d стр = 1000
15
273
= 3,68 мм.
900π ⋅ 391,6 273 + 0
Приняв dс = 3,7 мм, рассчитаем действительную скорость выхода газа из сопла:
wс =
15
273 + 0
= 387,5 м/с,
0,0009π ⋅ 3,7 2 273
которая не превышает максимальной скорости.
Таким образом, типоразмер горелки – ИУ65/3,7.
Действительный коэффициент расхода первичного воздуха при а = (273 + 0) /
/ (273 + 20) = 0,932 и b = 16,42·10–³/28,963·10–³ = 0,567:
2
2
0,567
 0,567

 53 
 0,932 − 0,932  + 4 ⋅ 0,567  3,7  − 0,932 − 0,932




α1 =
= 1,04.
2 ⋅ 9,64
Производя пересчёт температуры смеси и скорости в горловине, можно установить, что они практически не изменятся и совпадут с полученными ранее для
принятой степени округления.
Удельная энергия газа на выходе из сопла равна
Ег =
0,73 ⋅ 387,52
= 54 807,0 Дж/м³.
2
457
Удельные затраты энергии на эжекцию воздуха составляют
ΔЕв =
1, 2 ⋅ 22, 22 ⋅ 1,04 ⋅ 9,64
= 2964,6 Дж/м³.
2
Удельные потери энергии на изменение скорости газа составляют
ΔЕгор =
0,73 ( 387,5 − 22, 2 )
2
2
= 48 707,1 Дж/м³.
Плотность смеси при tсм = 18,2°С будет равна
ρсм =
0,73 + 1,04 ⋅ 9,64 ⋅ 1, 29
273
= 1,16 кг/м³.
1 + 1,04 ⋅ 9,64
273 + 18, 2
Скорость смеси в диффузоре равна
wдиф =
15 (1 + 1,04 ⋅ 9,64 ) 273 + 18, 2
900π ⋅ 0,0822
273
= 9,3 м/с.
Удельные потери энергии в диффузоре при φ = 0,75 (dгор/dдиф = 53/82 = 0,65) составят
ΔЕдиф =
1,16 ( 22, 22 − 9,32 )
2
(1 + 1,04 ⋅ 9,64 )(1 − 0,75 )
= 649,6 Дж/м³.
Скорость смеси в насадке равна
wнас =
15 (1 + 1,04 ⋅ 9,64 ) 273 + 18, 2
900π ⋅ 0,0652
273
= 14,8 м/с.
Для определения коэффициента температуропроводности смеси воспользуемся
выражением
а=
λ см
,
с см
р ρсм
(12.63)
где λсм и с см
р – соответственно коэффициент теплопроводности, Вт/(м·К), и удельная массовая изобарная теплоёмкость смеси, Дж/(кг·К).
Определим коэффициенты теплопроводности газовоздушной смеси. Коэффициент теплопроводности газа составляет при температуре смеси 18,2°С λг =
458
= 30,7·10–3 Вт/(м·К) (пример расчёта приведён в разделе 1), воздуха при температуре смеси 18,2°С λв = 25,5·10–3 Вт/(м·К) [10]. Коэффициенты теплопроводности смеси определим по выражениям
λ′см =
λ′′см =
λ г + α1Vт λ в
;
1 + α1Vт
1
1
α1Vт
+
(1 + α1Vт ) λ г (1 + α1Vт ) λв
=
(12.64)
(1 + α V ) λ λ
1 т
г
в
λ в + α1Vт λ г
.
(12.65)
Подставив значения, получим
λ′см =
λ′′см =
30,7 ⋅ 10−3 + 1,04 ⋅ 9,64 ⋅ 25,5 ⋅ 10−3
= 26,0·10–3 Вт/(м·К);
1 + 1,04 ⋅ 9,64
(1 + 1,04 ⋅ 9,64 ) ⋅ 30,7 ⋅ 10−3 ⋅ 25,5 ⋅ 10−3 = 25,9·10–3 Вт/(м·К).
25,5 ⋅ 10−3 + 1,04 ⋅ 9,64 ⋅ 30,7 ⋅ 10−3
Средний коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси по формуле
Брокау составит
λсм = (26,0·10–3 + 25,9·10–3)/2 ≈ 26,0·10–3 Вт/(м·К).
Удельная теплоёмкость смеси равна
с см
р =
с гр + α1Vт с вр
1 + α1Vт
(12.66)
.
Теплоёмкость природного газа по (1.23) при Р = 0,18 МПа (предварительно зададимся давлением перед горелкой 80 кПа) составит
с гр = 1,695 + 1,838 ⋅ 10−3 ⋅ ( 273 + 18, 2 ) +
1,96 ⋅ 106 ( 0,18 − 0,1)
( 273 + 18, 2 )
3
= 2237Дж/(кг·К).
Для воздуха с вр = 1,008 кДж/(кг·К) = 1008 Дж/(кг·К).
с см
р =
2237 + 1,04 ⋅ 9,64 ⋅ 1008
= 1119,5 Дж/(кг·К).
1 + 1,04 ⋅ 9,64
Коэффициент температуропроводности смеси составит
459
= 2,237 кДж/(кг·К) =
а=
26,0 ⋅ 10−3
= 20,0·10–6 м²/с.
1119,5 ⋅ 1,16
Выполним проверку недопущения проскока и отрыва пламени:
wпр = 7,75 ⋅ 10−3 uн2
dн
0,065
= 3,6 м/с;
= 7,75 ⋅ 10−3 ⋅ 0,382 ⋅
20 ⋅ 10−6
a
d 
wотр = 57,5α −2uн1,5  т 
 a
0,5
 0,155 
57,5 ⋅ 0,381,5 
−6 
 20 ⋅ 10 
=
2
1,04
0,5
= 1096,3 м/с.
Скорость в насадке находится в данных пределах. Таким образом, устойчивая
работа горелки будет обеспечена.
Определим удельные потери энергии в насадке:
ΔЕнас =
1,5 ⋅ 1,16 ( 9,3 − 14,8 )
2
2
(1 + 1,04 ⋅ 9,64 )
= 290,2 Дж/м³.
Плотность смеси при t´см = 50 °С будет равна
ρсм =
0,73 + 1,04 ⋅ 9,64 ⋅ 1, 29 273
= 1,05 кг/м³.
1 + 1,04 ⋅ 9,64
273 + 50
Удельная энергия потока смеси, выходящей из насадки в топочное пространство, составляет
ΔЕвых =
1,05 ⋅ 14,82
(1 + 1,04 ⋅ 9,64 ) = 1267,9 Дж/м³.
2
Сумма удельных потерь энергии равна
∑ΔЕ = 2964,6 + 48 707,1 + 649,6 + 290,2 + 1267,9 = 53 879,4 Дж/м³.
Проверим выполнение условия работы эжекционной горелки:
∑ΔЕг = 54 807,0 Дж/м³ > ∑ΔЕ = 53 879,4 Дж/м³.
Таким образом, условие выполняется.
Необходимое давление газа перед горелкой при коэффициенте расхода μс =
= 0,82 (коническое сопло при угле конусности 45°) составляет
460
рг =
54807,0
= 81509,5 Па.
0,822
Так как давление практически не отличается от принятого при расчёте теплоёмкости, пересчёт производить не следует. Расчёт на этом окончен.
12.11. Пересчёт горелок на новые условия
На практике возможны случаи, когда необходима переделка горелок из-за изменения характеристик газа (низшей объёмной теплоты сгорания и плотности). Если этого не производить, то тепловая
мощность изменится, условия сгорания ухудшатся, что приведёт к
нарушению стабильности работы. Рассмотрим варианты пересчёта
для горелок различных типов.
Эжекционные горелки низкого давления (α1 < 1). В случае несоответствия теплоты сгорания расчётной на 10–30% для сохранения
неизменной тепловой мощности горелки можно изменить давление
газа перед соплом (при неизменном диаметре сопла) или диаметр
сопла.
Требуемое давление газа перед соплом р´, Па, необходимое для
стабильной работы, рассчитывается по выражению
2
ρ′  Q 
р′ = р 0  н  ,
ρ0  Qн′ 
(12.67)
где р – расчётное давление газа перед горелкой, Па;
ρ′0 и ρ0 – действительная и расчётная плотность газа при н. у. соответственно, кг/м³;
Qн′ и Qн – действительная и расчётная низшая объёмная теплота
сгорания газа соответственно, кДж/м³.
При замене сопла его новый диаметр d´, мм, должен составлять
d′ = d
Qн
Qн′
где d – расчётный диаметр сопла, мм.
461
рρ′0
,
р1ρ0
(12.68)
Пример 12.4. Рассчитать диаметр сопла при переводе агрегата с природного
газа плотностью ρ0 = 0,73 кг/м³, низшей теплотой сгорания Qн = 35 922 кДж/м³ и
давлением р = 1300 Па на сжиженный газ плотностью ρ′0 = 2,36 кг/м³, Qн′ =
= 104 895 кДж/м³ и р´ = 3000 Па. Расчётный диаметр сопла 13,5 мм.
d ′ = 13,5
35922 1300 ⋅ 2,36
= 8,6 мм.
104895 3000 ⋅ 0,73
Если попытаться изменить давление, то оно составит
2
р′ = 1300
2,36  35922 

 = 493 Па.
0,73  104895 
Диапазон устойчивой работы горелки определяется как n =
pгmin
pгmax
. Если
взять pгmin = 137 Па (пример 12.2), то при замене сопла он составит n = 137 / 3000 ≈
≈ 1:4,7; а при изменении давления – n = 137 / 493 ≈ 1:2, что недопустимо.
Эжекционные горелки низкого и среднего давления (α ≥ 1). Сохранение неизменной тепловой мощности и коэффициента расхода
воздуха достигается изменением диаметра сопла до следующей величины:
d1 = d
(1 + αV )(1 + ρ αV / ρ ) ,
(1 + α′V ′)(1 + ρ α′V ′ / ρ′ )
т
в
т
в
т
т
0
(12.69)
0
где Vт′ и Vт – действительное и расчётное количество воздуха, необходимое для сжигания газа, м³/м³;
α и α´ – коэффициенты расхода воздуха на выходе из горелки.
Необходимое давление газа перед соплом нового диаметра:
2
р′ = р
4
ρ′0  Qн   d 
    ,
ρ0  Qн′   d1 
где р – расчётное давление газа перед горелкой, Па;
462
(12.70)
ρ′0 и ρ0 – действительная и расчётная плотность газа соответственно, кг/м³.
Пример 12.5. Рассчитать диаметр сопла и необходимое давление газа при переводе котла с природного газа (ρ0 = 0,73 кг/м³, Qн = 35 922 кДж/м³, р = 1300 Па,
Vт = 9,64 м³/м³) на газ плотностью ρ′0 = 2,36 кг/м³, Qн′ = 104 895 кДж/м³ и Vт′ =
= 27,57 м³/м³). Расчётный диаметр сопла – 1,5 мм. Коэффициент расхода воздуха –
α = 1,1.

1, 29 ⋅ 1,1 ⋅ 9,64 

0,73

 = 1,0 мм;
d ′ = 1,5
 1, 29 ⋅ 1,1 ⋅ 27,57 
(1 + 1,1 ⋅ 27,57 ) 1 +

2,36


(1 + 1,1 ⋅ 9,64 ) 1 +
р′ = 1300 ⋅
2,36  35922 


0,73  104895 
2
4
 1,5 

 = 2495 Па.
 1,0 
Горелки с принудительной подачей воздуха (α ≥ 1). При изменении состава газа в них изменяют площадь газовыходных отверстий,
не изменяя при этом отношения скорости газа к скорости воздуха.
Новая площадь газовыходных отверстий составит
F′ = F
Qн
.
Qн′
(12.71)
При кратковременном изменении состава газа и необходимости
сохранения конструктивных размеров горелок давление газа пересчитывают по выражению (12.67), а воздуха – по формуле
2
 Q n′ 
рв′ = рв  н  ,
 Qн′ n 
(12.72)
где рв´ и рв – действительное и расчётное давление воздуха соответственно, Па;
n´ и n – кратность подачи воздуха при сжигании газа нового и
расчётного состава соответственно.
463
13. Использование газа промышленными потребителями
В настоящее время эксплуатируется множество разнообразного
газового оборудования, производимого как в Беларуси, России, так
и за рубежом. В основном оборудование, устанавливаемое в агрегатах, заложено изготовителем, поэтому выбор заключается в сравнении технико-экономических показателей. Вследствие этого рассмотрение выбора газогорелочных устройств для конкретных агрегатов в данной книге нецелесообразно, так как все вопросы широко
освещаются в специальной литературе, предоставляемой изготовителем.
13.1. Требования к газоиспользующим агрегатам
С учётом особенностей газа как топлива можно сформулировать
следующие общие требования и рекомендации к газоиспользующим агрегатам (котлам, сушилкам, печам и пр.):
– хорошее техническое состояние, соответствие современным
требованиям и действующим ТНПА;
– оснащение автоматикой безопасности, регулирования, КИП;
– оснащённость надёжной и безопасной системой обвязочных
газопроводов;
– наличие в топках и газоходах предохранительных взрывных
клапанов;
– полное и экономичное сжигание топлива с минимальным количеством выделяющихся вредных веществ;
– учёт перспективы увеличения производительности агрегата,
использование резервов сжигания газа с большой тепловой мощностью топочного объёма;
– конструкции топок и газогорелочных устройств должны иметь
возможность перехода на резервный (аварийный) вид топлива;
– наличие необходимой технической документации (схемы газопроводов; инструкций по пуску, работе и остановке агрегата; журналов по технике безопасности и пр.).
Для выполнения данных требований необходима подготовка
кадров высокой квалификации, специалистов по проектированию и
эксплуатации установок.
464
13.2. Обвязочные газопроводы тепловых установок
Выбор схемы обвязочных газопроводов зависит от тепловой
мощности агрегата, типа и числа газовых горелок, давления газа,
потребляемого установкой, вида отключающего устройства (задвижка или кран) и применяемой автоматики регулирования и
безопасности. Краны эффективнее задвижек по надёжности (герметичности) отключения, так как небольшие утечки газа из крана попадают в помещение и легко определяются даже по запаху. Неплотности в задвижках, приводящие к попаданию газа в топку, обнаружить без специальных приборов практически невозможно.
Рис. 13.1. Схема обвязочных газопроводов агрегата, оборудованного горелками
с принудительной подачей воздуха и задвижками:
1 – цеховой газопровод; 2 – общее отключающее устройство; 3 – клапанотсекатель; 4 и 19 – поворотные заслонки; 5 – манометры; 6 – контрольные
задвижки; 7 – краны на свечах безопасности; 8 – краны для присоединения
устройства проверки герметичности; 9 – рабочие задвижки; 10 – горелки;
11 – кран на трубопроводе запальника; 12 – переносной запальник;
13 – кран на продувочной линии; 14 – кран с пробкой для взятия пробы
на качество продувки; 15 – продувочный газопровод; 16 – газопровод
безопасности; 17 – тягонапоромер; 18 – шиберы; 20 – дутьевой вентилятор.
На рис. 13.1 приведена достаточно сложная схема обвязочных
газопроводов агрегата с установленными на нем эжекционными
горелками и отключающими устройствами – задвижками. Для отключения агрегата на газопроводе последовательно установлены
465
три задвижки: главная 2, предназначенная для отключения всего
агрегата; контрольная 6, служащая для открытия или закрытия прохода газа; рабочая 9, обеспечивающая ручной розжиг, вывод горелки на рабочий режим и регулирование расхода газа при неработающей автоматике или её отсутствии. Для сброса утечек при закрытых
задвижках предусматривается устройство газопровода безопасности
16 с открытыми при неработающем агрегате кранами 7. Для контроля плотности закрытия и работоспособности главной и контрольной задвижек служит штуцер с краном 8, к которому подключается переносной манометр.
В системе также имеется клапан-отсекатель 3, являющийся исполнительным органом автоматики безопасности. К нему поступают сигналы от датчиков, которые контролируют параметры агрегата. В качестве клапана-отсекателя применяют двухпозиционные
устройства, обеспечивающие быстрое и плотное отключение газа.
Для регулирования расхода газа в зависимости от потребности в
теплоте служит поворотная заслонка 4.
К газопроводу, питающему горелки, с помощью резинотканевого
шланга через кран 11 присоединён переносной запальник 12, служащий для розжига горелок. В конце газового коллектора устроен
продувочный газопровод 15 с закрытым при работе установки краном 13. Данный газопровод служит для удаления методом вытеснения воздуха или газовоздушной смеси при пуске агрегата. К продувочному газопроводу присоединяется штуцер с краном 14, служащий для проверки качества продувки. Продувка заканчивается, если
содержание кислорода в пробе составило не более 1%. Диаметр
продувочного газопровода определяют исходя из скорости в нём
20–30 м/с и расходу газа, который определяется из объёма продуваемой системы и времени продувки (15-кратный обмен среды в
час), но не менее 20 мм. Выводится газопровод на 1 м выше карниза
крыши.
Воздух к горелкам подаётся с помощью радиального дутьевого
вентилятора 20. Для регулирования общей подачи воздуха к горелкам после вентилятора установлена поворотная заслонка 19, являющаяся исполнительным механизмом автоматики горения. Для
регулирования воздуха при розжиге и отключения неработающей
горелки непосредственно перед ней имеется шибер 18.
466
При использовании кранов схема упрощается (рис. 13.2, а), так
как нужно меньше отключающих устройств и устраивается общий
на установку газопровод безопасности. При использовании горелок
низкого давления можно применять схему, приведённую на
рис. 13.2, б, в которой отсутствует контрольный кран и трубопровод
безопасности.
Рис. 13.2. Схема обвязочных газопроводов агрегата, оборудованного горелками
с принудительной подачей воздуха и кранами:
1 – цеховой газопровод; 2 – общее запорное устройство (кран); 3 – клапанотсекатель; 4 и 17 – поворотные заслонки; 5 – контрольный кран; 6 – манометры;
7 – рабочие краны; 8 – горелки; 9 – продувочный газопровод; 10 – кран
с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 11 – газопровод
безопасности; 12 – кран с пробкой для проверки плотности кранов;
13 – переносной запальник; 14 – кран на трубопроводе запальника;
15 – тягонапоромер; 16 – шиберы; 18 – дутьевой вентилятор.
467
При использовании горелок без дутья схемы упрощаются, так
как необходимость в вентиляторе, манометре на воздуховоде и прочих устройствах воздушного тракта отпадает.
Согласно действующим правилам по обеспечению промышленной безопасности в Республике Беларусь [61], при мощности газоиспользующих установок более 100 кВт необходимо оснащение
горелок автоматическим устройством контроля герметичности запорной арматуры.
13.3. Комплексная автоматизация
Для повышения экономичности процесса сжигания, а также
безопасности использования газа применяют автоматическую комплексную автоматизацию, которая включает в себя автоматику регулирования, безопасности, блокировки, системы аварийной сигнализации и теплотехнического контроля. Требования к автоматизации паровых и водогрейных котлов приводятся в главе 15 СНиП
II-35-76 «Котельные установки» (для Республики Беларусь – с учётом изменений 1–4 РБ) и Правилами по обеспечению промышленной безопасности.
Автоматика регулирования предназначена для управления процессом горения газоиспользующей установки, при этом обеспечивается её работа на заданном технологическом режиме при оптимальных показателях горения газа. Регулируются следующие параметры:
– температура воды или давление пара;
– давление газа и воздуха перед горелками;
– разряжение в топке (при работе дымососов);
– соотношение газа и воздуха;
– температура в топке.
Автоматика безопасности служит для предотвращения аварийных ситуаций при работе агрегата, прекращая подачу газа к горелкам. Контролируются следующие параметры:
– давление газа перед горелками (понижение или превышение
давления на 20–25% над установленными максимальным и минимальным давлением приведёт к прекращению подачи газа);
– горение факела в топке (при погасании пламени подача газа
отключается);
468
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)
– давление воздуха (при его падении подача газа прекращается);
– разряжение в топке (при понижении разряжения в топке или
опрокидывании тяги газ не должен поступать);
– температура воды или давление пара в котле (при превышении
допустимых значений должно происходить прекращение поступления газа);
– уровень воды в котле (при нарушении допустимых значений
подача газа прекращается);
– загазованность помещений (при наличии утечек газа процесс
горения необходимо остановить);
– прекращение подачи электричества в цепях защиты.
Аварийное отключение агрегата должно сопровождаться световым и звуковым сигналами. Для правильной эксплуатации и предотвращения аварийных ситуаций агрегат должен оборудоваться
приборами теплотехнического контроля.
Блокировки котла препятствуют выполнению каких-либо действий со стороны персонала или автоматики, которые могут привести
к созданию аварийной ситуации.
Более подробные сведения о требованиях к котельным агрегатам
приведены в разделе 14.2.
Пример схемы автоматизации водогрейного котла приведён на
рис. 13.3.
Пуск оборудования осуществляется с помощью переключателя
НS (поз. 2), при этом запускаются дымосос (привод М1) и дутьевой
вентилятор (привод М2) с помощью кнопки Н (поз. 1). С помощью
электроконтактного манометра со встроенной сигнализацией PGSA
(поз. 5) проверяется наличие избыточного давления между клапанами с приводами Y5 и Y6. При наличии избыточного давления
розжиг прекращается. Продувку топочного пространства от розжига отделяет реле времени KS (поз. 4). Контроль качества продувки
осуществляется с помощью газоанализатора AG (поз. 15).
В зависимости от требуемой температуры воды на подаче по
отопительному графику и его фактическому значению изменяется
степень открытия заслонки с приводом Y2 и клапан с приводом Y6
(соотношение «газ – воздух»), увеличивая или уменьшая производительность горелки.
469
Рис. 13.3. Схема автоматизации водогрейного котла
Регулирование расхода воды через котёл осуществляется с помощью регулятора FC (поз. 14). Разряжение в топке изменяется с
помощью регулятора PDGCR (поз. 6).
Для безаварийной работы котла предусмотрены:
470
– реле давления PDGS (поз. 8), реагирующее на уменьшение разряжения в топке по сигналу от датчика давления PE (поз. 8-1);
– электроконтактный манометр PGS (поз. 9), срабатывающий
при превышении установленного предела давления в подающей магистрали по сигналу от датчика давления PE (поз. 9-1);
– регулятор температуры TC (поз. 7), предупреждающий о недопустимом повышении температуры в подающей магистрали по сигналам от датчиков температуры TE (поз. 7-1);
– реле расхода FS (поз. 11);
– реле перепада давления PDGS (поз. 12), которые срабатывают
при отключении подачи газа по сигналу от датчика PE (поз. 12-1)
или дутьевого вентилятора по сигналу от датчика PE (поз. 11-2);
– реле погасания пламени BS (поз. 13);
– электромагнитное реле ES (поз. 23), предупреждающее об исчезновении напряжения.
При срабатывании хотя бы одной защиты закрывается клапанотсекатель, звук и световая сигнализация.
Таблица 13.1
Экспликация контрольно-измерительных приборов
и технических средств автоматизации водогрейного котла
Позиция
Наименование
1
2
3
4
Кнопка
Переключатель электрических цепей
Магнитный пускатель
Реле времени
Электроконтактный
манометр
со
встроенной сигнализацией
Регулятор разряжения
Датчик разряжения
Регулятор температуры
Датчик температуры
Реле перепада давления
Датчик разряжения
Электроконтактный манометр
Датчик давления
Реле температуры
Датчик температуры
5
6
6-1
7
7-1
8
8-1
9
9-1
10
10-1
471
Условное
обозначение
на схеме
H
HS
NS
KS
PGSA
PDGCR
PE
TS
TE
PDGS
PE
PGS
PE
TS
TE
Количество
5
2
8
2
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
Продолжение табл. 13.1
Позиция
11
12
12-1
12-2
13
13-1
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Наименование
Реле расхода
Реле перепада давления
Датчик давления газа
Датчик давления воздуха
Реле погасания пламени
Датчик погасания пламени
Регулятор расхода
Газоанализатор
Блок-отсекатель
Лампочка
Манометр показывающий
Термометр показывающий
Расходомер воды
Расходомер газа
Термометр показывающий
Электромагнитное реле
Дифманометр показывающий
Условное
обозначение
на схеме
FS
PDGS
PE
PE
BS
BE
FC
AG
XS
HL
PG
TG
FIR
FIR
TG
ES
PDG
Количество
1
2
1
1
1
1
1
1
1
19
4
2
1
1
1
1
1
Более подробные сведения об автоматизации газоиспользующего оборудования представлены в курсе «Автоматизация систем
ТГВ».
472
14. Эксплуатация систем газораспределения
и газоиспользующего оборудования
Основными документами, регламентирующими эксплуатацию
систем газоснабжения, являются:
1) на территории Республики Беларусь:
– Закон Республики Беларусь «О газоснабжении» от 4 января
2003 г. № 176-З (в ред. Законов Республики Беларусь от 29 июня
2006 г. № 137-З, от 20 июля 2006 г. № 162-З, от 8 июля 2008 г.
№ 367-З, от 28 декабря 2009 г. № 96-З и от 14 ноября 2011 г.
№ 293-З);
– постановление Совета Министров Республики Беларусь
№ 1539 от 19 ноября 2007 г. «Правила пользования газом в быту»
(в ред. постановления Совета Министров Республики Беларусь
№ 233 от 23 марта 2016 г.);
– постановление Министерства по чрезвычайным ситуациям
Республики Беларусь от 2 февраля 2009 г. № 6 «Правила по обеспечению промышленной безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь» (в ред. постановления МЧС № 22 от 30 мая
2017 г.);
2) на территории Российской Федерации:
– Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31 марта 1999 г. № 69-ФЗ (в ред. от 26 июля 2017 г.);
– Постановление Правительства РФ от 17 мая 2002 г. № 317
«Об утверждении Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации» (в ред. от 19 июня
2017 г.);
– Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (с изм. на 12 января 2015 г.).
В последующих параграфах будут приведены основные сведения
об эксплуатации систем и агрегатов применительно к требованиям
нормативно-правовой базы Республики Беларусь.
14.1. Эксплуатация систем газораспределения [61]
При эксплуатации систем газораспределения выполняются следующие виды работ:
473
– мониторинг технического состояния объектов систем газораспределения (проверка состояния охранных зон, технический осмотр
и обследование, оценка технического состояния и техническое диагностирование);
– техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт;
– аварийно-диспетчерское обслуживание.
Наружные газопроводы.
Газопроводы, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться техническому обслуживанию путём периодического обхода,
приборного технического обследования, диагностики технического
состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной Правилами по обеспечению промышленной
безопасности.
При обходе надземных газопроводов (периодичность обхода – не
менее одного раза в три месяца) должны выявляться:
– утечки газа;
– перемещения газопровода за пределы опор;
– наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изгиба и повреждения опор;
– проверяться состояние отключающих устройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов;
– сохранность габаритных знаков на переходах в местах проезда
автотранспорта;
– наличие свободного доступа к газопроводу.
При обходе подземных газопроводов должны:
– осматриваться трассы газопроводов и выявляться утечки газа
по внешним признакам;
– контролироваться приборами все колодцы и контрольные
трубки, а также колодцы и камеры других подземных коммуникаций, подвалы зданий, шахты, коллекторы, подземные переходы,
расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода;
– проверяться сохранность, состояние настенных указателей,
ориентиров газовых сооружений и устройств электрохимической
защиты;
– очищаться крышки газовых колодцев и коверов от снега, льда
и загрязнений;
474
– осматриваться состояние местности по трассе газопровода с
целью выявления обрушения грунта, размыва его талыми или дождевыми водами, самовольных посадок деревьев и кустов;
– контролироваться условия производства ремонтных, строительных и земляных работ в охранной зоне объектов газораспределительной системы согласно Положению о порядке установления
охранных зон объектов газораспределительной системы, размерах и
режиме их использования.
Периодичность обхода устанавливается приложением 13 [61].
Подземные газопроводы должны подвергаться периодическому
приборному техническому обследованию, включающему:
– выявление мест повреждений изоляционного покрытия и металла труб, утечек газа – для стальных газопроводов;
– выявление мест утечек газа – для полиэтиленовых.
Периодичность приборного технического обследования составляет:
– для межпоселковых газопроводов, газопроводов всех давлений
в городах, посёлках и населённых пунктах, в том числе переходов
через несудоходные водные преграды – не реже одного раза в пять
лет;
– для переходов газопроводов через судоходные водные преграды – не реже одного раза в три года;
– для газопроводов, техническое состояние которых при очередном обследовании признано недостаточно надёжным, – периодичность приборного обследования до их ремонта или перекладки устанавливается в каждом отдельном случае собственником газопровода;
– для газопроводов, по трассе которых будут выполняться работы по строительству, ремонту твёрдых дорожных покрытий, – независимо от срока эксплуатации газопровода до начала производства
указанных работ;
– для газопроводов, пересекающих автомобильные и железные
дороги (включая проходящие около станций и линий метрополитена), а также проходящих параллельно железным и автомобильным
дорогам I и II категорий на расстоянии 75 м при DN 300 и менее, до
150 м при свыше DN 300 до DN 800 вне зависимости от давления, –
один раз в год после оттаивания грунтов.
475
Внеочередные приборные технические обследования стальных
газопроводов должны проводиться при обнаружении негерметичности или разрыва сварных стыков, сквозных коррозионных повреждений, а также при перерывах в работе электрозащитных установок в течение года:
– более одного месяца – в зонах опасного действия блуждающих
токов;
– более 6 месяцев – в зонах отсутствия блуждающих токов, если
защита газопровода не обеспечена другими установками.
Газопроводы, требующие капитального ремонта или включённые в план на замену (перекладку), должны подвергаться приборному техническому обследованию не реже одного раза в год.
При приборном техническом обследовании полиэтиленовых газопроводов, изготовленных из полиэтилена высокой плотности,
эксплуатирующей организацией не реже одного раза в 5 лет должна
проверяться герметичность газопроводов с помощью высокочувствительного газоискателя.
Пункты редуцирования газа.
При эксплуатации ПРГ1 должны выполняться:
– осмотр технического состояния в сроки, устанавливаемые инструкцией, обеспечивающие безопасность и надёжность эксплуатации;
– проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК не реже одного
раза в 3 месяца, а также по окончании ремонта оборудования;
– техническое обслуживание – не реже одного раза в 6 месяцев;
– текущий ремонт – не реже одного раза в год, если организацияизготовитель регуляторов давления, предохранительных клапанов,
телемеханических устройств не требует проведения ремонта в иные
сроки;
– капитальный ремонт – при замене оборудования, средств измерений, отопления, освещения и восстановлении строительных конструкций здания на основании дефектных ведомостей, составленных по результатам осмотров и текущих ремонтов.
1
Данная аббревиатура в нормах Республики Беларусь отсутствует, однако автор
считает, что она более корректна для обозначения всех типов газорегуляторных
пунктов и установок.
476
Техническое диагностирование оборудования телемеханизированных ПРГ должно проводиться не реже одного раза в 6 месяцев
(при отрицательных результатах диагностики выполнить ремонт
оборудования до достижения положительных результатов) при условии использования диагностического оборудования, позволяющего контролировать следующие параметры:
– давление полного закрытия регулятора давления газа; герметичность и настройки регулятора;
– верхний и нижний пределы срабатывания, герметичность клапана главного и вспомогательного ПЗК;
– давление срабатывания, полного закрытия и герметичность
ПСК;
– герметичность выходного запорного устройства ПРГ;
– определения объёма утечки газа.
При осмотре технического состояния ПРГ путём обхода должны
выполняться:
– проверка по приборам давления газа до и после регулятора, перепада давления на фильтре, температуры воздуха в помещении,
отсутствия утечки газа с помощью прибора или мыльной эмульсии;
– контроль за правильностью положения молоточка и надёжности сцепления рычагов или положения рукоятки взвода ПЗК;
– смена картограмм регистрирующих приборов, прочистка и заправка перьев, завод часового механизма;
– проверка исправности манометров (показывающих, регистрирующих, дифференциальных и т. п.) путём кратковременного их
отключения и посадки на «нуль» – не реже одного раза в 15 дней,
для телемеханизированных ПРГ – в соответствии с графиком осмотра технического состояния;
– проверка состояния и работы электроосвещения, вентиляции,
системы отопления, визуальное выявление трещин и негерметичности стен, отделяющих основное и вспомогательное помещения;
– внешний и внутренний осмотр здания;
– очистка помещения и оборудования от загрязнения (при необходимости).
При техническом обслуживании ПРГ должны выполняться:
– проверка хода и герметичности запорной арматуры и предохранительных клапанов;
477
– проверка герметичности всех соединений, устранение утечек
газа, осмотр фильтра; смазка трущихся частей и перенабивка сальников;
– определение чувствительности мембран регуляторов давления
и управления;
– продувка импульсных трубок к КИП, ПЗК и регулятору давления;
– проверка параметров настройки ПЗК и ПСК.
При ежегодном текущем ремонте ПРГ следует обязательно выполнять: разборку регуляторов давления (если эксплуатационной
документацией изготовителя не предусмотрено иное), предохранительных клапанов с очисткой их от коррозии и загрязнений, проверкой плотности прилегания клапанов к седлу состояния мембран,
смазкой трущихся частей, ремонтом или заменой изношенных деталей, проверкой надёжности крепления конструкционных узлов,
не подлежащих разборке; разборку и притирку запорной арматуры,
не обеспечивающей герметичности закрытия; а также работы при
техническом облуживании.
Резервуарные, испарительные и групповые баллонные установки.
Порядок эксплуатации данных установок должен соответствовать (помимо [61]) Правилам по обеспечению промышленной безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением;
ТНПА, разработанным с учётом рекомендаций организацийизготовителей. При этом должны быть предусмотрены:
– проведение внешних осмотров технического состояния оборудования резервуарных установок одновременно с обходом газопроводов;
– проверка исправности и параметров настройки регуляторов
давления и предохранительных клапанов в сроки не реже одного
раза в 3 месяца;
– текущий ремонт установок с разборкой регулирующей, предохранительной и запорной арматуры не реже одного раза в 12 месяцев.
478
14.2. Эксплуатация газоиспользующих агрегатов
ТЭС и котельных [61]
Осмотр (обход) технического состояния оборудования должен
проводиться по графику в сроки, установленные техническим руководителем организации и обеспечивающие безопасность и надёжность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже одного раза в
смену – для ГРП, внутренних газопроводов (включая обвязку газоиспользующих котлов, установок) и одного раза в месяц – для наружных надземных, наземных газопроводов. Подземные газопроводы ТЭС и котельных осматриваются с регулярностью, соответствующей газопроводам населённых пунктов.
При техническом обслуживании ПРГ должны выполняться:
– проверка хода и герметичности затвора отключающих устройств (задвижек, кранов, ПЗК) и ПСК;
– проверка герметичности мест прохода сочленений и самих сочленений приводных электрических однооборотных механизмов с
регулирующими клапанами;
– проверка герметичности соединений газопроводов, сальниковых набивок с помощью приборов или мыльной эмульсией;
– осмотр и очистка фильтра, при этом его разборка и очистка
кассеты должны выполняться вне помещения ПРГ в местах, удалённых от легковоспламеняющихся веществ и материалов не менее
чем на 5 м;
– продувка импульсных линий приборов средств измерений,
ПЗК и регулирующих клапанов;
– проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;
– смазка трущихся частей, перенабивка (подтяжка) сальников.
При техническом обслуживании внутренних газопроводов
должны выполняться:
– проверка герметичности соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсией;
– перенабивка (подтяжка) сальников;
– продувка импульсных линий приборов и средств измерений.
При текущем ремонте надземных газопроводов производятся:
– устранение прогиба, замена и восстановление креплений;
479
– разборка и ремонт запорной арматуры, регуляторов давления,
ПЗК, ПСК, не обеспечивающих плотность закрытия, с притиркой
уплотняющих поверхностей;
– восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;
– окраска газопроводов, оборудования и арматуры (по мере необходимости, но не реже одного раза в 5 лет);
– проверка герметичности соединений и устранение дефектов,
выявленных при техническом обслуживании (осмотре технического
состояния).
При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:
– очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;
– разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность
закрытия, с притиркой уплотняющих поверхностей;
– проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов;
– проверка затяжки (крепёж) фланцевых соединений, замена износившихся и повреждённых болтов и прокладок;
– проверка исправности и ремонт приводного устройства;
– при сервисном обслуживании газовой арматуры организациейизготовителем сроки и объёмы работ определяются техническими
условиями на изготовление арматуры.
На котлах, работающих на природном газе, должны предусматриваться измерения:
– давления газа до и после регулирующего клапана;
– давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;
– перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов
на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);
– перепада давления между воздухом в «тёплом ящике» (замкнутое пространство, примыкающее к котлу, в котором расположены
вспомогательные элементы) и дымовыми газами топки (для котлов,
работающих под наддувом);
– давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);
– разрежения или давления дымовых газов вверху топки;
480
– давления воздуха перед горелкой за последним отключающим
устройством.
Котлы, работающие на природном газе, должны оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:
а) действующими на остановку котла с отключением подачи газа
на котёл при:
– погасании факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);
– отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);
– отключении всех дутьевых вентиляторов;
– отключении всех регенеративных воздухоподогревателей;
– понижении давления газа после регулирующего клапана ниже
заданного значения (в случае использования газа в качестве основного вида топлива);
– повышении давления газа после регулирующего клапана выше
заданного значения (в случае использования газа в качестве основного вида топлива);
б) действующими при растопке котла на отключение подачи газа
на котёл в случае невоспламенения факела первой растапливаемой
горелки;
в) действующими на отключение подачи газа на котёл в случае
понижения или повышения давления газа после регулирующего
клапана ниже заданного значения (при сжигании газа с другими
видами топлива);
г) действующими на отключение подачи газа на горелку при невоспламенении или погасании факела данной горелки;
д) действующими на снижение нагрузки котла до 50% при отключении:
– одного из двух дымососов;
– одного из двух дутьевых вентиляторов;
– одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.
Котлы, работающие на природном газе, должны быть оснащены
блокировками, запрещающими:
– открывание отключающего устройства на газопроводе-отводе
к котлу при открытом положении или негерметичности хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;
481
– включение защитно-запального устройства и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том
числе рециркуляционных), «тёплого ящика» и воздуховодов в течение не менее 10 минут;
– открывание общего запорного устройства на запальном газопроводе при открытом положении хотя бы одного запорного устройства перед каждым защитно-запальном устройством;
– подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера
(клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении
индивидуального дутьевого вентилятора;
– подачу газа в горелку при отсутствии факела на защитнозапальном устройстве данной горелки;
– открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе
безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных
устройств перед горелкой.
В газооборудовании котла должна быть предусмотрена сигнализация, оповещающая о:
– понижении или повышении давления газа перед ПРГ относительно заданных значений;
– понижении или повышении давления газа после регулирующего клапана котла относительно заданных значений;
– понижении давления воздуха в общем коробе или воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);
– понижении перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);
– понижении перепада давления между воздухом в «тёплом
ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под
наддувом);
– наличии факела на горелке котла;
– наличии факела на защитно-запальном устройстве каждой горелки;
– наличии общего факела в топке котла;
– срабатывании защиты;
– загазованности помещений регуляторных залов и местного
щита управления ПРГ.
482
14.3. Локализация и ликвидация инцидентов и аварий [61]
В процессе эксплуатации сетей газораспределения и газопотребления возможно возникновение аварийных ситуаций, связанных с
нарушением целостности газопроводов. Под аварией понимается
опасное техногенное происшествие – неконтролируемый взрыв
и (или) выброс опасных веществ, разрушение сооружений, их конструктивных элементов и (или) оборудования – создающее угрозу
жизни и здоровью людей и приводящее к нарушению транспортного или производственного процесса, нанесению ущерба окружающей среде. Инцидент – это отказ или повреждение технических
устройств или систем (телемеханики, связи, энергоснабжения
и пр.), применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, не повлиявшие на работоспособность объекта, но вызвавшие необходимость принятия
нештатных действий, не предусмотренных планом технического
обслуживания и ремонта, для восстановления его безопасного состояния.
С целью ликвидации инцидентов и аварий газоснабжающими
организациями создаются специализированные подразделения
(службы аварийно-восстановительных работ, аварийно-диспетчерские службы, аварийные посты) с круглосуточным режимом работы, включая выходные и праздничные дни.
Все извещения об инцидентах и авариях, поступившие в специализированное подразделение по телефону и каналам средств телемеханики, регистрируются в специальном журнале, где отмечаются:
– время поступления извещения;
– адрес и фамилия заявителя;
– работа телемеханики в аварийной ситуации;
– время выезда и прибытия на место аварийной бригады;
– характер повреждения;
– выполненные работы.
В специализированных подразделениях газоснабжающих организаций телефонные извещения должны автоматически записываться. Срок хранения информации составляет не менее 3 суток.
Информация с записями сообщений об инцидентах, авариях и несчастных случаях должна храниться до окончания расследования.
483
При получении извещения диспетчер обязан проинструктировать заявителя о принятии необходимых мер безопасности. Аварийная бригада должна выехать к месту инцидента и (или) аварии в
течение 5 минут с момента поступления извещения. Выезд осуществляется на специальной аварийной автомашине, оборудованной
радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и
приспособлениями для своевременной локализации инцидентов и
аварий и их последствий. При выезде для локализации и ликвидации инцидентов и аварий на наружных газопроводах аварийная
бригада должна иметь планшеты и необходимую исполнительнотехническую документацию (планы газопровода с привязками, схемы сварных стыков).
При выявлении объёмной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1,0%
для природного газа или 0,4% для СУГ, при взрыве газа, возгорании
газифицированного объекта, здания, помещения, пожаре в охранной зоне объектов газораспределительной системы немедленно
должны быть приняты меры по отключению газопроводов от системы газоснабжения, а также по отключению электроэнергии и эвакуации людей из опасной зоны. На повреждённый газопровод для
временного устранения утечки газа разрешается накладывать бандаж, хомут, обеспечивающие его герметичность, с обязательным
ежедневным осмотром наружного газопровода и контролем места
временного устранения утечки до проведения ремонта. Засыпка
подземных газопроводов с наложенными на них бандажами и хомутами запрещается. Продолжительность эксплуатации внутреннего
газопровода с бандажом, хомутом не должна превышать одной
смены.
Восстановительные работы на повреждённых в результате инцидентов и (или) аварий объектах газораспределительной системы
после ликвидации инцидента и (или) аварии могут осуществляться
в плановом порядке соответствующими эксплуатационными службами газоснабжающих организаций с оформлением акта и регистрацией его в эксплуатационном паспорте.
При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения как по
горизонтали, так и по вертикали одновременно с проведением работ
484
по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться радиографическим методом стыки – по одному ближайшему стыку в
обе стороны от места повреждения. При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен
вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий
стык. В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор
производится ремонт сварного стыка. В случае выявления непровара, скопления пор и других дефектов стыков, не допускаемых техническими нормативными правовыми актами, сварные стыки, ближайшие к месту механического повреждения газопровода, должны
быть подвергнуты дополнительной проверке качества радиографическим методом.
Сварные стыки и участки труб стальных и полиэтиленовых газопроводов, имеющие дефекты и повреждения, должны вырезаться и
заменяться вваркой прямых участков трубы (катушек) длиной не
менее 500 мм. Вновь сваренные стыки стальных газопроводов подвергаются радиографическим методам контроля. Узлы неразъемных
соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми. Допускается
ремонтировать полиэтиленовые газопроводы вваркой соединений
«полиэтилен – сталь», рассчитанных на рабочее давление в газопроводе.
14.4. Приборы и устройства для технического обследования
газопроводов
Как отмечалось ранее, газопроводы подвергаются периодическому приборному обследованию, для выполнения которого необходима специализированная техника (газоанализаторы, газоиндикаторы, дефектоскопы и пр.). Ниже будут рассмотрены основные типы приборов, применяемые в газовом хозяйстве, и их конструкция на примере выпускаемой НПРУП «Белгазтехника» продукции.
14.4.1. Приборы для контроля загазованности
Для контроля загазованности применяются газоанализаторы и
газоиндикаторы, отличие между которыми заключается в том, что
485
первые определяют количественное содержание метана и пропана, а
вторые дают качественную оценку содержания горючих газов.
Газоанализатор ИГ-15 (рис. 14.1) предназначен для измерения
объёмного содержания метана, пропана и кислорода выдачей звуковой и световой сигнализации при превышении содержания СН4,
С3Н8 и О2, а также при уменьшении содержания кислорода относительно установленных порогов срабатывания. Прибор выполняется
во взрывозащищённом исполнении с принудительным отбором
проб из окружающей атмосферы, в том числе, и во взрывоопасных
зонах, включая труднодоступные места расположения газового
оборудования и места прохождения газопроводов под закрытым
грунтом.
Рис. 14.1. Газоанализатор ИГ-15
Принцип работы прибора основан на регистрации изменения сопротивления чувствительного элемента датчика горючего газа –
термокаталитического преобразователя ПК-1 или ПК-2 (рис. 14.2) –
относительно опорного элемента при воздействии на него метана
или пропана, а также изменении выходного напряжения датчика
кислорода электрохимического при изменении объёмной доли кислорода в воздухе.
486
Корпус прибора состоит из панелей, скреплённых между собой
винтами. Внутри корпуса расположена смесительная камера, где
размещены термокаталитический датчик и датчик кислорода. Снаружи смесительная камера закрывается гайкой, отвинтив которую
можно заменить термокаталитический преобразователь. В верхней
части корпуса находятся блок управления и блок питания, а в нижней его части находятся смесительная камера с датчиками и микровентилятор.
Рис. 14.1. Внешний вид (а) и конструкция (б)
термокаталитического преобразователя ПК-2:
1 – сравнительный элемент; 2 – корпус из пресс-материала АГ-4С;
3 – термочувствительный элемент; 4 – пористый колпачок
из титанового порошка; 5 – клей.
Блок управления представляет собой плату, на которой располагаются устройство отображения информации, органы управления,
элементы сигнализации и т. д. Вверху корпуса находится розетка
для подключения сетевого адаптера, с помощью которого осуществляется зарядка блока питания.
Лицевая панель прибора содержит:
– условное обозначение прибора и обязательные надписи;
– ЖКИ, предназначенный для отображения значений концентрации газа и другой сопутствующей информации;
– светодиоды для отображения вида измеряемого газа и информации о степени заряженности батареи;
487
– три кнопки «включения/выключения» прибора, «выбор» режима работы и кнопку «меню»;
– предупредительную надпись «ВО ВЗРЫВООПАСНОЙ ЗОНЕ
ЗАРЯД АКБ ЗАПРЕЩАЕТСЯ!» и другие надписи, требуемые технической документацией.
Диапазон измерения объёмного содержания метана составляет
0–2,50% с абсолютной погрешностью до 0,25%, пропана – 0–1,00%
с погрешностью до 0,1%, кислорода – 4,0–30,0% при погрешности
до 1,0%.
После включения прибора и прогрева преобразователя результаты измерений, выраженные в объёмных долях измеряемого газа в
воздухе, выводятся на жидкокристаллический индикатор в виде
трёхзначного десятичного числа. При превышении установленных
пороговых значений концентрации по метану или пропану, а также
при снижении или превышении объёмной доли кислорода в воздухе
ниже первого или выше второго установленных порогов для кислорода соответственно, включается прерывистая звуковая сигнализация и на ЖКИ появляется надпись «ПОРОГ». В случае обрыва преобразователя (датчика) автоматически включается прерывистая
звуковая сигнализация. На индикаторе появятся надписи «АВАРИЯ» и «ОБР». При разрядке аккумуляторных батарей до 4,5 В на
приборе загорается жёлтый светодиод. При полной разрядке
аккумуляторных батарей дополнительно загорается красный светодиод, гаснет дисплей и прибор отключается.
Индикатор газа ИГ-11 (рис. 14.3) предназначен для поиска мест
утечек горючих газов и паров (природного и сжиженного) из газопроводов, запорной арматуры, бытовых газовых плит, автомобильных газобаллонных установок и т. п.
Прибор состоит из преобразователя полупроводникового ПП-1
(рис. 14.4), платы обработки в корпусе и блока питания. Результаты
поиска утечки газа отображаются в виде перемещающейся светящейся точки на линейке светодиодных индикаторов и изменением
частоты выдачи звуковых сигналов в зависимости от концентрации
газа. В зависимости от фактического состояния отображаются наличие неисправностей в приборе (звуковой сигнал, индикация на
светодиодных индикаторах) и состояние источника питания (звуковой сигнал, индикация на светодиодном индикаторе «АКБ»). Для
обследования труднодоступных мест на прибор может устанавли488
ваться удлинитель с преобразователем полупроводниковым ПП-1,
поставляемым с прибором по заказу.
Рис. 14.3. Индикатор газов ИГ-11
Рис. 14.4. Внешний вид (а) и конструкция (б)
полупроводникового преобразователя ПП-1:
1 – корпус из пресс-материала АГ-4С; 2 – чувствительный элемент;
3 – пористый колпачок из титанового порошка; 4 – клей.
489
14.4.2. Приборы для контроля качества изоляции
Для определения состояния изоляционных покрытий подземных
газопроводов применяются анализаторы, индикаторы адгезии, устройства контроля толщины, дефектоскопы и искатели повреждения
изоляции.
Рис. 14.5. Анализатор «МУЛЬТИКОР-1»
Анализатор «МУЛЬТИКОР-1» (рис. 14.5) предназначен для:
– измерения удельного сопротивления грунта в диапазоне 0–
500 Ом·м при расстоянии между электродами 1 м;
– измерения плотности катодного тока (диапазон составляет 0–
0,2 А/м²);
– нахождения смещения разности потенциалов между подземным металлическим сооружением и электродом сравнения (от минус 1 В до плюс 1 В);
– измерения тока в трубопроводе (при сопротивлении 1 м трубы
50 мкОм/м и длине участка 100 м диапазон составляет 0–20 А);
490
– измерения поляризационных и средних потенциалов подземных стальных трубопроводов (от минус 5 В до плюс 5 В);
– измерения постоянного напряжения (от минус 5 В до плюс 5 В);
– проведения мониторинга поляризационного потенциала и потенциала подземных сооружений по отношению к электроду сравнения;
– синхронного измерения мгновенных значений поляризационного потенциала и потенциала подземных сооружений по отношению к электроду сравнения;
– обработки полученных результатов измерений с последующей
индикацией и записью во внутреннюю память прибора;
– вывода накопленной информации на компьютер.
Измеритель адгезии изоляционного покрытия трубопроводов
ИА-1 (рис. 14.6) предназначен для измерения усилия прилипания
битумного и полимерного изоляционного покрытия к поверхности
трубопровода с последующим определением величины адгезии.
Максимальная толщина измеряемого покрытия – 15 мм.
Рис. 14.6. Измеритель адгезии ИА-1
Измерение усилия прилипания защитного покрытия характеризуется усилием сдвига или отслаивания образца изоляции, которое
фиксируется индикатором часового типа при вращении маховика.
Диапазон измерения усилия прилипания – 0–60 Н с относительной
погрешностью не более 25%.
491
Устройство контроля толщины изоляции УКТ-2 (рис. 14.7)
предназначено для измерения толщины битумных и полиэтиленовых изоляционных покрытий стальных трубопроводов неразрушающим контактным способом. Устройство применяется для определения толщины покрытия в диапазоне 1–10 мм с погрешностью
до 5% для стальных труб с наружным диаметром 32, 57, 89, 108, 133
и 159 мм.
Рис. 14.7. Устройство контроля толщины изоляции УКТ-2
Принцип действия устройства основан на регистрации относительного изменения индуктивности, вызываемого при изменении
расстояния (зазора) между катушкой датчика и электропроводящим
материалом (основанием) объекта контроля.
Дефектоскопы ДКИ-4 (рис. 14.8 и 14.9) предназначены для контроля качества (сплошности) полиэтиленовых и битумных изоляционных покрытий строящихся и эксплуатируемых металлических
газопроводов с толщиной покрытия 2,5–9,0 мм для труб диаметром
до 1000 мм.
Принцип действия прибора основан на электрическом пробое
воздушных промежутков между электродом, подключённым к одному из полюсов источника высокого напряжения, и самим трубопроводом, подключённым к другому полюсу, в местах дефектов
изоляции. Пробой сопровождается звуковой и световой сигнализацией.
492
Прибор состоит из двух основных функциональных блоков – контроля и штанги – и снабжён кольцевым электродом, позволяющим
значительно сократить время поиска дефектов изоляции.
Перед началом работы провод заземления разворачивают на всю
длину контролируемого участка газопровода от места начала в направлении перемещения электрода. Один конец провода заземления
присоединяется к штырю, заглублённому вблизи газопровода, второй – к клемме на корпусе штанги. В держатель штанги вставляют
электрод требуемой конфигурации.
Рис. 14.8. Дефектоскоп ДКИ-4:
1 – блок контроля; 2 – штанга; 3 – концевой электрод.
Рис. 14.9. Схема дефектоскопа:
1 – кнопка включения выходного напряжения; 2 – штанга; 3 – держатель
электрода; 4 – электрод; 5 – клемма заземления; 6 – провод заземления;
7 – блок контроля; 8 – разъём; 9 – штырь заземления.
493
При подготовке к работе выставляют выходное напряжение, соответствующее толщине проверяемого изоляционного покрытия
исходя из расчёта, что на 1 мм толщины необходимо приложить
4 кВ напряжения для битумных покрытий и 5 кВ для полиэтиленовых покрытий.
Электрод располагают на контролируемой поверхности трубы
таким образом, чтобы он как можно плотнее прилегал к изоляционному покрытию по всей длине электрода. После нажатия кнопки,
расположенной на ручке штанги дефектоскопа, электрод перемещают по изоляционному покрытию. Скорость перемещения электрода не должна превышать 0,3 м/с. При нормальном функционировании дефектоскопа в местах нарушения сплошности возникает
электрический пробой воздуха между электродом и стенкой газопровода, который сопровождается звуковым сигналом и надписью
на индикаторе «ПРО».
При эксплуатации дефектоскопа должны соблюдаться правила
техники безопасности:
– работа должна производиться с применением диэлектрических
перчаток и бот;
– не допускать появления в зоне контроля посторонних лиц;
– не производить контроль при влажной поверхности изоляции,
а также в дождь и грозу;
– не оставлять включённый дефектоскоп без присмотра.
Искатель повреждений изоляции трубопроводов ИПИТ-3М
(рис. 14.10) предназначен для поиска трассы, обнаружения мест
сквозных повреждений в изоляционном покрытии и определения
глубины залегания стальных трубопроводов без вскрытия грунта.
Искатель состоит из двух блоков – генератора и приёмного устройства. В состав приёмного устройства входят приёмник, антенное
устройство и наушники.
Принцип работы искателя основан на обнаружении изменения
электромагнитного поля, создаваемого вокруг исследуемого стального трубопровода протекающим по нему током, в местах повреждения изоляции. Для формирования тока используется генератор
переменного напряжения. Величина напряжённости электромагнитного поля измеряется приёмным устройством, в котором в качестве преобразователя напряжённости электромагнитного поля в
494
электрический сигнал используются электрические и магнитные
антенны.
Рис. 14.10. Искатель повреждений изоляции трубопроводов ИПИТ-3М:
1 – генератор; 2 – приёмник; 3 – антенное устройство; 4 – наушники.
Антенное устройство представляет собой корпус из диэлектрического материала, имеющий удлинённую ручку для переноски. На
поверхности корпуса закреплены две раскладные электрические
антенны 1 и 2, внутри корпуса находятся магнитные антенны 3–5
(рис. 14.11) и усилители сигналов, снимаемых с антенн.
В рабочем состоянии электрические антенны расположены параллельно поверхности грунта. Магнитная антенна 3 расположена
под углом 45° к поверхности грунта, её расположение отмечено на
поверхности корпуса и служит для определения глубины залегания
трубопровода. Магнитная антенна 4 расположена параллельно к
поверхности грунта и служит для определения направления трассы
трубопровода. Магнитная антенна 5 расположена перпендикулярно
к поверхности грунта, её расположение отмечено на поверхности
корпуса и служит для определения трассы трубопровода. Антенное
устройство подключается к приёмнику с помощью кабеля.
Определение трассы производится следующим образом. На приёмнике выбирается режим работы приёмника «ПОИСК ТРАССЫ».
При перемещении приёмного устройства в сторону от оси трубопровода включается автоматическая подстройка усиления. После
495
этого необходимо двигаться со скоростью не более 0,3–2,0 м/с в
направлении, перпендикулярном предполагаемой оси трубопровода, электрические антенны при этом могут быть в сложенном состоянии. Появление провала на графике дисплея, сопровождающееся звуковым сигналом одного тона, показывает, что оператор прошёл над трассой. График изменения сигнала на экране дисплея
приёмника при движении оператора приведён на рис. 14.12.
Рис. 14.11. Антенное устройство ИПИТ-3М
Рис. 14.12. Изменение сигнала на экране дисплея при поиске трассы
496
После этого отключают автоматическую подстройку усиления и,
двигаясь в обратном направлении, отмечают точку на поверхности
грунта в месте, где имеется минимальное значение принимаемого
сигнала на экране дисплея и максимальный уровень громкости сигнала в наушниках. При этом нижний конец магнитной антенны,
расположенной под углом 90° к поверхности грунта, направлен на
ось трубопровода. Расположение магнитных антенн нарисовано на
корпусе антенного устройства.
Обследование изоляции трубопровода производится при режиме
работы приёмника «ИСКАТЕЛЬ ПОВРЕЖДЕНИЙ». Антенное устройство располагается вдоль оси газопровода, на приёмнике включается автоматическая подстройка усиления. Оператор начинает
двигаться со скоростью 0,3–2,0 м/с вдоль трассы, при этом следует
избегать продольных и поперечных колебаний антенного устройства, особенно резких, так как это приводит к ложному срабатыванию
детектора определения наличия повреждения, особенно при большой амплитуде продольных и поперечных колебаний антенного
устройства. Характерный вид графика на экране дисплея в месте
предполагаемого повреждения представлен на рис. 14.13.
Рис. 14.13. Изменение сигнала на экране дисплея при обследовании изоляции
Появление провала на графике сопровождается характерным
звуковым сигналом изменяющегося тона после прохождения точки,
соответствующей минимальному значению сигнала. При появлении
в наушниках звукового сигнала изменяющейся тональности необ497
ходимо посмотреть на дисплей. Если на экране отсутствует характерный «провал», то необходимость фиксации места повреждения
отсутствует и можно продолжать движение дальше.
В режиме работы приёмника «ИСКАТЕЛЬ ПОВРЕЖДЕНИЙ»
реализована функция одновременного контроля за трассой залегания газопровода. При пересечении трассы газопровода генерируется звуковой сигнал одного тона и на экране дисплея изменяется
знак «<» на знак «>» или наоборот.
Для более точного определения места предполагаемого повреждения изоляции необходимо отключить автоматическую подстройку усиления приёмника, повторно пройти над местом предполагаемого повреждения и найти точку, в которой сигнал на экране дисплея минимален, а звуковой сигнал максимален.
Определение глубины залегания происходит при режиме работы
приёмника «ГЛУБИНА ЗАЛЕГАНИЯ». Антенное устройство поворачивают перпендикулярно оси газопровода, электрические антенны при этом могут быть сложены.
Рис. 14.14. Определение глубины залегания газопровода
498
Передвигая антенное устройство перпендикулярно оси трубопровода, отмечают точку А (рис. 14.14) по положению антенного
устройства, которому соответствует минимальное значение принимаемого сигнала на экране дисплея (нижний конец магнитной антенны, расположенной под углом 45° к поверхности грунта, должен
быть направлен на трубопровод). После нахождения точки А антенное устройство поворачивают на 180° относительно своей вертикальной оси. Продолжая движение, аналогично отмечают вторую
точку B по минимальному значению принимаемого сигнала. Глубина залегания трубопровода OC будет равна половине расстояния
между двумя отмеченными точками A и В. Причём при минимальном значении сигнала на экране дисплея наблюдается максимальная громкость однотонного звукового сигнала.
14.5. Использование геоинформационных систем
и программно-технических комплексов в газовой отрасли
Управление газовым хозяйством населённого пункта или целого
региона является сложной и комплексной задачей, требующей координации действий большого количества служб и персонала и несущей в себе весьма высокие риски. Использование современных
информационных технологий призвано сократить влияние человеческого фактора и времени реагирования на внештатные ситуации,
увеличить производительность труда и качество выполнения работ.
С этой целью в газовом хозяйстве применяются геоинформационные системы (ГИС), которые служат для сбора, хранения, анализа и
графической визуализации пространственных (географических)
данных и связанной с ними информации о необходимых объектах.
В состав мероприятий по созданию геоинформационной системы
для газового хозяйства входят [24]:
– формирование электронного архива инженерной документации;
– создание электронной картографической базы данных;
– создание базы данных сетей газораспределения.
Основными преимуществами внедрения ГИС являются:
– визуализация объектов газовой сети и их технических характеристик;
– инвентаризация всех объектов;
499
– применение серверных технологий и многопользовательское
редактирование;
– автоматизированный учёт и обработка заявок аварийнодиспетчерской службы;
– отображение на карте динамически меняющихся показателей
устройств телеметрии;
– возможность удалённой работы с мобильными ГИС;
– автоматизация формирования паспорта газопровода;
– определение подключённых потребителей и прогнозирование
новых подключений;
– формирование электронного архива технической документации и привязка его к объектам газовых сетей;
– мониторинг транспорта.
В Республике Беларусь отделом АСУ УП «Витебскоблгаз» разработан мультипрограммный комплекс «Панорама» [53], основанный на интерактивной карте openstreetmap и представляющий собой
карту с нанесёнными на неё домами и сооружениями, газовыми сетями, газовыми объектами и смежными коммуникациями. Все новые объекты добавляются на карту сотрудниками служб, что позволяет в реальном времени с высокой точностью владеть всей доступной информацией по газовым сетям и абонентам.
Рис. 14.15. Фрагмент окна мультипрограммного комплекса «Панорама»
500
Возможности комплекса:
– графическое отображение газовых сетей высокого, среднего,
низкого давления, магистральных газопроводов, газовых сетей газобаллонных установок, а также длин, диаметров, расположения
(наземное/подземное) газопроводов, прочих объектов газового хозяйства (ГРС, ГРП, ГРПШ, регуляторы давления, заглушки, переходы диаметров, запорная арматура, регуляторы газа, колодцы и др.),
привязок газопроводов и объектов газового хозяйства;
– графическое отображение смежных с газовыми сетями коммуникаций – сетей телефонии, электроснабжения, водоснабжения, канализации, отопления, а также колодцев смежных сетей, привязок
смежных сетей с указанием длин;
– графическое отображение объектов защиты стальных газопроводов;
– графическое отображение промышленных и коммунальнобытовых потребителей;
– предоставление информации о жилом доме с перечнем квартир
и проживающих в них абонентах, информации о дате заключения
договора газоснабжения, установленном оборудовании, объёме потреблённого газа и оплате за газ; при наличии аварийных вызовов
со стороны абонента – информации о аварийном извещении с указанием аварийной бригады, характера аварийного извещения и принятых мер, времени выезда бригады;
– предоставление информации о газовых сетях с указанием архивного номера записи в журнале учёта принятых в эксплуатацию
газовых сетей и закрепления их за участками, наименования объекта, дат ввода в эксплуатацию и пуска газа, диаметров, длин и материалов газопроводов и сооружений на них;
– предоставление информации о запорной арматуре газовых сетей с указанием архивного номера, наименования объекта, давления, диаметра, материала, способа присоединения запорной арматуры к газопроводу, года выпуска и способа установки;
– предоставление информации телеметрии ГРП и ГРПШ с указанием адреса объекта, дат приёмки и ввода в эксплуатацию, установленного внутри газового оборудования, схемы ГРП или ГРПШ, фотографии объекта, входном и выходном давлении, наличии питающего напряжения, загазованности, факта открытия дверей,
оборудовании телеметрического контроля;
501
– предоставление информации о промышленных и коммунальнобытовых потребителях с указанием названия потребителя, его кода,
телефона ответственного лица, планового и фактического потребления газа потребителем с начала года и в текущем месяце, наименования и количества установленного газового оборудования и дат
его поверки;
– предоставление информации о станциях катодной защиты с
указанием номера СКЗ, его адреса, типа установки, способа крепления, даты ввода в эксплуатацию, марок и сечений кабелей, измеренных значений сопротивлений, а также телеметрических данных:
текущих значений выходного напряжения и тока, защитного потенциала, показаний счётчика и общего состояния защиты;
– предоставление информации о маршрутах обхода трасс газопроводов с графическим выделением участка газопровода, входящего в определённый маршрут обхода;
– быстрый поиск объектов газового хозяйства с функцией перехода к участку карты, на котором непосредственно нанесён искомый объект; поиск зданий по адресу;
– выделение 15- и 50-метровых зон на карте с целью визуального
контроля при устранении аварийных ситуаций на местности;
– наличие функции экспорта выбранного участка карты в растровый файл нужного разрешения с целью дальнейшего использования при распечатке схем, проектирования новых трасс газопроводов и прочих целей.
Для измерения давления в линиях редуцирования давления газа
и технического диагностирования оборудования объектов сетей газораспределения используются системы автоматической диагностики оборудования ПРГ. ООО НПЦ «Европрибор» и УП «Витебскоблгаз» разработан программно-технический комплекс REGIONgaz [92], применяющийся для диагностики, функциональных проверок и контроля за техническим состоянием технологического оборудования ГРП, ГРУ, ПРГШ и т. п. с максимальным давлением
1,2 МПа.
Программно-технический комплекс REGION-gaz позволяет:
– проверить работу регулятора давления газа, герметичность
мембраны ПЗК, верхнее и нижнее значения давления срабатывания
ПЗК, срабатывание ПСК, закрытие ПСК, герметичность арматуры
ПРГ;
502
Рис. 14.16. Переносной измерительный комплекс REGION-gaz
– обеспечить немедленное и точное предоставление результатов
проверок посредством взрывозащищённого специализированного
планшетного компьютера по беспроводному каналу связи Bluetooth
LE;
– обеспечить возможность хранения результатов проверок непосредственно для каждого объекта исследования, а также сравнения
с предыдущими проверками;
– обеспечить единообразие всех проводимых проверок на ПРГ;
– ввести схему обслуживания, ориентированную на фактическое
состояние основных компонентов газорегуляторных пунктов – предохранительной, запорной и регулирующей арматуры;
– проверить все основные элементы ПРГ на соответствие заданным значениям, герметичность и качество срабатывания-регулирования;
– сократить время на проведение проверок ПРГ и исключить ведение бумажной документации;
– сократить эксплуатационные расходы на проведение технического обслуживания ПРГ;
– диагностировать оборудование ПРГ, выработавшее нормативный срок службы, с целью продления его срока службы;
– повысить качество технического обслуживания оборудования
ПРГ для обеспечения газоснабжающими организациями безаварий503
ного и бесперебойного газоснабжения потребителей Республики
Беларусь и беспрепятственной возможности продемонстрировать
качество контроля третьей стороне.
В состав REGION-gaz входят:
– комплекс измерительный, состоящий из пневматической части
и электронного модуля, размещённых в алюминиевом кейсе;
– комплект вспомогательный, состоящий из комплекта соединительных шлангов с быстроразъёмными соединениями и комплекта
монтажных частей, размещенных в алюминиевом кейсе № 2;
– специализированный планшетный компьютер с установленным
программным обеспечением REGION-gaz;
– специализированное программное обеспечение REGION-gaz
Kit.
504
Список использованных источников
1. Альтшуль, А. Д. Гидравлика и аэродинамика (основы механики жидкости) : учебник для вузов / А. Д. Альтшуль, П. Г. Киселёв. — М. : Стройиздат, 1965. — 274 с.
2. Аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые.
Общие технические условия : ГОСТ 19910-94. — Взамен 19910-74 ;
введ. 01.01.96. — Минск : Госсандарт, 1997. — 20 с.
3. Аппараты отопительные газовые бытовые с водяным контуром. Технические условия : ГОСТ 20219-74*. — Введ. 01.01.76. —
М. : Изд-во стандартов, 1986. — 29 с.
4. Аппараты отопительные газовые бытовые с водяным контуром. Общие технические условия = Апараты абагравальныя газавыя
бытавыя з вадзяным контурам. Агульныя тэхнічныя ўмовы : ГОСТ
20219-93. — Взамен ГОСТ 20219-74 ; введ. 01.01.96. — Минск :
Госстандарт, 2010. — 18 с.
5. Арматура трубопроводная. Таблицы фигур. Правила обозначения и регистрации : СТ ЦКБА 023-2015. — Взамен СТ 023-2007 ;
введ. 01.05.15. — СПб. : НПФ «ЦКБА», 2015. — 9 с.
6. Арматура трубопроводная. Термины и определения :
ГОСТ 24856-2014. — Взамен ГОСТ Р 52720-2009 ; введ.
01.04.15. — М. : Стандартинформ, 2015. — 77 с.
7. Баллоны стальные сварные для сжиженных углеводородных
газов на давление до 1,6 МПа. Технические условия : ГОСТ 1586084. — Взамен ГОСТ 15860-70 ; введ. 01.07.85. — М. : Изд-во стандартов, 2003. — 10 с.
8. Белоусов, В. Н. Основы сжигания газа : учеб. пособие /
В. Н. Белоусов, О. С. Смирнова, С. Н. Смородин. — СПб. :
СПбГТУРП, 2009. — 41 с.
9. Булат, П. В. Ударная и детонационная волна с точки зрения
теории интерференции газодинамических разрывов — задача конструирования оптимальной конфигурации ударных и детонационных волн // Фундамент. исслед. — 2013. — № 10 (часть 15). —
С. 3462–3465.
10. Варгафтик, Н. Б. Справочник по теплопроводности жидкостей и газов / Н. Б. Варгафтик [и др.]. — М. : Энергоатомиздат,
1990. — 352 с.
505
11. Винтовкин, А. А. Современные горелочные устройства (конструкции и технические характеристики) : справ. изд. /
А. А. Винтовкин, М. Г. Ладыгичев, В. Л. Гусовский, А. Б. Усачёв. — М. : Машиностроение-1, 2001. — 496 с.
12. Вовк, В. С. Мировая индустрия и рынки сжиженного природного газа : прогнозное моделирование / В. С. Вовк, А. И. Новиков,
А. И. Глаголев [и др.]. — М. : ООО «Газпром экспо», 2009. — 312 с.
13. Водонагреватели мгновенного действия с атмосферными горелками для производства горячей воды коммунально-бытового
назначения. Общие технические условия и методы испытаний :
ГОСТ 31856-2012 (EN 26:1997). — Введ. 01.01.14. — М. : Стандартинформ, 2013. — 114 с.
14. Воробьёв, А. В. Обзор мировой технологии добычи газа из газовых гидратов / А. В. Воробьёв, А. В. Янкевский, М. В. Голубченко // Вестн. Рос. ун-та дружбы народов. Серия : Инж. исслед. —
2015. — № 3. — С. 90–95.
15. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности,
относительной плотности и числа Воббе на основании компонентного состава : ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995). — Введ.
01.01.10. — М. : Стандартинформ, 2009. — 55 с.
16. Газизов, Р. С. Сланцевый газ / Р. С. Газизов, Н. Л. Солодова,
Н. А. Терентьева // Вестн. Казанского технол. ун-та. — 2013. —
№ 3. — С. 28–34.
17. Газогорелочные устройства для сжигания природного и сжиженного газа, рекомендуемые к применению : Серия 5.905-14. —
М. : МосгазНИИпроект, 1987. — Выпуск 0 : Материалы для
проектирования. — 151 л.
18. Газопроводы из полиэтиленовых труб. Правила проектирования и монтажа = Газаправоды з полiэтыленавых труб. Правiлы праектавання i мантажу : ТКП 45-4.03-257-2012* (02250). — Взамен
П1-2000 к СНБ 4.03.01-98 ; введ. 01.07.12. — Минск : Мин-во архитектуры и строительства Респ. Беларусь, 2015. — 43 с.
19. Газораспределение и газопотребление. Строительные нормы
проектирования = Газаразмеркаванне i газаспажыванне. Будаўнічыя
нормы праектавання : ТКП 45-4.03-267-2012* (02250). — Взамен
СНБ 4.03.01-98 ; введ. 01.12.12. — Минск : Мин-во архитектуры и
строительства Респ. Беларусь, 2015. — 102 с.
506
20. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002 : СП 62.13330.2011*. — Введ. 01.01.2013. —
М. : Госстрой, 2014. — 65 с.
21. Газы горючие природные промышленного и коммунальнобытового назначения. Технические условия : ГОСТ 5542-2014. —
Взамен ГОСТ 5542-87 ; введ. 01.07.15. — М. : Стандартинформ,
2015. — 9 с.
22. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические
условия : ГОСТ Р 52087-2003. — Введ. 01.07.2004. — М. : Стандартинформ, 2006. — 12 с.
23. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические
условия = Газы вуглевадародныя звадкаваныя паліўная : СТБ 22622012. — Введ. 01.01.2013. — Минск : Госстандарт, 2012. — 22 с.
24. ГИС сетей газоснабжения [Электронный ресурс] // Группа компаний DATUM. — Режим доступа : http://datum-group.ru/projects/
gis-setey-gazosnabzheniya/. — Дата доступа : 13.01.2018.
25. Голубев, И. Ф. Вязкость газов и газовых смесей : справ. руководство / И. Ф. Голубев. — М. : Гос. изд-во физ.-мат. лит., 1959. —
375 с.
26. Гольянов, А. И. Газовые сети и газохранилища : учебник для
вузов / А. И. Гольянов. — Уфа : ООО «Изд-во науч.-техн. лит. „Монография“», 2004. — 303 с.
27. Гордюхин, А. И. Газовые сети и установки (устройство и проектирование) : учебник для техникумов / А. И. Гордюхин. —
2-е изд., перераб. и доп. — М. : Стройиздат, 1978. — 383 с.
28. Горелки газовые промышленные. Общие технические требования : ГОСТ 21204-97 (с изменениями № 1 и 2). — Взамен ГОСТ
21204-83 ; введ. 01.07.98. — М. : ИПК Изд-во стандартов, 2002. —
35 с.
29. Градостроительство. Населённые пункты. Нормы планировки
и застройки = Горадабудаўнiцтва. Населеныя пункты. Нормы планiроўкi i забудовы : ТКП 45-3.01-116-2008* (02250). — Взамен СНБ
3.01.04-02 ; введ. 01.07.09. — Минск : Мин-во архитектуры и строительства Респ. Беларусь, 2016. — 72 с.
30. Градостроительство. Планировка и застройка городских и
сельских поселений. Актуализированная редакция СНиП 2.07.0189* : СП 42.13330.2011. — Введ. 20.05.11. — М. : Минрегион России, 2011. — 114 с.
507
31. Гуськов, Б. И. Газификация промышленных предприятий :
учебник для техникумов / Б. И. Гуськов, Б. Г. Кряжев. — М. :
Стройиздат, 1982. — 368 с.
32. Детали и узлы подземных и надземных газопроводов
Pр ≤ 1,2 МПа. Вып. 1, ч. 2. Технические условия и рабочие чертежи :
Серия 5.905-30.07 / разраб. ОАО «МосгазНИИпроект». — М. :
ФГУП ЦПП, 2008. — С. 108–293.
33. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения
подземные. Общие требования к защите от коррозии : ГОСТ 9.6022016. — Взамен ГОСТ 9.602-2005 ; введ. 01.06.17. — М. : Стандартинформ, 2016. — 93 с.
34. Ионин, А. А. Газоснабжение : учебник / А. А. Ионин. — 5-е
изд., стер. — СПб. : Лань, 2012. — 448 с.
35. Ионин, А. А. Теплоснабжение : учебник / А. А. Ионин [и др.] ;
под ред. А. А. Ионина. — М. : Стройиздат, 1982. — 336 с.
36. Иссерлин, А. С. Газовые горелки / А. С. Иссерлин. — 3-е изд.,
перераб. и доп. — Л. : Недра, 1973. — 187 с.
37. Каталог продукции НПРУП «Белгазтехника» [Электронный
ресурс]. — Режим доступа : http://www.belgastechnika.by/index. –
Дата доступа : 20.09.2017.
38. Каталог продукции ГК «Газовик» [Электронный ресурс]. –
Режим доступа : http://gazovik.ru. — Дата доступа : 01.08.2017.
39. Каталог продукции ООО «ПКФ «Газстрой» [Электронный ресурс]. — Режим доступа : http://ооогазстрой.рф/catalog/index.asp. —
Дата доступа : 13.02.2017.
40. Каталог продукции ООО «Газтехника» [Электронный ресурс]. — Режим доступа : http://fas.su/katalog/. — Дата доступа :
11.02.2018.
41. Кнорре, Г. Ф. Тепловые расчёты по газовому анализу /
Г. Ф. Кнорре. — 3-е изд., перераб. и доп. — М. ; Л. : Госэнергоиздат, 1947. — 208 с.
42. Коррозия металлов. Термины : ГОСТ 5272-68*. — Взамен
ГОСТ 5272-50 ; введ. 01.01.69. — М. : ИПК Изд-во стандартов,
1999. — 15 с.
43. Коршак, А. А. Компрессорные станции магистральных газопроводов : учеб. пособие / А. А. Коршак. — Ростов н/Д : Феникс,
2016. — 157 с.
508
44. Коршак, А. А. Проектирование систем газораспределения :
учеб. пособие / А. А. Коршак, Е. А. Любин, Г. Х. Самигуллин ; под
ред. А. А. Коршака. — Ростов н/Д : Феникс, 2017. — 391 с.
45. Коршак, А. А. Сооружение и эксплуатация систем газораспределения : учеб. пособие / А. А. Коршак, С. В. Китаев, Е. А. Любин ;
под ред. А. А. Коршака. — Ростов н/Д : Феникс, 2017. — 248 с.
46. Краны для газовых аппаратов. Общие технические требования и методы испытаний : ГОСТ 32032-2013 (EN 1106:2010). —
Введ. 01.01.15. — М. : Стандартинформ, 2014. – 28 с.
47. Лабораторный практикум по гидравлике, гидромашинам и
гидроприводу / Я. М. Вильнер [и др.] ; под ред. Я. М. Вильнера. —
3-е изд., перераб. и доп. — Минск : Высш. шк., 1980. — 224 с.
48. Магистральные трубопроводы : СНиП 2.05.06-85*. — Взамен
СНиП II-45-75 ; введ. 01.01.86. — М. : ФГУП ЦПП, 2005. — 60 с.
49. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция
СНиП 2.05.06-85* : СП 36.13330.2012. — Взамен СНиП 2.05.06* ;
введ. 01.07.13. — М. : Госстрой, 2013. — 92 с.
50. Методика определения количеств тепловой энергии и теплоносителя в водяных системах коммунального теплоснабжения
(практическое пособие к Рекомендациям по организации учёта тепловой энергии и теплоносителей на предприятиях, в учреждениях и
организациях жилищно-коммунального хозяйства и бюджетой сферы) : МДС 41-4.2000. — Введ. 06.05.00 ; заверш. 02.12.14. — М. :
Роскоммунэнерго, 2000. — 33 с.
51. Методика расчёта выбросов углерода в атмосферу от котлов
ТЭС и котельных : Методика 0212.16-99. — Введ. 01.10.99. — Национальный реестр правовых актов, 20.08.1999 № 8/817.
52. Михеев, В. П. Газовое топливо и его сжигание / В. П. Михеев. — Л. : Недра, 1966. — 328 с.
53. Мультипрограммный комплекс «Панорама» [Электронный
ресурс] // РУП «Могилёвоблгаз». — Режим доступа : http://
mogilev.gas.by/press-tsentr/stati/primenenie-noveyshikh-tekhnologiy/
multiprogrammnyy-kompleksa-panorama/. — Дата доступа :
13.01.2018.
54. Номенклатурный перечень газораспределительных станций
магистральных газопроводов : ВРД 39-1.8-022-2001. — Введ.
03.01.2001. — М. : ООО ИРЦ «Газпром», 2002. — 32 с.
509
55. Нормы технологического проектирования магистральных
трубопроводов : СТО Газпром 2-3.5-051-2006. — Введ. 03.07.06. —
М. : Газпром, 2006. — 196 с.
56. Об утверждении и введении в действие нормативов предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе и ориентировочно безопасных уровней воздействия
загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населённых пунктов
и мест массового отдыха населения и признании утратившими силу
некоторых постановлений Министерства здравоохранения Республики Беларусь [Электронный ресурс] : постановление Мин-ва здравоохранения Респ. Беларусь, 8 ноября 2016 г. № 1113 // Мин-во
здравоохранения Респ. Беларусь. — Режим доступа :
http://minzdrav.gov.by/ru/static/acts/tehnicheskie/teksty/vozduh. — Дата доступа : 02.07.17.
57. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых
труб : СП 42-101-2003. — Взамен СП 42-104-97 ; введ. 08.07.03. —
М. : ЗАО «Полимергаз», 2006. — 182 с.
58. Одельский, Э. Х. Газоснабжение / Э. Х. Одельский. —
2-е изд., перераб. — Минск : Высш. шк., 1966. — 336 с.
59. Педченко, Л. А. Технология производства ледогазогидратных
блоков с целью транспортировки и хранения углеводородных
газов / Л. А. Педченко, М. М. Педченко // Тр. Рос. гос. ун-та нефти и
газа им. И. М. Губкина. — 2012. — Вып. 4 (269). — С. 90–98.
60. Перлова, Е. В. Нетрадиционные газовые ресурсы (гидратные,
угольные и сланцевые газы) — мировой опыт и перспективы освоения в России / Е. В. Перлова // Вести газ. науки. — 2011. —
№ 3 (8). — С. 32–38.
61. Правила по обеспечению промышленной безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь / Мин-во по чрезвычайным ситуациям Респ. Беларусь. — Минск : Энергопресс, 2017. —
264 с.
62. Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих
веществ в атмосферном воздухе населённых мест : ГН 2.1.6.133803. — Взамен ГН 2.1.6.716-98, ГН 2.1.6.695-98, ГН 2.1.6.789-99,
ГН 2.1.6.981-00, ГН 2.1.6.1033-01, ГН 2.1.6.1124-02 ; введ.
25.06.13. — М. : Минздрав России, 2003. — 31 с.
510
63. Преображенский, Н. И. Сжиженные углеводородные газы /
Н. И. Преображенский. — Л. : Недра, 1975. — 279 с.
64. Приборы газовые бытовые для приготовления пищи. Общие
технические требования и методы испытаний : ГОСТ Р 506962006. — ГОСТ 50696-94 ; введ. 01.01.07. — М. : Стандартинформ,
2006. — 79 с.
65. Приборы газовые для приготовления пищи. Общие технические условия = Прыборы газавыя для прыгатавання ежы. Агульныя
тэхнічныя ўмовы : СТБ 1757-2007. — Взамен ГОСТ 10798-2003 ;
введ. 01.09.07. — Минск : Госстандарт, 2007. — 24 с.
66. Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов :
СП 42-103-2003. — Взамен СП 42-101-96, СП 42-103-97,
СП 42-105-99 ; введ. 27.11.03. — М. : ЗАО «Полимергаз», 2004. —
87 с.
67. Система проектной документации для строительства. Условные обозначения санитарно-технических систем : ГОСТ 21.205-93 ;
введ. 01.07.94. — Минск : Минсктиппроект, 1994. — 23 с.
68. Система стандартов безопасности труда. Общие санитарногигиенические требования к воздуху рабочей зоны : ГОСТ 12.1.00588. — Взамен ГОСТ 12.1.005-76 ; введ. 01.01.89. — М. : Стандартинформ, 2006. — 48 с.
69. Системы внутреннего водоснабжения зданий. Строительные
нормы проектирования = Сiстэмы ўнутранага водазабеспячэння будынкаў. Будаўнiчыя нормы праектавання : ТКП 45-4.01-52-2007*
(02250). — Взамен СНиП 2.04.01-85 ; введ. 01.09.08. — Минск :
Мин-во архитектуры и строительства Респ. Беларусь, 2014. — 50 с.
70. Системы газораспределительные. Пункты редуцирования газа. Функциональные требования : ГОСТ Р 56019-2014. — Введ.
01.01.15. — М. : Стандартинформ, 2014. — 24 с.
71. Системы газораспределительные. Термины и определения :
ГОСТ Р 53865-2010. — Введ. 01.07.11. — М. : Стандартинформ,
2011. — 8 с.
72. Скафтымов, Н. А. Основы газоснабжения / Н. А. Скафтымов. — Л. : Недра, 1975. — 343 с.
73. Соединения трубопроводов и арматура. Номинальные диаметры. Ряды : ГОСТ 28338-89. — Введ. 01.01.91. — М. : Стандартинформ, 2006. — 2 с.
511
74. Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности : ГОСТ 12.2.085-2002. — Взамен
ГОСТ 12.2.085-82 ; введ. 01.07.03. — М. : Стандартинформ, 2007. —
15 с.
75. Стаскевич, Н. Л. Справочник по газоснабжению и использованию газа / Н. Л. Стаскевич, Г. Н. Северинец, Д. Я. Вигдорчик. —
Л. : Недра, 1990. — 762 с.
76. Стаскевич, Н. Л. Справочник по сжиженным углеводородным газам / Н. Л. Стаскевич, Д. Я. Вигдорчик. — Л. : Недра,
1986. — 543 с.
77. Статистический ежегодник Республики Беларусь 2016 : статистический сборник / И. В. Медведева [и др.]. — Минск : Национ.
стат. комитет РБ, 2016. — 519 с.
78. Строительная климатология : Изменение № 1 СНБ 2.04.022000 = Будаўнічая кліматалогія : Змяненне № 1 БНБ 2.04.022000. — Введ. 01.07.07. — Минск : Мин-во архитектуры и строительства Респ. Беларусь, 2007. — 35 с.
79. Сфера деятельности ОАО «Газпром трансгаз Беларусь»
[Электронный
ресурс].
—
Режим
доступа
:
http://www.btg.by/about/activities. — Дата доступа : 20.07.17.
80. Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-022003 : СП 124.13330.2012. — Введ. 01.01.13. — М. : Минрегион
России, 2012. — 77 с.
81. Тепловые сети. Строительные нормы проектирования = Цеплавыя сеткi. Будаўнiчыя нормы праектавання : ТКП 45-4.02-1822009* (02250). — Взамен СНиП 2.04.07-86 ; введ. 01.07.10. —
Минск : Мин-во архитектуры и строительства Респ. Беларусь,
2014. — 56 с.
82. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к
защите от коррозии : ГОСТ Р 51164-98. — Введ. 01.07.99. — М. :
ИПК Изд-во стандартов, 1998. — 46 с.
83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к
защите от коррозии = Трубаправоды стальныя магiстральныя.
Агульныя патрабаваннi для аховы ад карозii: СТБ ГОСТ Р 511642001. — Взамен ГОСТ 25812-83 ; введ. 01.07.02. — Минск : Госстандарт, 2002. — 56 с.
512
84. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия : ГОСТ Р 50838-2009 (ISO 4437:2007). — Взамен ГОСТ Р 5083895 ; введ. 01.01.11. — М. : Стандартинформ, 2012. — 54 с.
85. Трубы из полиэтилена для газопроводов. Технические условия = Трубы з полiэтылену для газаправодаў. Тэхнiчныя ўмовы :
СТБ ГОСТ Р 50838-97. — Введ. 01.01.98. — Минск : Госстандарт,
2001. — 27 с.
86. Турбогенераторные установки «ТурбоСфера» [Электронный
ресурс] // Группа инновационных компаний «Турбосфера». — Режим
доступа : http://ts.energy/turbogeneratornye-ustanovki-turbosfera. — Дата доступа : 05.03.2018.
87. Улицы населённых пунктов. Строительные нормы проектирования : ТКП 45-3.03-227-2010. — Взамен СНБ 3.03.03-97 ; введ.
01.07.11. — Минск : Мин-во архитектуры и строительства Респ. Беларусь, 2015. — 54 с.
88. Шурайц, А. Л. Газопроводы из полимерных материалов : пособие по проектированию, строительству и эксплуатации /
А. Л. Шурайц, В. Ю. Каргин, Ю. Н. Вольнов. — Саратов : Изд-во
«Журнал «Волга – XXI век», 2007. — 612 с.
89. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности (справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых
объектов) : учеб. пособие : в 2 т. / Г. Г. Васильев [и др.] ; под общ.
ред. Ю. Д. Земенкова. — М. : Инфра-Инженерия, 2008. — Т. 1. —
608 с.
90. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности (справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых
объектов) : учеб. пособие. В 2 т. / Г. Г. Васильев [и др.] ; под общ.
ред. Ю. Д. Земенкова. — М. : Инфра-Инженерия, 2008. — Т. 2. —
608 с.
91. Энергосбережение и возобновляемые источники энергии :
учеб.-метод. пособие / О. И. Родькин [и др.] ; под общ. ред. С. П.
Кундаса. — Минск : МГЭУ им. А. Д. Сахарова, 2011. — 160 с.
92. REGION-gaz [Электронный ресурс] // ООО НПЦ «Европрибор». — Режим доступа : http://www.epr.by/catalog/regiongaz/. —
Дата доступа : 13.01.2018.
513
Оглавление
Условные обозначения...........................................................................3
Индексы...................................................................................................5
Критерии..................................................................................................5
Аббревиатуры .........................................................................................6
Предисловие............................................................................................7
Введение ..................................................................................................9
1. Газообразное топливо ......................................................................13
1.1. Горючие и негорючие газы. Примеси......................................13
1.2. Природные и искусственные газы ...........................................15
1.3. Новые источники горючих газов .............................................17
1.4. Основные характеристики газов и газовых смесей................19
2. Добыча, обработка и транспортирование природного газа..........38
2.1. Месторождения природного газа.............................................38
2.2. Добыча природного газа ...........................................................38
2.3. Газотранспортная система ........................................................42
2.4. Подготовка природного газа ....................................................43
2.5. Магистральный газопровод ......................................................45
2.6. Компрессорные станции ...........................................................50
2.7. Хранилища газа .........................................................................53
2.8. Сжиженный природный газ......................................................56
3. Газовые сети населённых пунктов..................................................59
3.1. Классификация газопроводов...................................................59
3.2. Трубопроводы систем газоснабжения .....................................64
3.2.1. Стальные трубы ..................................................................64
3.2.2. Медные трубы.....................................................................67
3.2.3. Полиэтиленовые трубы......................................................67
3.3. Арматура газопроводов.............................................................70
3.3.1. Задвижки .............................................................................76
3.3.2. Клапаны ...............................................................................78
3.3.3. Краны...................................................................................81
3.3.4. Дисковые затворы...............................................................83
3.4. Прочие устройства газопроводов.............................................84
3.5. Наружные газопроводы ............................................................93
3.5.1. Подземная прокладка газопроводов .................................93
3.5.2. Надземная прокладка газопроводов .................................99
514
3.5.3. Пересечение газопроводами естественных и
искусственных преград ..............................................................102
3.6. Расположение отключающих устройств ...............................107
4. Защита газопроводов от коррозии ................................................109
4.1. Причины возникновения и виды коррозии ...........................109
4.2. Пассивная защита от коррозии...............................................112
4.3. Активная защита от коррозии ................................................116
5. Потребление газа ............................................................................122
5.1. Потребители и нормы потребления газа ...............................122
5.2. Режимы потребления...............................................................138
5.3. Расчётные расходы газа ..........................................................141
6. Газодинамический расчёт газовых сетей .....................................151
6.1. Общие положения....................................................................151
6.2. Определение потерь давления на трение ..............................151
6.3. Определение потерь давления на местных
сопротивлениях...............................................................................166
6.4. Расчёт дополнительного давления в газопроводах ..............172
6.5. Расчётные схемы потребления газа .......................................173
6.6. Определение путевых расходов газа .....................................175
6.7. Расчёт тупиковых сетей низкого давления ...........................177
6.8. Расчёт кольцевых сетей низкого давления............................183
6.9. Расчёт внутридомовых газопроводов ....................................196
6.10. Расчёт тупиковых сетей среднего и высокого давления....204
6.11. Расчёт кольцевых сетей среднего и высокого давления....207
7. Газораспределительные станции. Пункты редуцирования газа
и их оборудование. Устройства учёта расхода газа ........................215
7.1. Газораспределительные станции ...........................................215
7.2. Пункты редуцирования газа ...................................................218
7.3. Определение пропускной способности оборудования ........226
7.4. Оборудование для очистки газа .............................................234
7.5. Регуляторы давления...............................................................240
7.6. Предохранительные запорные клапаны ................................251
7.7. Предохранительные сбросные устройства............................254
7.8. Системы телемеханики пунктов редуцирования газа..........258
7.9. Устройства учёта расхода газа ...............................................260
8. Внутренние устройства газоснабжения........................................278
8.1. Устройство внутренних газопроводов...................................278
515
8.2. Установка газовых приборов в жилых зданиях....................281
8.3. Устройство бытовых газовых приборов................................283
8.3.1. Газовые плиты ..................................................................284
8.3.2. Проточные водонагреватели ...........................................287
8.3.3. Газовое отопительное оборудование ..............................291
8.4. Отвод продуктов сгорания......................................................297
9. Промышленные системы газоснабжения.....................................301
9.1. Устройство и классификация промышленных систем
газоснабжения.................................................................................301
9.2. Принципиальные схемы промышленных систем
газоснабжения.................................................................................302
9.3. Одноступенчатые промышленные системы .........................305
9.4. Двухступенчатые промышленные системы..........................306
9.5. Расчётные расходы и перепады давления
в промышленных системах............................................................307
10. Снабжение потребителей сжиженными углеводородными
газами........................................................................................................313
10.1. Состав СУГ.............................................................................313
10.2. Достоинства и недостатки СУГ............................................317
10.3. Характеристики отдельных углеводородов и СУГ ............317
10.4. Диаграммы состояния СУГ ..................................................324
10.5. Газонаполнительные станции ..............................................327
10.6. Способы перемещения СУГ .................................................329
10.7. Хранение СУГ........................................................................340
10.8. Транспорт СУГ ......................................................................351
10.9. Регазификация СУГ...............................................................358
10.10. Индивидуальные баллонные установки ............................359
10.11. Групповые баллонные установки ......................................360
10.12. Групповые резервуарные установки..................................362
10.13. Газосмесительные установки .............................................373
10.14. Особенности гидравлического расчёта
трубопроводов СУГ........................................................................376
11. Теоретические основы сжигания газа.........................................378
11.1. Реакции горения.....................................................................378
11.2. Расчёты процесса горения ....................................................382
11.3. Температуры горения............................................................386
516
11.4. Воспламенение газовоздушных смесей. Пределы
воспламенения ................................................................................392
11.5. Горение в неподвижной среде..............................................394
11.6. Горение в ламинарном потоке..............................................398
11.7. Горение в турбулентном потоке...........................................401
11.8. Устойчивость горения. Стабилизаторы...............................403
11.9. Методы сжигания газа ..........................................................408
11.10. Образование токсичных веществ при сгорании газа .......412
12. Газовые горелки............................................................................415
12.1. Требования, предъявляемые к горелкам. Основные
элементы газовых горелок .............................................................415
12.2. Основные технические характеристики горелок................416
12.3. Классификация газовых горелок..........................................417
12.4. Диффузионные горелки ........................................................419
12.5. Эжекционные горелки полного предварительного
смешения газа с воздухом..............................................................421
12.6. Эжекционные горелки предварительного смешения
газа с частью воздуха, необходимого для горения......................426
12.7. Эжекционные горелки с незавершённым
предварительным смешением газа с воздухом............................429
12.8. Расчёт подовых горелок........................................................434
12.9. Расчёт атмосферных горелок................................................442
12.10. Расчёт эжекционных горелок полного
предварительного смешения с воздухом среднего давления .....449
12.11. Пересчёт горелок на новые условия ..................................461
13. Использование газа промышленными потребителями .............464
13.1. Требования к газоиспользующим агрегатам.......................464
13.2. Обвязочные газопроводы тепловых установок ..................465
13.3. Комплексная автоматизация.................................................468
14. Эксплуатация систем газораспределения
и газоиспользующего оборудования ................................................473
14.1. Эксплуатация систем газораспределения............................473
14.2. Эксплуатация газоиспользующих агрегатов ТЭС
и котельных .....................................................................................479
14.3. Локализация и ликвидация инцидентов и аварий ..............483
14.4. Приборы и устройства для технического обследования
газопроводов ...................................................................................485
14.4.1. Приборы для контроля загазованности ........................485
517
14.4.2. Приборы для контроля качества изоляции ..................490
14.5. Использование геоинформационных систем
и программно-технических комплексов в газовой отрасли .......499
Список использованных источников................................................505
518
Александр Сергеевич ШИБЕКО
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ
Учебное пособие
Зав. редакцией
инженернотехнической литературы Е. В. Баженова
Ответственный редактор С. В. Макаров
Корректор Н. Н. Бутарова
Выпускающий Е. Е. Егорова
ЛР № 065466 от 21.10.97
Гигиенический сертификат 78.01.10.953.П.1028
от 14.04.2016 г., выдан ЦГСЭН в СПб
Издательство «ЛАНЬ»
lan@lanbook.ru; www.lanbook.com;
196105, СанктПетербург, пр. Юрия Гагарина, 1, лит. А.
Тел.: (812) 4129272, 3362509.
Бесплатный звонок по России: 88007004071
Подписано в печать 11.09.19.
Бумага офсетная. Гарнитура Школьная. Формат 6090 1/16.
Печать офсетная. Усл. п. л. 32,50. Тираж 100 экз.
Заказ № 59819.
Отпечатано в полном соответствии
с качеством предоставленного оригиналмакета
в АО «Т8 Издательские Технологии».
109316, г. Москва, Волгоградский пр., д. 42, к. 5.
Powered by TCPDF (www.tcpdf.org)