к.г.кязимов
В.Е.ГУСЕВ

ОСНОВЫ
ГАЗОВОГО
ХОЗЯЙСТВА

ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ,
ПЕРЕРАБОГАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ

МОСКВА

2000
УДК 696.2(072.32)

ББК 38.763

К99

Рецензенты:

В.П. Линев, инженер, Д.И. Астрахан, канд. техн, наук

Рекомендовано Экспертным советом
по профессиональному образованию
Министерства образования Российской Федерации
для использования в учебном процессе

ISBN 5-06-003431-3	© ГУП издательство «Высшая школа», 2000

ISBN 5-7695-0501 -X © Оформление. Издательский центр «Академия», 2000

Оригинал-макет данного издания является собственностью издательства «Высшая
школа» н его репродуцирование (воспроизведение) любым способом без согласия
издательства запрещается.
ПРЕДИСЛОВИЕ

Повышение качества подготовки рабочих для обслуживания под-
земных газопроводов, газового оборудования жилых домов, комму-
нально-бытовых, промышленных и сельскохозяйственных предпри-
ятий имеет важное народнохозяйственное значение.

Принципиальной особенностью учебника является то, что он
предназначен для подготовки в профессиональных учебных заведени-
ях квалифицированных рабочих широкого профиля по двум наиболее
массовым и ведущим профессиям газового хозяйства: слесарь по экс-
плуатации и ремонту газового оборудования; слесарь по эксплуатации
и ремонту подземных газопроводов, а также слесарей аварийных вос-
становительных работ в газовом хозяйстве и операторов газовых ко-
тельных.

Учебник состоит из тринадцати глав, из которых 1 -, 2- и 13-я главы
являются общими для изучаемых профессий, а остальные — специ-
альными, отражающими дифференцированную часть содержания
обучения каждой отдельной профессии.

Переработаны главы, в которых рассматриваются бытовые газо-
вые приборы и оборудование, газорегуляторные пункты, газовое обо-
рудование отопительных котельных, подготовка систем газоснабже-
ния к работе в зимних условиях; новые методы контроля за техниче-
ским состоянием подземных газопроводов.

В учебнике последовательно отражены организационная структу-
ра и управление отраслью, свойства горючих газов и их использова-
ние, техника и технология, материалы и технические изделия, охрана
и безопасность труда, что обеспечивает формирование у учащихся це-
лостного представления о газовом хозяйстве.

В основу учебника положены наиболее важные понятия, законы и
теории, применяемые в газовом хозяйстве, что позволяет вести обуче-
ние на прочном научном фундаменте с учетом межпредметных связей
с общеобразовательными дисциплинами. В учебник включены сведе-
ния об общих научных основах газового хозяйства, методах эксплуа-
тации, ремонта, устройства типового оборудования.

Авторы
ВВЕДЕНИЕ

В нашей стране создан мощный высокоэффективный топлив-
но-энергетический комплекс. Российская Федерация — единственная
крупная промышленно развитая страна, которая полностью обеспечи- i
вает себя топливом и энергией за счет собственных природных ресур-
сов и одновременно осуществляет экспорт топлива и электроэнергии.

В качестве задачи первостепенной экономической и политической
важности намечено ускорение развития газовой промышленности для
удовлетворения внутренних потребностей страны и нужд экспорта.

Природный газ как высокоэффективный энергоноситель широко
применяется в настоящее время во многих звеньях общественного i
производства, оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска
промышленной и сельскохозяйственной продукции, рост производи-
тельности труда и снижение удельных расходов топлива.

Природный газ стал мощным фактором технического прогресса и 1
повышения производительности общественного труда. В 1991 г. с ис-
пользованием природного газа производилось 95 % стали и чугуна,
более 60 % цемента, более 95 % минеральных удобрений.

Создана мощная сырьевая база газодобывающей промышленно- i
сти. Основным центром добычи газа стала Западная Сибирь, высокие ।
рубежи добычи газа в определяющей степени обеспечиваются про- *
мыслами Тюменской области. Будет продолжено строительство мощ- 1
ных газопроводов, увеличится их пропускная способность, широкое
применение получат автоматизированные газоперекачивающие агре- ,
гаты. Значительно расширится область применения природного газа в	|

промышленности, сельском хозяйстве и в быту. Удельный вес газа в	l

топливно-энергетических ресурсах повысится до 40 %.	।

Первые сведения о горючих газах встречаются в памятниках древ-	1

ности и в сохранившихся рукописях древнейших историков. Древне- 
греческий историк Геродот писал о «вечных огнях» на горе Химера,
расположенной в Малой Азии. Источники горючих газов были извест- i
ны в Азербайджане, Иране, Индии, Ираке. Обилие горящих факелов	!

привело к возникновению в этих странах огнепоклонства. Слово	1

«Азербайджан» в переводе с арабского означает «страна огней». До
сих пор сохранились памятники древности — храм огнепоклонников
в Сураханах на Апшеронском полуострове, а также храм огня в про-
винции Пенджаб в Индии.
В России газ первоначально использовался для освещения горо-
дов, его получали из каменного угля на газовых заводах. Первый газо-
вый завод был построен в Петербурге в 1835 г., каменный уголь для
него привозили из-за границы. В Москве газовый завод был построен
в 1865 г. Г аз, получаемый на газовых заводах, получил название «све-
тильный».

В начале XX в., после того как для освещения стали использовать
керосин, газ начинают применять для отопления и приготовления пи-
щи. В 1913 г. производство искусственного газа в России составило
17 млн. м3, по существу не было газовой промышленности.

В довоенный период началась громадная работа по реконструкции
и развитию газовой промышленности, широко развернулось произ-
водство искусственных газов: коксового, доменного, генераторного.
Искусственные газы получали из каменного и бурого угля, горючих
сланцев, торфа и древесины. Они сыграли решающую роль в индуст-
риализации страны и в первую очередь в развитии металлургической,
металлообрабатывающей и других важнейших отраслей промышлен-
ности. Были восстановлены и вошли в строй газовые заводы, работав-
шие на угле и сланцах для выработки бытового газа. Увеличилась до-
быча нефтяного (попутного) газа. В 1925 г. добыча газа составила
127 млн. м3. В 1923 г. в г. Баку был построен первый газобензиновый
завод. В 1940 г. добыча природного газа составляла более 400 млн. м3.

Первый газопровод был построен в 1940—1941 гг. от Дашавских
промыслов до г. Львова. В годы Великой Отечественной войны было
положено начало развитию дальнего транспорта газа. В 1941 — 1942 гг.
от газовых месторождений в районе Бугуруслана и Похвистнево был
построен газопровод до г. Куйбышева протяженностью 160 км. В 1946 г.—
первый дальний газопровод Саратов — Москва протяженностью
840 км и диаметром 325 мм, по которому подавалось в Москву
0,5 млрд, м3 природного газа ежегодно.

Было построено значительное количество крупных магистраль-
ных газопроводов. Впервые в мировой практике в нашей стране нача-
лось строительство газопроводов из труб больших диаметров: 1000,
1200 и 1400 мм. Были построены Центральная система магистральных
газопроводов, Восточно-Украинская, Западная, Поволжская, Кавказ-
ская, Среднеазиатская, Уральская система магистральных газопрово-
дов. Северные районы Тюменской области — Урал — Поволжье —
Центр, международная система Оренбург — Западная граница СССР.
В Оренбургской области создан крупный район добычи и переработки
природного газа.
Коммунально-бытовые предприятия рассматриваются в нашей
стране как первоочередные объекты газификации.

Проделаны значительные работы по серийному выпуску высоко-
качественных плит, автоматизированных водонагревателей, отопи-
тельно-варочных аппаратов, специальной аппаратуры для эффектив-
ного использования газа в сельском хозяйстве, оборудования для ме-
ханизации и автоматизации технологических процессов на газоразда-
точных станциях. В последние годы проводится телемеханизация
городских газовых хозяйств. Большие задачи стоят перед газовым хо-
зяйством в условиях перехода народного хозяйства на рыночную эко-
номику.
ГЛАВА 1

ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА И УПРАВЛЕНИЕ

ГАЗОВЫМ ХОЗЯЙСТВОМ ГОРОДОВ

И НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ

1.1.	Научно-технический прогресс в газовом хозяйстве

Успешное решение экономических задач требует всемерного по-
вышения эффективности общественного производства. Решающим
условием выполнения этой задачи является ускорение научно-техни-
ческого прогресса.

Научно-технический прогресс означает планомерное, всесторон-
нее взаимообусловленное и поступательное развитие науки и техники
на базе новых высокопроизводительных орудий труда, технологиче-
ских процессов, прогрессивных материалов и источников энергии в
сочетании с передовыми методами организации производства.

Развитие газовой промышленности и широкое внедрение газа в
различные отрасли народного хозяйства является одним из важней-
ших'направлений научно-технического прогресса.

Применительно к газовому хозяйству можно выделить следующие
основные направления научно-технического прогресса:

внедрение средств комплексной механизации и автоматизации
трудоемких процессов и передовой технологии обслуживания и ре-
монта газового оборудования;

повышение надежности и оперативности управления газорегуля-
торными пунктами и сетями путем внедрения систем телемеханиза-
ции и автоматизированных систем управления технологическими
процессами;

повышение безопасности эксплуатации систем газоснабжения;

внедрение газового топлива в сельскохозяйственные и другие про-
изводства;

широкое применение неметаллических труб и новых материалов
при строительстве систем газоснабжения;

разработка и освоение промышленностью массового производст-
ва усовершенствованной бытовой и промышленной газовой аппарату-
ры, приборов, оборудования и арматуры,отвечающих эксплуатацион-
ным требованиям и лучшим мировым стандартам и обеспечивающих
резкое повышение санитарно-гигиенических условий, надежность и
безопасность эксплуатации систем газоснабжения;
разработка методов и сооружений для обеспечения устойчивого
газоснабжения потребителей при пониженных температурах наруж-
ного воздуха и неравномерности газопотребления;

совершенствование форм и методов хозяйственного руководства,
планирования и управления; переход на рыночную экономику;

ускорение технического перевооружения производства, широкое
внедрение прогрессивной техники и технологии, обеспечивающие по-
вышение производительности труда и качества продукции, экономию
материальных ресурсов, улучшение условий труда, охрану окружаю-
щей среды и рациональное использование природных ресурсов;

переход от создания и внедрения отдельных машин и технологи-
ческих процессов к разработке, производству и массовому примене-
нию высокоэффективных систем машин, оборудования, приборов и
технологических процессов, обеспечивающих механизацию и автома-
тизацию всех процессов производства;

внедрение современных методов организации производства и труда;

совершенствование стандартов и технических условий;

всемерное развитие творческой активности трудящихся, движе-
ния новаторов, изобретателей и рационализаторов.

Реализация указанных задач позволит значительно повысить уро-
вень механизации и автоматизации производственных процессов в га-
зовом хозяйстве, увеличить удельный вес высококвалифицированных
рабочих, улучшить качество обслуживания газового оборудования,
повысить производительность труда рабочих и служащих.

1.2.	Задачи эксплуатации газового хозяйства

Основная задача газовых хозяйств — бесперебойное, надежное и
экономичное газоснабжение потребителей. Эксплуатация газопрово-
дов и газового оборудования в городах и населенных пунктах осуще-
ствляется специализированными предприятиями газового хозяйства.

Газопроводы и газовое оборудование, находящиеся на балансе
промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных предпри-
ятий, обслуживаются газовыми службами этих предприятий или пред-
приятиями газового хозяйства по договорам.

Газопроводы и газовое оборудование небольших коммунально-
бытовых предприятий, предприятий бытового обслуживания насе-
ления обслуживаются предприятиями газового хозяйства по дого-
ворам.

К выполнению газоопасных работ допускаются инженерно-техни-
ческие работники и рабочие, обученные и сдавшие экзамены на зна- .
ние правил безопасности труда, технологии проведения газоопасных
работ, прошедшие практическую стажировку по выполнению газо-
опасных работ, умеющие пользоваться средствами индивидуальной
защиты и знающие способы оказания первой доврачебной помощи.

Проверка знаний у рабочих проводится ежегодно, а у инженер-
но-технических работников — один раз в 3 года. Результаты экзаменов
оформляются специальным протоколом, в котором указывается, к ка-
ким видам работ допускаются рабочие, прошедшие проверку. На осно-
вании протокола рабочим выдаются удостоверения. При этом каждый
рабочий до допуска должен получить инструктаж по безопасности тру-
да на рабочем месте; рабочим должны быть также выданы под расписку
инструкции по безопасным методам работы по их профессиям.

В процессе эксплуатации газовые хозяйства обеспечивают: прием-
ку и ввод в эксплуатацию вновь смонтированных газопроводов и уста-
новок; исправное состояние всех сооружений систем газоснабжения,
приборов и агрегатов, использующих газовое топливо; нормальное
давление газа и организацию процесса правильного его сжигания; со-
блюдение правил безопасности труда; ликвидацию аварий и повреж-
дений газопроводов, оборудования и приборов.

Учитывая опасные свойства газового топлива, за состоянием и
эксплуатацией газового хозяйства установлен Государственный над-
зор, который осуществляют инспекторы Госгортехнадзора. Инспекто-
ры Госгортехнадзора контролируют выполнение «Правил безопасно-
сти в газовом хозяйстве», периодически обследуя газовые хозяйства.
Представители Госгортехнадзора принимают участие в работе комис-
сий по приемке наиболее ответственных газопроводов и объектов,
расследуют аварии и несчастные случаи, производят аттестацию ра-
ботников и контролируют обучение и подготовку кадров.

1.3.	Структура и управление газовым хозяйством

В настоящее время в масштабах области (края) эксплуатация сис-
тем газоснабжения осуществляется областными (краевыми) объеди-
нениями или акционерными обществами. Единой структуры газовых
хозяйств в стране пока нет. Например, в Российской Федерации для
организационного и технического руководства эксплуатацией газово-
го хозяйства области, края или автономной республики организованы
областные, краевые, республиканские производственные объедине-
ния или акционерные общества (рис. 1). Особенность организацион-
ной структуры газового хозяйства — его двойное подчинение.
межрайонные тресты

(ароиоМсоюенные управление)

Рнс. I. Примерная схема областного управления (объединения) газового хозяйства
Рнс. I. Примерная схема областного управления (объединения) газового хозяйства
Областные, краевые, республиканские (в составе России) произ-
водственные объединения руководят производственной деятельно-
стью газового хозяйства через тресты газового хозяйства. Основные
функции трестов газового хозяйства — это выполнение планов реали-
зации газа; безаварийная эксплуатация газового хозяйства; перевод на
газовое топливо предприятий и контроль за рациональным использо-
ванием газа; внедрение передовой техники и технологии; руководство
техническим обслуживанием газового оборудования; организация на-
учно-технической информации в области газификации и газоснабже-
ния; подготовка кадров; соблюдение действующего законодательства
по вопросам охраны и безопасности труда; пропаганда безопасного
использования газа и др.

Основными звеньями структурного подразделения треста, выпол-
няющими эксплуатационные работы в газовом хозяйстве, являются:
районные (комплексные) службы и службы, эксплуатирующие опре-
деленные виды газового оборудования.

Тресты по эксплуатации газового хозяйства обеспечивают газом и
обслуживают газовое оборудование жилых домов, коммунально-бы-
товых и других предприятий, выполняют ремонт газопроводов и газо-
вого оборудования, контролируют качество строительства газопрово-
дов, производят работы по предупреждению и ликвидации аварий,
пропагандируют безопасные методы использования газов.

Объем работ, осуществляемый трестом, определяют следующие
показатели: количество реализуемого газа, протяженность подземных
газопроводов, количество газифицированных квартир, коммуналь-
но-бытовых и промышленных предприятий.

Тресты и конторы относятся к той или иной категории в зависимо-
сти от объема хозяйства, выраженного в условных единицах. При оп-
ределении объема работ в условных единицах пользуются табл. 1.

Таблица 1. Количество условных единиц на объем газоснабжения

Показатели	Условные единицы	Количество условных единиц	
		в городе	в сельской местности
Для природного газа			
Подземные газопроводы	1 км	10	10
Газифицированные квартиры	1000	100	200
Г азифицированиые коммунально-бы-	1	0,5	1
товые или промышленные предприятия			
Реализация газа в год	1 млн. м3	2	2
Показатели	Условные единицы	Количество условных единиц	
		в городе	в сельской местности
Для сжиженного газа Газифицированные квартиры	1000	200	400
Газифицированные коммунально-бы- товые и промышленные предприятия	1	3	6
Реализация газа	1 т	0,1	0,1
Вместимость газонаполнительных станций	1 т	2	2
Производительность газонаполни- тельных станций (возможные заправки автомобилей в сутки)	1 автомо- биль	1	1

Пример. Трест обслуживает 600 км подземных газопроводов,
снабжает 100 тыс. квартир природным и 15 тыс. квартир сжиженным
газом, подает газовое топливо 50 промышленным предприятиям, об-
щая реализация природного газа всеми потребителями составляет
800 млн. м3 год. Объем эксплуатационных работ, производимых тре-
стом, составит

600•10 + — 000 100 +15000'200 + 50 • 0,5 + 800 • 2 = 20625 усл. ед.
1000 юоо

Тресты газовых хозяйств в зависимости от объема выполняемых
работ подразделяются на пять категорий (усл. ед.):

I категория
II	»	.	.	.

III » . . .
IV	»	.	.	.

V	»	.	.	.

более 18 000
8000—18 000
5500—8000
2000—5500
500—2000

Трест газового хозяйства имеет следующие основные службы:
аварийно-диспетчерская; подземных газопроводов и сооружений;
внутридомового газового оборудования; сжиженных газов; промыш-
ленных предприятий; режимов газоснабжения и районная эксплуата-
ционная служба.

Аварийно-диспетчерская служба (АДС). Основными задачами
АД С являются: управление режимами работы систем газоснабжения;
12
выполнение работ по предотвращению и локализации аварий на объ-
ектах газоснабжения. Служба осуществляет:

регулирование режимов приема газа от поставщиков и.отпуска его
потребителям; контроль за обеспечением поставщиками договорных
условий поставки газа; регулирование режимов работы газовых сетей
при дефиците газа, аварийных режимах, выполнении ремонтных и
аварийно-восстановительных работах, вводе в эксплуатацию новых
объектов и в других особых случаях, вызывающих необходимость ре-
гулирования потоков и давления газа в сети;

отключение отдельных участков газовой сети или снижение дав-
ления в газопроводах; отключение и включение буферных потребите-
лей;

эксплуатацию средств телемеханики, автоматизированных систем
управления режимами работы газовых сетей, а также средств связи;

разработку планов локализации и ликвидацию аварий; участие в
разработке плана взаимодейётвия служб различных ведомств по пре-
дотвращению и локализации аварий; обучение персонала АДС и рай-
онных эксплуатационных участков правилам выполнения аварийных
работ, корректировку оперативно-технической документации;

круглосуточный прием заявок о неисправности газопроводов, га-
зового оборудования и других элементов систем газоснабжения; учет
и анализ поступающих заявок, разработку предложений по сокраще-
нию случаев неисправностей элементов газоснабжения;

оформление актов на аварии и несчастные случаи;

передачу аварийно-восстановительных работ на объектах соответ-
ствующим службам после выполнения работ по локализации аварий и
устранения непосредственной опасности; техническое руководство и
контроль за выполнением работ по устранению аварий, выполняемых
районными эксплуатационными службами, оказание им методиче-
ской помощи; организацию взаимодействия со всеми смежными
службами треста; контроль и учет степени одоризации газа, поступаю-
щего в газовые сети.

В трестах могут быть организованы филиалы АДС для обслужи-
вания районов города с числом газифицированных квартир не менее
20 тыс., расположенных ют АДС на расстоянии 15...20 км. Филиалы
могут быть организованы также при районных эксплуатационных
службах, расположенных от АДС на расстоянии более 60 км, при ус-
ловии, что на службе имеется не менее 50 тыс. газифицированных
квартир.

АДС должна быть оснащена надежными средствами связи и ин-
формации.
Во многих газовых хозяйствах аварийная и диспетчерская службы
объединены в одну во главе с начальником АДС. В крупных газовых
хозяйствах эти службы работают как самостоятельные подразделе-
ния. По мере внедрения телемеханизации и автоматизированной сис-
темы управления газового хозяйства роль диспетчерской службы зна-
чительно возрастает и она выделяется в самостоятельную.

Служба подземных газопроводов и сооружений. Основными за-
дачами службы являются: организация работ по обеспечению беспе-
ребойной подачи газа потребителям; организация и обеспечение безо-
пасной и безаварийной эксплуатации подземных и надземных газо-
проводов, сооружений на них, групповых резервуарных установок
сжиженных газов.

В службе при необходимости могут быть созданы специализиро-
ванные участки (группы) по видам выполняемых работ.

Служба обеспечивает осуществление технического надзора за
строительством сетей и сооружений на них; электрозащитных устано-
вок; монтаж групповых установок сжиженных газов, приемку в экс-
плуатацию законченных строительством газопроводов и групповых
резервуарных установок сжиженных газов; разработку планов и гра-
фиков технического обслуживания, текущего и капитального ремонта
газопроводов, групповых резервуарных установок, выполнение работ
в соответствии с планами и графиками; выполнение работ по присое-
динению вновь построенных и капитально отремонтированных газо-
проводов к действующим и пуску газа; обход трасс газопроводов, га-
зорегуляторных пунктов и групповых резервуарных установок; про-
ведение работ по ликвидации закупорок и аварий на газопроводах и
групповых резервуарных установках; организацию и проведение газо-
опасных работ и др. Объем работ службы определяют с учетом работ
по обслуживанию газопроводов. Перечень таких работ, выраженный в
условных единицах, приведен в табл. 2.

Таблица 2. Нормы времени иа выполнение работ по техническому
надзору (обходу) подземных газопроводов*

№ п/п	Виды работ	Условные единицы	Нормы времени в условных единицах
1	Обход и внешний осмотр подземных га- зопроводов	1 км	20,0
2	Обслуживание и проверка газового ко- лодца иа загазованность с применением га- зоанализатора	1 газовый коло- дец	1,4
№ п/п	Виды работ	Условные единицы	Нормы времени в условных единицах
3	Внешний осмотр газопроводов, проло-	1 подвал, секция	3,2
	женных в подвалах и проверка подвалов на загазованность с применением газоанализа- тора	подвала	
4	Проверка на загазованность с примене-	1 колодец, под-	
	нием газоанализатора колодца, подвала (секции подвала)	вал	1,0
5	Обслуживание конденсатосборника, гид-	конденса-	
	розатвора, контрольного пункта; обслужи-	то-сборник, гидро-	
	вание и проверка на загазованность с приме- нением газоанализатора контрольной труб-	затвор, КП, КТ	1,0
	ки		
6	Замена крышки ковера	1 крышка	8,4
7	Поднятие и опускание ковера с выполне- нием земельных работ:		
	иа усовершенствованном покрытии	1 ковер	49,3
	без усовершенствованного покрытия	1 ковер	10,3
8	Установка настенных привязочных зиа-	1 знак	8,3
	КОВ		
9	Восстановление привязочных знаков	1 знак	3,5

* Используется в газовом хозяйстве Московской области.

Служба внутридомового газового оборудования. Основными
задачами службы являются: организация работ по обеспечению беспе-
ребойного снабжения газом внутридомового газового оборудования
жилых домов, предприятий общественного назначения и бытового об-
служивания населения; организация и обеспечение безопасной и без-
аварийной эксплуатации внутридомовых газопроводов и газового
оборудования в жилых домах, на предприятиях общественного назна-
чения и бытового обслуживания населения; организация и своевре-
менное проведение технического обслуживания и ремонта внутридо-
мовых газопроводов и газового оборудования в жилых домах, на пред-
приятиях общественного назначения и бытового обслуживания насе-
ления.

При необходимости на службе могут создаваться специализиро-
ванные участки по видам выполняемых работ.
В соответствии с основными задачами служба обеспечивает: тех-
нический надзор за строительством внутридомовых газопроводов и
монтажа газового оборудования; разработку планов и проведение тех-
нического обслуживания внутридомовых газопроводов и газового
оборудования по видам работ; выполнение внепланового ремонта
внутридомового оборудования по заявкам; пуск газа в газовое обору-
дование жилых домов, предприятий общественного назначения и бы-
тового обслуживания населения; замену неисправного внутридомово-
го газового оборудования; организацию и проведение газоопасных ра-
бот; контроль за исправным состоянием приборов и технических
средств измерения и др.

Служб сжиженных газов. Основными задачами службы являют-
ся: организация работ по обеспечению бесперебойного снабжения
сжиженными газами газового оборудования жилых домов, предпри-
ятий общественного назначения и бытового обслуживания населения;
организация и обеспечение безопасной и безаварийной эксплуатации
баллонных установок сжиженных газов; организация и своевремен-
ное проведение технического обслуживания и ремонта групповых и
индивидуальных баллонных установок сжиженных газов.

В случае необходимости в службе могут создаваться специализи-
рованные участки по видам выполняемых работ.

Служба обеспечивает: технический надзор за монтажом группо-
вых и индивидуальных установок сжиженных газов; пуск газа во
вновь смонтированные резервуарные, баллонные установки сжижен-
ных газов и газовое оборудование; разработку планов, графиков и про-
ведение технического обслуживания газового оборудования жилых
домов, предприятий общественного назначения и бытового обслужи-
вания населения; выполнение текущего ремонта, промежуточного
технического обслуживания и обслуживания по заявкам групповых и
индивидуальных баллонных установок сжиженных газов, внутридо-
мовых газопроводов и газового оборудования потребителей, работаю-
щих от резервуарных или групповых газобаллонных установок сжи-
женных газов; замену неисправных газовых приборов и ремонт газо-
баллонных установок, внутридомовых газопроводов и газового обо-
рудования; разработку графиков и контроль за доставкой сжиженных
газов потребителям по их заявкам; учет всех потребителей сжижен-
ных газов и установленного газового оборудования; организацию га-
зоопасных работ и др.
Служба промышленных предприятий. Служба создается для
обслуживания по договорам промышленных, сельскохозяйственных и
коммунальных предприятий.

Основными задачами службы являются организация и обеспече-
ние безопасной и безаварийной эксплуатации газорегуляторных пунк-
тов и установок, газопотребляющих агрегатов и оборудования газифи-
цированных котельных промышленных, сельскохозяйственных и
коммунальных предприятий.

Служба обеспечивает: технический надзор за производством
строительно-монтажных работ при строительстве новых и переводе
на газовое топливо существующих предприятий, а также участие в ко-
миссии по приемке этих объектов в эксплуатацию; разработку планов
и графиков технического обслуживания и плановых ремонтов газово-
го оборудования промышленных, сельскохозяйственных и комму-
нальных предприятий, а также выполнение работ в соответствии с ут-
вержденным графиком; первичный пуск газа в газопотребляющие аг-
регаты после окончания строительно-монтажных и ремонтных работ;
организацию и проведение газоопасных работ; контроль за рацио-
нальным использованием газа в газопотребляющих агрегатах; анализ
аварийных и неаварийных заявок и разработку мероприятий по их
снижению.

Служба режимов газоснабжения. Основными задачами службы
являются: обеспечение потребности в газовом топливе потребителей,
находившихся в сфере деятельности треста, в пределах выделенных
фондов и лимитов; организация учета и расчетов за принятые от по-
ставщиков и реализуемый потребителям газ; контроль за рациональ-
ным использованием газа.

Служба обеспечивает: учет поступления газа от поставщиков и
реализации газа потребителям; расчет за полученный и реализуемый
газ; контроль за снабжением газом потребителей; анализ режимов дав-
ления и расхода газа во всех участках системы газоснабжения; кон-
троль за рациональным использованием газа, внедрение мероприятий
по снижению потерь газа; разработку планов И графиков технического
обслуживания, ремонта, наладки и госпроверки коммерческих прибо-
ров учета газа, находящихся на балансе газового хозяйства. Выполне-
ние работ в соответствии с графиками, организацию и проведение га-
зоопасных работ и др.

Районная эксплуатационная служба или участок. Основные за-
дачи службы: техническое обслуживание газового хозяйства отдель-
ных городов и населенных пунктов, снабжаемых сетевым и сжижен-
ным газами; технический надзор за строительством, приемка в экс-
плуатацию и пуск газа в подземные газопроводы, внутридомовое газо-
оборудование и коммунально-бытовые предприятия; техническое
обслуживание газооборудования жилых домов, снабженных газифи-
цированным природным и сжиженным газом, подземных газопрово-
дов, регуляторных установок и коммунально-бытовых предприятий;
контроль за учетом и расходом газа предприятиями, расположенными
в сфере деятельности службы; контроль за режимом давления газа.

Контрольные вопросы

1. Назовите основные этапы развития газовой промышленности. 2. Перечислите
основные направления научно-технического прогресса в газовом хозяйстве. 3. Каковы
основные задачи газовых хозяйств? 4. Назовите примерную структуру треста газового
хозяйства. 5. Расскажите об основных направлениях производственно-эксплуатацион-
ной деятельности служб газовых хозяйств. 6. Как осуществляется планирование работы
в газовых хозяйствах?

ГЛАВА 2

ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ И ИХ СВОЙСТВА

2.1.	Происхождение природных горючих газов

Г азы — это одно из агрегатных состояний вещества, в котором его
частицы движутся хаотически, равномерно заполняя весь возможный
объем.

В XVII в. нидерландский химик Я.Б. Ван Гельмонт ввел термин
«газ» (от греч. хаос) для обозначения воздухоподобных веществ.

Природные горючие газы состоят в основном из углеводородов
метанового ряда. Они содержат метан, этан, пропан, бутан, пентан и
гексан, а также их изомеры. Кроме углеводородов в составе природ-
ных газов могут присутствовать азот, углекислый газ, сероводород,
водород и инертные (редкие) газы.

Природные газы добывают из недр земли. Месторождения при-
родных газов подразделяются на газовые, газоконденсатные, газонеф-
тяные. Углеводородные газы содержатся, кроме того, в растворенном
виде в нефтяных месторождениях. Такие газы называют попутными
или нефтяными.

18
Природные газы газовых месторождений состоят в основном из
метана. Природные газы газоконденсатных месторождений кроме ме-
тана содержат в незначительных количествах более тяжелые углево-
дороды — пропан, бутан и пентан. Эти углеводороды при повышении
давления и понижении температуры превращаются в конденсат (жид-
кая фаза). Нефтяные (попутные} газы наряду с метаном содержат зна-
чительные количества тяжелых углеводородов.

На газовых и нефтяных промыслах в специальных установках из
природных газов газоконденсатных и нефтяных месторождений из-
влекают тяжелые углеводороды и получают товарные продукты: су-
хой природный газ, сжиженные углеводородные газы (пропан, бутан),
газовый бензин (пентан и гексан) и стабильную нефть.

Существуют две теории происхождения нефти и газа: теория ми-
нерального и теория органического происхождения.

Согласно высказанной в конце прошлого столетия Д.И. Менделее-
вым минеральной теории происхождения нефти в результате воздей-
ствия морской воды на углеродистое железо в условиях высокой тем-
пературы и давления образовались газообразные углеводороды. Одна-
ко эта теория не получила широкого распространения, так как в соста-
ве нефти встречаются вещества несомненно органического проис-
хождения и не доказано присутствие в недрах земли углеродистого
железа. Более признанной является теория органического происхож-
дения нефти и газа, в разработку которой огромный вклад внесли
российские ученые и прежде всего академик И.М. Губкин.

Наибольшей популярностью пользуется теория смешанного про-
исхождения нефти и газа, согласно которой в образовании нефтей и
газов принимали участие животные и растительные остатки. Эти ос-
татки под влиянием сложных химических и биохимических процессов
превращались в гнилистый ил, к которому могли примешиваться и ос-
татки высокоорганизованных растений. Гнилистый ил и гумусовые
вещества, погруженные в соленоидные бассейны, подвергались даль-
нейшим изменениям и превращались постепенно в смолообразные ве-
щества.

Веществом, послужившим для образования природного газа и
нефти, явился органический осадок застойных водяных бассейнов, со-
державший погибшие животные организмы и водоросли.

При образовании из осадка нефти и газа процесс вначале носил
бескислородный характер, а окислительные процессы протекали
лишь за счет кислорода, содержавшегося в этих органических вещест-
вах. В осадках под действием бактерий происходит разложение с об-
Рнс. 2. Схема газонефтяного
месторождения:

I — непроницаемые пласты; 2 — пористые плас-
ты; Н — скважина для добычи нефти; Г—сква-
жина для добычи газа, В — скважина для водо-
носного пласта

разованием метана. Первую ста-
дию называют биохимической.
Вторая стадия начинается после
погружения органического осад-
ка, когда на процесс его преобра-
зования оказывают влияние по-
вышенные температура и давле-
ние. В этот период, по мнению
ученых, происходило образова-
ние нефти.

Третья стадия преобразова-

ния органического осадка соот-
ветствует периоду, когда осадок
в результате дальнейшего опус-
кания земной коры попадал в ус-
ловия более высоких температур

и давлений. На этой стадии протекало интенсивное термическое раз-
ложение жидких углеводородов с образованием природного газа. В за-
висимости от степени термического разложения образовавшийся газ

состоял из метана или из метана и некоторого количества тяжелых уг-
леводородов (этана, пропана). Под действием различных физических
и геологических факторов эти углеводороды перемещались в земной
коре, образуя залежи нефти и газа. Газ и нефть в толще Земли заполня-
ют пустоты пористых пород. Эти породы, как правило, залегают меж-
ду плотными известняками или сланцевыми глинами, т. е. газонепро-
ницаемыми породами на глубинах от нескольких сотен метров до не-

скольких километров.

Давление в пласте зависит от глубины его залегания. Практически
через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,1 мПа.
Такое повышение давления связано с давлением столба воды, дейст-
вующего на обнаженную часть пласта.

При вскрытии залежи буровой скважиной газ интенсивно выбра-
сывается на поверхность, увлекая за собой некоторое количество неф-
ти, воды и частиц породы. Иногда при выходе газа на поверхность в
результате снижения температуры часть углеводородов конденсиру-
ется.

На рис. 2 приведена схема газонефтяного месторождения. При
эксплуатации газовой скважины на поверхность будет выходить газ.
По мере отбора газа его давление снижается.
Основным препятствием к широкому развитию газовой промыш-
ленности до недавнего времени являлась сложность транспортировки
газа на большие расстояния. В связи со строительством крупных маги-
стральных газопроводов и решением проблемы транспортирования
газа в жидком состоянии в специальных танкерах с каждым годом воз-
растает роль природного газа в мировом энергетическом балансе.

2.2.	Состав горючих газов

В состав газообразного топлива входят горючие и негорючие газы.

Физико-химические и теплотехнические характеристики газового
топлива обусловлены различием в составе горючих компонентов и на-
личием в газе негорючих газообразных компонентов (балластов) и
вредных примесей.

К горючим компонентам газообразного топлива относятся сле-
дующие вещества.

Метан СНд. Бесцветный нетоксичный газ без запаха и вкуса. В со-
став метана входит 75 % углерода и 25 % водорода; 1 нм3 его имеет
массу 0,717 кг. При атмосферном давлении и температуре 111 К метан
сжижается и его объем уменьшается почти в 600 раз. Сжиженный ме-
тан является перспективным топливом для многих отраслей народно-
го хозяйства. Использование и транспортирование сжиженного при-
родного газа в ряде случаев дает большой экономический эффект, по-
зволяет значительно снизить металлозатраты на сооружение газопро-
водов. И тем самым помогает решить проблемы, связанные с
резервированием газоснабжения в отдельных районах страны и созда-
нием запасов сырья для химической промышленности.

Вследствие содержания в метане 25 % водорода (по массе) имеет-
ся большое различие между высшей и низшей теплотой сгорания.
Высшая теплота сгорания метана Q„ составляет 39 820 кДж/м3,
9510 ккал/м3 и 212 860 ккал/моль; низшая <2Н— соответственно
35 880 кДж/м3, 8570 ккал/м3 и 191 820 ккал/моль.

Содержание метана в природных газах достигает до 98 %, поэтому
его свойства практически полностью определяют свойства природных
газов.

Сгорание метана в воздухе протекает по уравнению
СИ» + 2О2 + 7,52N2 = СО2 + 2НгО + 7,52N2. В результате сгорания об-
разуется 10,52 нм3 продуктов горения.

Метан обладает сравнительно низкой реакционной способностью.
Это объясняется тем, что на разрыв четырех связей в молекуле метана
требуется большая затрата энергии. Кроме метана в горючих газах мо-
гут содержаться этан С2Н21 пропан С3Н8, бутан С4Ню.

Углеводороды метанового ряда имеют общую формулу С„Н2л + 2,
где п — углеродное число, равное 1 (для метана), 2 (для этана) и 3 (для
пропана).

Структура молекул этих углеводородов может быть представлена
в следующем виде:

Н НН н н н
I II III
н—С-Н Н—С-С—Н Н-С-С-С-Н

I	II	111

Н НН Н Н Н
метан	этан	аренам

С увеличением числа атомов в молекуле тяжелых углеводородов
возрастают их плотность и теплота сгорания.

Оксид углерода СО. Бесцветный газ, без запаха и вкуса; масса
1 нм3 составляет 1,25 кг; теплота сгорания 13 250 кДж/м3,3016 ккал/нм3,
или 67 590 ккал/моль. В высококалорийных газах, содержащих метан
и другие углеводороды, увеличение процентного содержания оксида
углерода понижает теплоту сгорания газа: 1 нм3 оксида углерода сго-
рает в теоретически необходимом количестве воздуха по уравнению
СО + 0,5О2 + 1,88N2 = СО2 + 1,88N2 и образует 2,88 нм3 продуктов го-
рения.

Вследствие малого объема продуктов горения оксида углерода на
каждый кубический метр их приходится больше тепла, чем на 1 м3
продуктов горения углеводородов. Поэтому продукты горения оксида
углерода нагреваются до более высокой температуры, хотя теплота
сгорания оксида углерода ниже, чем у углеводородов.

Оксид углерода оказывает на организм человека токсическое воз-
действие, так как легко вступает в соединение с гемоглобином крови.
В табл. 3 показано влияние оксида углерода на организм человека при
различных его концентрациях в воздухе.

Предельно допускаемая концентрация СО в воздухе помещения
при использовании газа для коммунально-бытовых нужд составляет
2 мг/м3.

Водород Н2. Бесцветный нетоксичный газ без вкуса и запаха. Мас-
са 1 нм3 равна 0,09 кг. Он в 14,5 раза легче воздуха.
Теплота сгорания водорода составляет: Q„— 12 750 кДж/м3,
3040 ккал/м3 и 68 260 ккал/моль; QH — соответственно 10 790 кДж/м3,
2580 ккал/м3 и 57 740 ккал/моль. 1 нм3 водорода, сгорая в теоретиче-
ски необходимом количестве воздуха, образует 2,88 нм3 продуктов го-
рения. Реакция горения выражается следующей формулой:
Н2 + 0,5О2 + 1,88N2 = Н2 + 1,88N2.

Таблица 3. Физиологическое воздействие оксида углерода СО на
организм человека

Содержание СО в воз- духе		Длительность н характер воздействия
об. %	мг/л	
0,01	0,125	В течение нескольких часов не оказывает воздействия
0,05	0,625	В течение 1 ч нет заметного воздействия
0,1	1 25	Через 1 ч наблюдается головная боль, тошнота, недомога-
		ние
0,5	6,25	Через 20...30 мин оказывает смертельное воздействие

Водород отличается высокой реакционной способностью, водо-
родно-воздушные смеси имеют широкие пределы воспламенения и
весьма взрывоопасны.

В негорючую часть газообразного топлива входит азот и углекис-
лый газ.

Азот N2. Двухатомный бесцветный газ без запаха и вкуса. Масса
1 нм3 азота равна 1,25 кг. Атомы азота соединены между собой в моле-
куле тройной связью, на разрыв этой связи расходуется 170,2 тыс.
ккал/моль. Теплота разрыва связи настолько велика, что взаимодейст-
вие молекулярного азота и кислорода с образованием закиси азота со-
провождается затратой большого количества тепла. Азот практически
не реагирует с кислородом, поэтому при расчетах процесса горения
его рассматривают как инертный газ. Содержание азота в различных
газах колеблется в значительных пределах.

Углекислый газ СО2. Бесцветный газ, тяжелый, малореакцион-
ный при низких температурах. Имеет слегка кисловатый запах и вкус.
Концентрация СО2 в воздухе в пределах 4...5 % приводит к сильному
раздражению органов дыхания; 10 %-ная концентрация СО2 в воздухе
вызывает сильное отравление. Масса 1 нм3 СО2 составляет 1,98 кг. Уг-
лекислый газ тяжелее воздуха в 1,53 раза.

Углекислый газ при температуре —20° С и давлении 5,8 МПа пре-
вращается в жидкость, которую можно перевозить в стальных балло-
нах. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную
Таблица 4. Средние составы н характеристики природных газов некоторых месторождений

Месторождения	Состав газа (по объему), %								Относи- тельная плотность по воздуху (ЩИ 20 °C)	Теплота сгорания (при  20 °C) ккал/м3
	СН4	СгНб	CjHs	С4Н10	С5Н12+ +выс- шие	СО2	Н2+  Троя- кие	H2S		
		Северные месторождения								
Уренгойское: горизонт валанжин	92,5	2,00	0,66	0,50	0,15	0,33	3,7	нет	0,600	8000
» юра	87,0	6,20	3,40	1,98	0,76	0,12	1,1	»	0,673	9330
Медвежье:  горизонт сеноман	99,2	0,12			-	0,01	0,01	0,6	»	0,558	7940
» валанжин	85,9	4,70	3,10	1,60	1,00	0,48	3,2		0,671	8950
» юра	63,7	10,20	12,60	7,60	3,60	0,70	1,8	»	0,760	12 450
Заполярное	98,4	0,07	0,01	—	0,01	0,20	1,3	»	0,562	7870
Губкинское	98,4	0,13	0,01	0,005	0,01	0,15	1,3		0,573	7880
Комсомолькое —	97,2	0,12	0,01	—	0,01	0,10	2,5	»	0,566	7780
горизонт сеноман Юбилейное	98,4	0,07	0,01					0,40	1,1		0,563	7860
Мессояхское	97,6	0,10	0,03	0,01	0,01	0,60	1,6	»	0,568	7810
Соленинское	95,8	2,90	0,07	0,20	0,15	0,40	0,5	»	0,582	8180
Березовское	94,8	1,20	0,30	0,10	0,06	0,50	3,0	»	0,583	7850
Вуктыльское	81,8	8,80	2,80	0,94	0,30	0,30	5,1	»	0,670	8730
		Среднеазиатские месторождения								
Ачакское —горизонт нижний	93,7	3,80	0,90	0,37	0,84	0,30	0,7	»	0,614	8600
мел										
Гугуртли:  горизонт верхняя юра	92,4	3,80	0,80	0,29	0,19	1,00	1,3	0,19	0,606	8240
горизонт нижняя юра	89,7	4,50	1,20	0,46	0,26	0,50	3,0	0,01	0,616	8260
Самантепинское	88,3	2,30	0,38	0,15	0,19	5,00	0,5	3,20	0,647	7559
Майское	97,7	0,70	0,10	0,02	—	0,90	1,0	Нет	0,575	7922
Шатлыкское	94,6	2,20	0,27	0,20	0,18	1,40	1,2	»	0,594	7890

массу. Твердый С02 («сухой лед») широко используется для хранения
скоропортящихся продуктов.

Кислород О2. Газ без запаха, цвета и вкуса. Масса 1 нм3 кислорода
составляет 1,43 кг. Содержание кислорода в газе понижает его тепло-
творную способность и делает газ взрывоопасным. Поэтому содержа-
ние кислорода в газе не должно быть более 1 % по объему.

К вредным примесям относится сероводород.

Сероводород H2S. Тяжелый запах с сильным и неприятным запа-
хом, напоминающим запах тухлых яиц. Сероводород обладает высо-
кой токсичностью. Масса 1 нм3 сероводорода равна 1,54 кг. Сероводо-
род является газообразной кислотой и, воздействуя на металлы, обра-
зует сульфиды. Поэтому сероводород сильно корродирует газопрово-
ды, особенно при одновременном содержании в газе H2S, Н2О и О2.
При сжигании газа сероводород сгорает и образует сернистый газ,
вредный для здоровья. Содержание сероводорода не должно превы-
шать 2 г на 100 м3 газа.

Все природные газы бесцветны и в большинстве своем не имеют
запаха. Поэтому в случае утечки их из газопроводов в различных по-
мещениях и сооружениях может образоваться газовоздушная смесь,
которая остается незамеченной.

Для того чтобы утечки газа были своевременно обнаружены, го-
рючие газы, направляемые в городские газопроводы, одоризируют,
т. е. придают им резкий специфический запах, по которому их легко
обнаружить даже при незначительных концентрациях в воздухе поме-
щений. Наиболее часто в качестве одоранта применяют этилмеркоп-
тан. При этом запах природных топливных газов для коммуналь-
но-бытового назначения должен ощущаться при содержании 1 % в
воздухе. Запах сжиженных углеводородных газов должен ощущаться
при содержании их в воздухе 0,5 % по объему.

В табл. 4 приведены средние составы и характеристики природ-
ных газов некоторых месторождений.

2.3.	Единицы измерения параметров газа

Измерение давления газа. Газы, находящиеся в сосудах, оказы-
вают на поверхности этих сосудов определенное давление, которое
называют силой давления.

Силу, приходящуюся на единицу поверхности, принято называть
давлением газа.
Таблица 5. Соотношение между единицами давления газа

Обозначение единиц	Па	дин/см2	кгс/м2	кгс/см2 (ат)	бар	мм вод. ст.	ММ рт. ст.
1 паскаль (Па)	1	10	0,102	10,2-10'6	10'5	0,102	7,5’10'3
,	/	2  1 дин/см	0,1	1	1,02-10'3	12,0-10'6	10'6	10,2-10'3	750’10 6
1 кгс/м	9,81	98,1	1	ю'4	98,1-10'6	1	73,56’10'3
2  1 кгс/см (ат)	98,1-Ю3	98-10 3	10 4	1	0,981	10 4	735,6
1 бар	ю5	ю6	10,2-10 3	1,02	1	10,2 • 10 3	750
1 мм вод. ст.	9,81	98,1	1	ю'4	98,1- 10'6	1	73,56’ 10'3
1 мм рт. ст.	133,3	1333	13,6	1,36-10'3	1,333 • ю '3	13,6	1
Таблица 5. Соотношение между единицами давления газа

ММ рт. ст.	7,5’10'3 750 * 10“6 73,56’10 3 735,6  750 73,56’10 3  1
мм вод. ст.	0,102 10,2’10'3  1  ю4  10,2’10 3  1  13,6
бар	10-5  10'6 98,1 -10'6 0,981  1  98,1 • 10 "6 1,333’ 10'3
кгс/см2 (ат)	10,2-10'6  12,0 • 10"6  10-4  1  1,02 Ю  1,36’10'3
кгс/м2	0,102 1,02 -10"3  1  10 4 10,2'103  1  13,6
дин/см2	1 98,1 98 -10 3 10 6 98,1 1333
41	1  0,1  9,81 98,1’103  I05  9,81  133,3
Обозначение единиц	"o'	—ч  с	К	5	Н  2	\	3	CQ	О.  О	5	и	о	а-	s	s  Я	£	L_	L_	СЗ	*5  П	Ч	И	Ю	5	2  ' " •	нН	н^
В системе СИ единицей измерения давления является ньютон на
квадратный метр (Н/м2), т. е. давление, при котором на поверхность
площадью в 1 м2 действует сила в 1 Н, причем ньютон — это единица
силы, сообщающая телу массой в 1 кг ускорение 1 м/с2. Единица пас-
каль (Па) обозначает давление, вызываемое силой 1 ньютон, равно-
мерно распределенной на поверхности площадью 1 м".

Давления могут быть избыточными и абсолютными. Газопроводы
находятся под действием избыточного давления, т. е. разности внут-
реннего и наружного давлений. Величину избыточного давления из-
меряют манометрами, а для получения абсолютного давления необхо-
димо к избыточному давлению прибавить атмосферное.

Соотношения между единицами измерения давления приведены в
табл. 5.

Измерение температуры. Температура является мерой теплового
состояния тела. С изменением температуры свойства тел изменяются.
Теплота всегда самопроизвольно переходит от более нагретых тел к
менее нагретым. Объясняется это тем, что в холодном теле молекулы
двигаются медленнее, чем в теплом. При соприкосновении тел в на-
гретом теле скорость движения молекул уменьшится и температура
понизится, а в теле с низкой температурой температура повысится за
счет увеличения скорости движения молекул. При нагревании тела
расширяются и увеличивают объем. Больше всего расширяются газо-
образные тела и меньше твердые.

Пример. Газопровод длиной 100 м при нагревании до 100° С
увеличит свою длину только на 12 см; 100 л воды при нагревании до
100° С увеличат свой объем на 4 л. При нагревании газа от 0 до 273° С
его объем увеличивается в 2 раза.

Температура газа, транспортируемого по газопроводам, измеряет-
ся термометрами, шкала которых имеет две постоянные точки: точку
таяния льда (0°С) и точку кипения воды (100° С).

Применяется также и шкала Кельвина. На этой шкале точка 0 соот-
ветствует абсолютному нулю, т. е. такой степени охлаждения тела
(температура тела), при которой прекращается всякое движение моле-
кул любого вещества. Абсолютный нуль, принимаемый за начало от-
счета температур в системе Си, в технической системе равен 273, 16° С.
Таким образом, деления 100-градусной шкалы равны делениям абсо-
лютной шкалы, а показания абсолютной шкалы больше на 273,2°.

Пример. Если продукты сгорания газа имеют температуру по
Цельсию 200°, то абсолютной шкале Кельвина та же температура рав-
на Т= 200 + 273,16 = 473,16К. Если написано Т= 6Ti,\6 К, то это зна-
чит, что температура по 100-градусной шкале составит t = Т—273,16=
= 673,16—273,16 = 400° С.

Для измерения температуры пользуются жидкостными термомет-
рами, в которых используют свойство жидкостей изменять свой объем
в зависимости от температуры. Диапазон измерения температур жид-
костными термометрами от —200 до 1200° С.

Наиболее точны и просты в обращении ртутные термометры.
Ртуть не смачивает стекла, не загрязняет поверхности. Нижним преде-
лом, ограничивающим применение ртути, является температура за-
мерзания —38,9° С. Температура кипения ртути при атмосферном
давлении (357° С) не является предельной. Для повышения верхнего
предела пространство капилляра над ртутью заполняют инертным по
отношению к ртути азотом. При температуре до 550° С заполнение
азотом проводят при давлении 2,5 • 1 (г Н/м2, а при температуре до
750° С — при давлении 10,0-Ю6 Н/м2.

При измерении температур до —70° С используют спиртовые и
толуоловые термометры. Применение пентана позволяет измерять
температуры до —200° С.

Вместо ртутных термометров можно использовать платиновые и
медные термометры сопротивления.

Измерение количества теплоты. До последнего времени в каче-
стве основной единицы измерения количества теплоты принималась
калория (кал). Калория — это количество теплоты, которое необходи-
мо сообщить 1 г дистиллированной воды для повышения ее темпера-
туры с 19,5 до 20,5° С при давлении 101,325 кПа.

В теплотехнике применялась укрупненная единица измере-
ния— килокалория (ккал), равная 1000 кал. Килокалория (ккал) —
это такое количество теплоты, которое необходимо сообщить 1 кг дис-
тиллированной воды для повышения ее температуры на 1°.

Теплота является одним из видов энергии, способным произво-
дить работу. В системе единиц СИ теплота выражается универсальной
единицей — джоулем (Дж).

Джоуль — это работа, которую совершает сила в 1 Н на пути в 1 м.
Можно применить и более крупную и удобную единицу (килоджо-
уль), равную 1000 Дж, 1 Дж = 0,239 кал.

Горение любого топлива, в том числе и газового, сопровождается
выделением теплоты. При этом количество теплоты, выделяемое при
сжигании различных видов топлива, неодинаково. Поэтому введено
понятие удельной теплоты сгорания.
28
Удельной теплотой сгорания газового топлива называется коли-
чество теплоты, которое выделяется при полном сгорании 1 нм3 или
1 кг газа. Теплоту сгорания газообразного топлива измеряют в килока-
лориях на кубический метр (при температуре 0 или 20° С и давлении
760 мм рт. ст.). Теплота сгорания определяется с помощью специаль-
ных приборов — калориметров — или расчетным путем, если извес-
тен химический состав газового топлива.

Различают низшую теплоту сгорания QK и высшую QB.

Высшая теплота сгорания газового топлива соответствует усло-
вию, при котором водяные пары продуктов сгорания доводятся до
жидкого состояния. В реальных условиях сжигания газа водяные пары
не конденсируются, а находятся в парообразном состоянии. Понятие
низшей теплоты сгорания относится только к тем газам, которые при
сгорании выделяют водяные пары. Разница между QB и QH составляет
около 600 ккал на каждый килограмм водяных паров, т. е. 6 ккал на
каждый процент влаги, содержащейся в топливе или образующейся
при сгорании водорода, входящего в состав горючего газа.

Исходя из этого, получаем

2н=2в—600-0,8 Ипар,	(1)

где Рпар — объем водяных паров в нм3, образующихся при сжигании
1 нм3 газа (для метана Ипар = 2, для этана Ипар = 3); 0,8 — плотность во-
дяных паров в кг/нм3 при 0° С и 760 мм рт. ст.

Высшую и низшую теплоту сгорания природного газа подсчиты-
вают по следующим формулам:

Q„ = 95СН4 + 167С2Н6 + 237С3Н8 + 307С4Ню;

= 85,5СН4 + 152С2Н6 + 218С3Н8 + 284С4Н10,	(2)

где СН4, С2Н6, С3Н8, С4Ню — содержание в природном газе метана,
этана, пропана и бутана в процентах по объему. Цифровые значения
обозначают низшие и высшие теплоты сгорания метана, этана и т. д.,
пересчитанные на 1 % горючего компонента.

Для удобства сравнения различных видов топлива введено поня-
тие условного топлива, теплота сгорания которого принимается рав-
ной 7000 ккал/кг, или 29 288 кДж/кг.

Чтобы привести любое топливо к условному, необходимо значе-
ние его низшей теплоты сгорания разделить на эту величину.

Величина, показывающая, во сколько раз теплота сгорания данно-
го топлива больше теплоты сгорания условного топлива, называется
тепловым эквивалентом.
Для метана тепловой эквивалент будет равен

К. =	= 1,22,

7000	7000

(3)

где QH — низшая теплота сгорания метана, ккал/нм3; 7000 — теплота
сгорания условного топлива. 1 нм3 метана эквивалентен 1,22 кг услов-
ного топлива.

Перевод физических единиц количества теплоты приведен в
табл. 6.

Измерение объема и плотности газов. Объем газа измеряется в
кубических метрах (м3). В связи с тем что объем газов значительно из-
меняется при нагревании, охлаждении и сжатии, для сравнения объем-
ных количеств газа их приводят к нормальным и стандартным услови-
ям.

Нормальными условиями принято считать температуру 0° С
(273,2 К) и давление 101,325 кПа. На практике за единицу измерения
количества газа принимают 1 м3 газа, взятого при давлении 101,325 кПа,
температуре 20° С и влажности, равной 0. Эти условия принято счи-
тать стандартными.

Для пересчета параметров, характеризующих состояние газа, на
нормальные или стандартные условия можно использовать следую-
щие формулы:

приведение

газа

к нормальным условиям

273 2Р

Ио = И( ’ '	;

(273,2+

(4)

приведение газа к стандартным условиям

И20 =

у (273,2+20)Р,
' (273,0+ t)Pa

(5)

где Ио — объем газа при нормальных условиях; И, — объем газа при
заданном давлении и температуре f С; Р,— давление газа в момент
измерения объема газа при температуре t° С; Рц — нормальное давле-
ние газа (101,325 кПа); 273,2 — нормальная температура, К; Иго —
объем газа при стандартных условиях, т. е. при Т= 273,2 + 20 = 293,2 К
и давлении Р».

Плотностью называется масса газа в единице объема. Примени-
тельно к газам плотность имеет размерность кг/м3 и определяется
обычно при температуре 0° и давлении 101,325 кПа.
Таблица 6. Перевод физических единиц количества теплоты
МКГСС в систему СИ

Ка-	Калории									
ло-	_ °- J	1			3	4	5	6	7	8	9
рнн					Джоули					
0	0	4,2	8,4	12,6	16,7	20,9	25,1	29,3	33,5	37,7
10	41,9	46,1	50,2	54,4	58,6	62,8	67	71,2	75,4	79,5
20	83,7	87,9	92,1	96,3	100,5	104,7	108,9	113	117,2	121,4
30	125,6	129,8	134	138,1	142,4	146,6	150,7	154,9	159,1	163,3
40	167,5	171,7	175,8	180	184,2	188,4	192,6	196,8	201	205,2
50	209,3	213,5	217,7	221,9	226,1	230,3	234,5	238,7	242,8	247
60	251,2	255,4	259,6	263,3	268	272,1	276,3	280,5	284,7	288,9
70	293,1	297,3	301,4	305,6	309,8	314	318,2	322,4	326,6	330,8
80	334,9	339,1	343,3	347,5	351,7	355,9	360,1	364,3	368,4	372,6
90	376,8	361	385,2	389,4	393,6	397,7	401,9	406,1	410,3	414,5

Примечания:!. 6055 кал = 6000 кал + 55 кал = 251,2 Дж • 100 + 230,3 Дж = 25350,3 Дж.
2. Чтобы перевести величину количества теплоты, выраженную в килокалориях, в джоули, надо при-
веденную в таблице величину умножить на 1000.

Чтобы показать, на сколько 1 м3 данного газа легче или тяжелее
1 м3 воздуха, определяют относительную плотность. Для этого необ-
ходимо плотность газа разделить на плотность воздуха при нормаль-
ных условиях.

Теплота сгорания, относительная плотность и средние составы
природных газов для некоторых месторождений приведены в табл. 34.

2.4.	Основные законы газового состояния

Молекулярно-кинетическая теория газов лежит в основе физиче-
ских свойств газов и законов газового состояния. Большинство зако-
нов газового состояния было выведено для идеального газа, молеку-
лярные силы которого равны нулю, а объем самих молекул бесконеч-
но мал по сравнению с объемом межмолекулярного пространства.

Молекулы реальных газов помимо энергии прямолинейного дви-
жения обладают энергией вращения и колебания. Они занимают неко-
торый объем, т. е. имеют конечные размеры. Законы для реальных га-
зов несколько отличаются от законов для идеальных газов. Это откло-
нение тем больше, чем выше давление газов и ниже их температура,

31
оно учитывается введением в соответствующие уравнения поправоч-
ного коэффициента сжимаемости.

При транспортировании газов по трубопроводам под высоким
давлением коэффициент сжимаемости имеет большое значение.

При давлениях газа в городских газовых сетях до 1 МПа (10 кгс/см2)
законы газового состояния для идеального газа достаточно точно от-
ражают свойства природного газа. При более высоких давлениях или
низких температурах применяют либо уравнения, учитывающие объ-
ем, занимаемый молекулами, и силы взаимодействия между ними, ли-
бо вводят в уравнение для идеального газа поправочные коэффициен-
ты, т. е. коэффициенты сжимаемости газа.

Рассмотрим основные законы газового состояния.

Закон Бойля — Мариотта. Газы изменяют свой первоначальный объем при изме-
нении величины давления. Многочисленными опытами установлено, что если взять оп-
ределенное количество газа и подвергать его различным давлениям, то объем этого газа
будет изменяться обратно пропорционально величине давления.

Эта зависимость между давлением и объемом газа при постоянной температуре вы-
ражается следующей формулой:

Pi/Рг = Кг/И или V2 = (Р, И)/Рг.	(6)

где Vi и Pt— первоначальные объем и абсолютное давление газа, Р2 и Р2— объем и
давление газа после изменения.

Из формулы (6) можно получить следующее математическое выражение

V2P2 ~ V1P1 = const.	(7)

Произведение величины объема газа на величину соответствующего этому объему
давления газа будет постоянной величиной при постоянной температуре. Этот закон
имеет практическое применение в газовом хозяйстве. Он позволяет определять объем
газа при изменении его давления и давление газа при изменении его объема при усло-
вии, что температура газа остается постоянной. Чем больше при постоянной температу-
ре увеличивается объем газа, тем меньше становится его плотность.

Зависимость между объемом и плотностью выражается следующей формулой:

К1/К2 = р2/р1,	(8)

где Ии V2 — объемы, занимаемые газом: pj и р2 — плотности газа, соответствующие
этим объемам.

Если в уравнении (6) отношение объемов газа заменить отношением их плотно-
стей, то на основании уравнения (8) можно получить

?,/?!= р2/рь или р2 = {P2-f>i)IPi-	(9)

Из уравнения (9) можно сделать вывод, что при одной и той же температуре плот-
ности газов прямо пропорциональны давлениям, под которыми находятся эти газы, т. е.
плотность газа (при постоянной температуре) будет тем больше, чем больше его давле-
ние.
Пример. Объем газа (давление 760 мм рт. ст. и температура 0° С) составляет
300 м3. Какой объем займет этот газ при абсолютном давлении, равном 1520 мм рт. ст., и
при той же температуре?

760 мм рт. ст. = 101 329 Па = 101,3 кПа:

1520 мм рт. ст. = 202 658 Па = 202,6 кПа.

Подставляем заданные значения V, Р\, Р2 в формулу (7): Р{ = 101,3 кПа, V\ - 300 м3,
Р2 =202,6 кПа, 101,3 • 300 = 202,6 • V2, откуда

г/ 101,3-300	3

V2 = --------- = 150 м .

202,6

Закон Гей-Люссака. При постоянном давлении с повышением температуры объем
газов увеличивается, а при понижении температуры — уменьшается, т. е. при постоян-
ном давлении объемы одного и того же количества газа прямо пропорциональны их аб-
солютным температурам. Метаматически эта зависимость между объемом и температу-
рой газа при постоянном давлении записывается так:

V2IVi = Т2/Ть	(10)

где V—объем газа, м3; Т—абсолютная температура, К.

Из формулы (10) следует, что если определенный объем газа нагревать при посто-
янном давлении, то он изменится во столько раз, во сколько раз изменится его абсолют-
ная температура.

Установлено, что при нагревании газа на Г при постоянном давлении его объем
увеличивается на постоянную величину, равную ’/273,2 первоначального объема. Эта ве-
личина называется термическим коэффициентом расширения и обозначается 0.

С учетом зтого закон Гей-Люссака можно сформулировать так: объем данной мас-
сы газа при постоянном давлении есть линейная функция температуры:

Г, = Го(1 + 0/),	(11)

или	V, = Kof 1+ -2—1 = Го -^-+— ,

\ 273)	273

V, = Vo — .	(12)

273	' ’

Из уравнения (12) можно сделать вывод, что объем газа при постоянном давлении
прямо пропорционален абсолютной температуре этого газа.

Закон Шарля. При постоянном объеме абсолютное давление неизменного количе-
ства газа прямо пропорционально его абсолютным температурам. Закон Шарля выра-
жается следующей формулой:

Р2/Р1 = ТУТ), или Р2 = РХТ2П\,	(13)

где Pi и Р2 — абсолютные давления: Т\ и Т2 — абсолютные температуры газа, К.

Из формулы можно сделать вывод, что прн постоянном объеме давление газа при
нагревании увеличивается во столько раз, во сколько раз увеличивается его абсолютная
температура.

Пример. При температуре газа + 27° С его давление равно 4 МПа. Каким будет
избыточное давление этого газа при температуре + 47° С? 2

2. К. Г. Кязимов

33
Начальная абсолютная температура газа: Т\ = 27 + 273 = 300 К, конечная абсолют-
ная температура газа: Л = 47 +273 = 320 К.

Атмосферное давление примем равным 0,1 МПа, тогда абсолютное давление газа
до нагревания будет 4 МПа+ 0,1 МПа = 4,1 МПа.

Искомое абсолютное давление газа по формуле (13) будет равно:

= 4,1320 = МПа

300

Следовательно, избыточное давление газа после нагревания его до + 47“ С равно
4,37—0,1=4,27 МПа.

Закон Авогадро. В равных объемах любых газов, взятых при одинаковых темпера-
турах и одинаковом давлении, содержится одинаковое число молекул (или равное число
молекул любых газов занимает один и тот же объем при нормальных условиях).

1 грамм-молекула (г-моль) любого газа при нормальных условиях занимает объем
22,4 л. Этот объем называют молярным объемом, или постоянной Авогадро.

В 1 моле любого вещества содержится одинаковое число молекул, равное 6,06  1023.

В СИ используется понятие киломоль, равный 6,06  1026.

1 киломоль любого газа при нормальных условиях (0° С и 101,3 кПа) занимает объ-
ем 22,4 л. Зная эту величину, можно определить плотность любого газа по формуле

Р

/И	з

= ----- кг/м .

22,4

(14)

Пример. Определить плотность метана при 0° С и 101,3 кПа.

^сн, 12 + 4	з

ргн = ------- = ---- = 0,71 кг/м.

сн* 22,4	22,4

Ураввевве Клапенрова — Менделеева. Еслв происходит одновременное изме-
нение объема, давления и температуры газа, то в этом случае одновременно действуют
законы Бойля — Мариотта и Гей-Люссака.

Путем объединения уравнений этих законов можно получить обобщенное уравне-
ние закона газового состояния:

р т	PV PV

V = V.——, или ------= -*-*- = const.	(15)

'р т;	т тх

Величина PtVJT\ обозначается буквой R и называется газовой постоянной.

Представляя обозначение газовой постоянной в уравнение (15), получаем выраже-
ние

PV

-у = R< илв РУ = RT-	(16)

Это уравнение закона газового состояния связывает все три основных параметра
газа: объем, абсолютное давление и абсолютную температуру.

Уравненве (16) относится к 1 молю газа. Для произвольного числа молей газа урав-
нение (16) имеет вид

PV = nRT,	(17)

где п — чвсло молей.
Для газа массой G уравнение (17) имеет вид

PV = — RT ,	(18)

М

где G — масса газа, кг; М — молекулярная масса газа, кг.

2.5. Влажность и кристаллогидраты углеводородных
газов

Влажность газов. В природных газах содержание влаги зависит
от температуры и давления. Чем выше температура газа, тем больше
влаги содержится в единице объема газа. Давление газа имеет обрат-
ное действие: с повышением давления влажность газа уменьшается.

Пары воды могут насыщать газ до определенного давления, равно-
го давлению насыщенного водяного пара при данной температуре. Ес-
ли содержание водяных паров превысит этот предел, то произойдет их
конденсация, т. е. переход в жидкое состояние.

Температура, при которой газ полностью насыщен водяными па-
рами, называется точкой росы данного газа. Наличие влаги в газе не-
желательно, так как при транспортировании газа происходит внутрен-
няя коррозия трубопроводов и арматуры, а также образование закупо-
рок газопроводов. Кроме того, содержание влаги снижает, теплоту сго-
рания газа. Поэтому до подачи газа в городские газовые сети
производится его тщательная осушка путем поглощения водяных па-
ров твердыми или жидкими поглотителями. Однако несмотря на тща-
тельную очистку, газовое топливо, распределяемое по городским га-
зопроводам, содержит некоторое количество водяных паров. Может
произойти и дополнительное насыщение газа водой, попадающей в га-
зопроводы при их строительстве.

Различают абсолютную и относительную влажность. Абсолютная
влажность — это количество паров в граммах в 1 м3 газа.

Под относительной влажностью понимают процентное отноше-
ние фактического количества водяных паров к максимально возмож-
ному его содержанию при данных температуре и давлении. Относи-
тельная влажность насыщенного газа равна 1.

При транспортировании газа, насыщенного влагой, возможно об-
разование кристаллогидратов, которые представляют собой химиче-
ские соединения газов с водой, внешне похожие на лед. Их состав
М  6Н2О, где М— молекула углеводорода. Метан образует соедине-
2*	35
ния: СН4 • 6Н2О; СН4 • 7Н2О. Кристаллогидраты образуются при опре-
деленных температуре и давлении газа.

Устойчивое существование кристаллогидратов природного газа
возможно при температуре от —5° С до 10° С и при давлениях соответ-
ственно 6...20 кгс/см2 (0,6 МПа...2 МПа). При более высоких темпера-
турах или более низких давлениях газа кристаллогидраты не образу-
ются.

Для индивидуальных газов существует максимальная температу-
ра, сверх которой повышение давления не может вызвать образование
кристаллогидратов. Эта температура называется критической темпе-
ратурой гидратообразования. Для метана она 21,5, для этана 14,5 и
пропана 5,5° С.

Образование кристаллогидратов вызывает закупорки промысло-
вых и магистральных газопроводов. Разрушают кристаллогидраты пу-
тем снижения давления в системе, разогрева участка трубопровода
или ввода в поток газа метанола, способствующего разрушению кри-
сталлогидратов.

Во избежание образования гидратов газ осушают до точки росы,
температура которой должна быть на 6...7° С ниже температуры газа в
газопроводе.

Российские ученые первыми в мире начали изучать природные га-
зовые гидраты как полезные ископаемые. Ими открыт в земной коре
новый вид полезных ископаемых — «твердый газ». Что же представ-
ляет собой «твердый газ»? Это газовые гидраты, твердые соединения
природного газа и воды, по физическим свойствам и внешне похожие
на лед. Из одного кубического метра такого «льда» может высвобо-
диться до 180 м3 природного газа.

Установлено, что география залежей твердого газа на континентах
совпадает с зоной распространения многолетней мерзлоты и охваты-
вает около 40 млн. квадратных километров.

В нашей стране проводятся исследования, направленные на ис-
пользование газовых гидратов в различных технологических процес-
сах: для хранения газов, очистки и опреснения природных и промыш-
ленных вод, извлечения из водных растворов ценных компонентов и
др.

Тепловой эффект сжатия и расширения газов. Из основных за-
конов газового состояния можно сделать вывод, что при сжатии газы
нагреваются, а при расширении охлаждаются. Поэтому при сжатии
36
природного газа, например на компрессорных станциях, для транс-
портирования по магистральным газопроводам приходится охлаждать
его в водяных или воздушных теплообменниках.

После прохождения природного газа через задвижки, фильтры, ре-
гулирующие клапаны ГРП и ГРС, сужения газопроводов происходит
его резкое расширение. Процесс, при котором происходит необрати-
мое превращение работы, затрачиваемой на изменение давления при
движении газа, в теплоту, называется дросселированием. При транс-
портировании газа по магистральным газопроводам дросселирование
влечет за собой резкое падение давления и понижение температуры
газа. Этот процесс называется положительным эффектом Джо-
уля — Томсона. На ГРП и ГРС это явление может вызвать обмерзание
трубопроводов, запорных, регулирующих и сужающих устройств.

Для характеристики процесса введен коэффициент Джо-
уля— Томсона. Так, для метана при Р = 0,52 МПа (5,2 кгс/см2) и
г = 25° С этот коэффициент равен 0,4 град/МПа, т. е. снижение его дав-
ления на 0,1 МПа (1 кгс/смД вызывает понижение температуры на
0,4° С. Для природного газа во всем диапазоне давлений и температур,
которые имеют место при редуцировании газа на ГРС, среднее значе-
ние коэффициента Джоуля — Томсона принимается равным 5,5 град/МПа,
т. е. при снижении давления газа на 1 МПа его температура понижает-
ся на 5,5° С.

При дросселировании газа во всех случаях снижается температура
и уменьшается относительная влажность.

Контрольные вопросы

1.	Назовите основные единицы измерения параметров газа. 2. Перечислите основ-
ные, дополнительные и производные единицы Международной системы (СИ), наибо-
лее часто применяемые в газовом хозяйстве. 3. Чем отличается низшая теплота сгора-
ния газа от высшей? 4. Что такое условное топливо и тепловой эквивалент? 5. Как вы
понимаете нормальные и стандартные условия газа? 6. Какими формулами пользуют-
ся для определения объема газа в нормальных и стандартных условиях? 7. Объясните
происхождение природных газов и их состав. 8. Как вы понимаете закон Бойля — Ма-
риотта? 9. Объясните сущность закона Гей-Люссака. 10. Что такое термический коэф-
фициент объемного расширения газов? 11. Расскажите о законе Шарля и его практиче-
ском применении в газовом хозяйстве. 12. Назовите уравнение состояния идеального
газа, как оно практически применяется. 13. Как вы понимаете абсолютную и относи-
тельную влажность газов? 14. Что такое кристаллогидраты углеводородных газов? Ка-
кие факторы способствуют образованию гидратов? 15. Расскажите, в чем сущность
эффекта дросселирования газа.
ГЛАВА 3

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГАЗА

3.1.	Особенности газового топлива

Природный газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими
видами топлива:

стоимость добычи природного газа значительно ниже, а произво-
дительность труда значительно выше, чем при добыче угля и нефти;

высокая теплота сгорания делает целесообразным транспортиров-
ку газа по магистральным газопроводам на значительные расстояния;

обеспечивается полнота сгорания и облегчаются условия труда об-
служивающего персонала;

отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает воз-
можность отравления при утечках газа, что особенно важно при газо-
снабжении коммунальных и бытовых потребителей;

газоснабжение городов и населенных пунктов значительно улуч-
шает состояние их воздушного бассейна;

обеспечивается возможность автоматизации процессов горения,
достижение высоких к. п. д., причем наибольшее увеличение к. п. д.
достигается в жилищно-коммунальном хозяйстве (в бытовых прибо-
рах, отопительных печах и котлах малой производительности);

природный газ является ценным сырьем для химической промыш-
ленности;

высокая жаропроизводительность (более 2000° С) позволяет эф-
фективно применять природный газ в качестве энергетического и тех-
нологического топлива.

Природный газ как промышленное топливо имеет следующие тех-
нологические преимущества:

при сжигании природного газа требуется минимальный избыток
воздуха для горения и достигаются высокие температуры в печи;

природный газ содержит наименьшее количество таких вредных
химических примесей, как сероводород;

при сжигании природного газа можно обеспечить более точную
регулировку требуемой температуры, чем при сжигании других видов
топлива, что имеет большое значение для процессов, требующих вы-
сокой точности температурного режима. Кроме того, это позволяет
экономить топливо, так как из-за более широких колебаний регулиро-
вания диапазонов температур при сжигании других видов топлива
38
приходится часто вести процесс на верхнем температурном пределе,
что влечет за собой перерасход топлива;

использование природного газа позволяет осуществить сравни-
тельно быстрый разогрев тепловых агрегатов и свести к минимуму те-
пловые потери при остановке этих агрегатов, что также способствует
экономии топлива;

при использовании природного газа отсутствуют потери от меха-
нического недожога;

при сжигании природного газа горелки можно расположить в лю-
бом месте печи, что создает благоприятные возможности для теплоот-
дачи и необходимый температурный режим;

форма газового пламени сравнительно легко регулируется и под-
дается различным видоизменениям, что особенно важно, когда возни-
кает необходимость быстро сосредоточить и развить в определенном
пункте высокую степень нагрева;

использование природного газа позволяет применять в промыш-
ленности такие прогрессивные и высокоэкономичные виды тепловой
обработки, как нагрев с помощью горелок беспламенного сжигания и
радиационных трубок, что дает возможность значительно интенсифи-
цировать процесс нагрева.

Вместе с тем газовому топливу присущи и отрицательные свойст-
ва: природный газ взрыво- и пожароопасен.

Горение газообразного топлива возможно только при наличии воз-
духа, в котором содержится кислород. Причем процесс горения
(взрыв) происходит при определенных соотношениях газа и воздуха.
Как видно из табл. 7, пределы воспламеняемости для метана составля-
ют 5... 15 %. Если выделяемая теплота достаточна для нагревания в га-
зовоздушной смеси до температуры самовоспламенения, то смесь мо-
жет гореть или взрываться.

При взрыве продукты горения быстро нагреваются и, расширяясь,
создают в объеме, где они находятся, повышенные давления.

Резкое возрастание давления и быстрое расширение продуктов го-
рения обусловливает разрушительный эффект взрыва.

Давление, возникающее при взрывах, определяют по формуле

Л = KW± ,	(19)

ГЛ

где Го — начальная температура взрывоопасной смеси, К; Гв — тем-
пература при взрыве, К; Ро — начальное давление (абсолютное) взры-
воопасной смеси, ат; М—число молекул продуктов горения после
взрыва; N— число молекул смеси до взрыва; К— коэффициент, учи-
тывающий тепловые потери стенками оболочки и диссоциацию газа и
воздуха до взрыва, обычно от 0,86 до 0,9.

Таблица 7. Температура самовоспламенения и пределы воспламе-
няемости наиболее распространенных горючих газов

Газ	Темпера- тура са- МОВоС- пламеие- иия, °C	Предел воспламе- няемости при со- держании газа в смеси с воздухом, %			Газ	Темпера- тура са- мовос- пламене- иия, ° С	Предел воспламе- няемости при со- держании газа в смеси с воздухом, %			
		иижний		верхний			иижиий		верхний	
Метан	650	5		15	Пропан	500	2,37			9,5
Ацети-	305	2,5		80	Этан	510	3,2			12,45
леи										
Бутан	429	1,86		8,4	Водо- род	510	4			74

Давление, возникающее при взрыве природного газа в помещени-
ях, достигает 0,8 МПа. При взрывах газовоздушной смеси в трубах с
большим диаметром и длиной скорость распространения пламени мо-
жет превзойти скорость распространения звука и достичь 2000...4000 м/с.
В результате быстро движущегося взрывного воспламенения местное
повышения давления составит 8 МПа и выше. Такое взрывное воспла-
менение называется детонацией.

Детонация объясняется возникновением и действием ударных
волн в воспламеняющейся среде.

Перемещаясь с большой скоростью, ударная волна резко увеличи-
вает температуру и давление газовоздушной смеси, что вызывает ус-
корение реакции взрыва и увеличивает разрушительный эффект дето-
нации. Наиболее опасны с точки зрения возможности взрыва газы с
наиболее низкими пределами взрываемости. При близких величинах
нижних пределов взрываемости двух газов наиболее опасен газ, у ко-
торого шире область взрываемости и ниже температура самовоспла-
менения.

Природные газы, состоящие в основном из метана, не ядовиты.
Однако при концентрации метана в воздухе, доходящей до 10 % и бо-
лее, возможно удушье вследствие уменьшения количества кислорода
в воздухе.
3.2.	Сгорание газового топлива

Горение газообразного топлива представляет собой сочетание сле-
дующих физических и химических процессов: смешение горючего га-
за с воздухом, подогрев смеси, термическое разложение горючих ком-
понентов, воспламенение и химическое соединение горючих элемен-
тов с кислородом воздуха, сопровождаемое образованием факела
(пламени) с интенсивным тепловыделением.

Устойчивое горение газовоздушной смеси возможно при непре-
рывном подводе к фронту горения необходимых количеств горючего
газа и воздуха, их тщательном перемешивании и нагреве до темпера-
туры воспламенения или самовоспламенения (см. табл. 7).

Воспламенение газовоздушной смеси может быть осуществлено:
нагревом всего объема газовоздушной смеси до температуры са-
мовоспламенения. В этом случае газовоздушная смесь воспламеняет-
ся и горит без постороннего источника зажигания. Такой способ при-
меняют в двигателях внутреннего сгорания, где газовоздушную смесь
нагревают быстрым сжатием до определенного давления;

применением посторонних источников зажигания (высоконагре-
тых тел, запальников и т. д.). В этом случае до температуры воспламе-
нения нагревается не вся газовоздушная смесь, а часть ее. Данный спо-
соб применяется при сжигании газов в горелках газовых приборов;

существующим факелом (пламенем) непрерывно в процессе горе-
ния.

Для начала реакции горения газообразного топлива следует затра-
тить определенное количество энергии, необходимой для разрыва мо-
лекулярных связей и создания новых.

Молекулы газа и воздуха находятся в постоянном хаотическом
движении, сопровождающемся столкновениями. Кинетическая энер-
гия молекул пропорциональна абсолютной температуре газов. Энер-
гия столкновения возрастает с повышением абсолютной температуры.
При температуре воспламенения сила удара такой молекулы о встреч-
ную так велика, что связи между атомами не выдерживают и молекула
распадается на атомы. При соединении горючих (углерод, водород)
атомов с кислородом выделяется дополнительная энергия, температу-
ра молекул повышается и процесс горения приобретает цепной харак-
тер, со всевозрастающей скоростью до полного соединения кислорода
с горючими компонентами газа.
Химическая формула сгорания газового топлива с указанием всего
механизма реакции, связанного с возникновением и с исчезновением
большого количества свободных атомов, радикалов и других актив-
ных частиц, сложна. Поэтому для упрощения пользуются уравнения-
ми, выражающими начальное и конечное состояние реакций горения
газа.

Если углеводородные газы обозначить СтНп, то уравнение хими-
ческой реакции горения этих газов в кислороде примет вид

CmH„ + [m+^O2 = wCO2+^H2O,	(20)

< 4J	2

где т — количество атомов углерода в углеводородном газе; п — ко-
личество атомов водорода в газе, I m + - I —количество кислорода,
необходимое для полного сгорания газа.

В соответствии с формулой напишем уравнения горения горючих
газов:

метана СН4 + 2О2 = СО2 + 2Н2О

этана С2Н6 + 3,5О2 = 2СО2 + ЗН2О

бутана С4Н|0 + 6,5О2 = 4СО2 + 5Н2О
пропана С2Н8 + 5О2 = ЗСО2 + 4Н2О
пентана CsHi2 + 8О2 = 5СО2 + 6Н2О

В практических условиях сжигания газа кислород берется не в
чистом виде, а входит в состав воздуха.

Так как воздух состоит по объему на 79 % из азота и на 21 % из ки-
слорода, то на каждый объем кислорода требуется 100:21 = 4,76 объе-
ма воздуха или 79:21 = 3,76 объема азота.

Тогда реакцию горения метана в воздухе можно написать следую-
щим образом: СН4 + 2О2 + 2-3,76N2 = СО2 + 2Н2О + 7,5N2.

Из уравнения видно, что для сжигания 1 м3 метана требуется 2 м3
кислорода и 7,52 м3 азота или 2 + 7,52 = 9,52 м2 воздуха.

В результате сгорания 1 м3 метана получается 1 м3 углекислого га-
за, 2 м3 водяных паров и 7,52 м3 азота. В табл. 8 приведены эти данные
для наиболее распространенных горючих газов.
Таблица 8		Количество кислорода и некоторых газов			зоздуха при сжигании		
	Для сжигания 1						
	м’ газа требуется,		При ежи	ании 1 м'	газа выделяется, м'		Теплота
Газы	IV		углеки-	водя-		—-п	—	сгора- ния Qlt,
	да	воздуха	слого газа	ных паров	азота	всего	кДж/м’
Водород	0,5	2,38	—	1	1,88	2,88	10 806
Оксид уг- лерода	0,5	2,38	1	—	1,88	2,88	12 637
Метан	2	9,52	1	2	7,52	10,52	35 825
Этан	3,5	16,66	2	3	13,16	18,16	63 797
Пропан	5	23,8	3	4	18,8	15,8	91 310
Бутан	6,5	30,94	4	5	24,44	34,44	118 74
3.3. Условия		воспламенения и горения				газов	

Не всякую холодную газовоздушную смесь можно поджечь внеш-
ним источником зажигания. Чтобы смесь воспламенилась и продол-
жала сгорать, нужны определенные соотношения объемов сжигаемо-
го газа и подаваемого воздуха. Если газа в газовоздушной смеси мало,
а воздуха много, то смесь гореть самостоятельно не может. Горение
такой смеси через определенное время прекратится, так как выделяю-
щейся теплоты будет недостаточно для нагрева газовоздушной смеси
до температуры воспламенения. Если же в смеси недостаточно возду-
ха, то при воспламенении может сгореть ограниченное количество га-
за, и выделяемой химической теплоты будет недостаточно для под-
держания температуры не ниже температуры воспламенения газовоз-
душной смеси.

Итак, для процесса горения газовоздушной смеси необходимо,
чтобы количество газа и воздуха в газовоздушной смеси было в опре-
деленных пределах. Эти пределы называются пределами воспламеняе-
мости или пределами взрываемости. Различают нижний и верхний
пределы воспламеняемости. Минимальное содержание газа в газовоз-
душной смеси, выраженное в объемных процентах, при котором про-
исходит воспламенение, называется нижним пределом воспламеняе-
мости. Максимальное содержание газа в газовоздушной смеси, выше
которого смесь не воспламеняется без подвода дополнительного теп-
ла, называется верхним пределом воспламеняемости.
Рис. 3. График изменения пределов
воспламенения метана в зависимости от
изменения содержания азота в
метано-воздушной смеси

Газовоздушная смесь, в ко-
торой содержание газа больше
верхнего предела воспламеняе-
мости, может гореть при подог-
реве газовоздушной смеси. Ес-
ли смесь будет подогреваться,
то пределы воспламеняемости
расширяются за счет снижения
нижнего предела воспламеняе-
мости и повышения верхнего.
Если газовоздушную смесь на-
греть до температуры ее вос-
пламенения, то она воспламе-
нится и будет гореть при лю-
бом соотношении газа и возду-
ха.

Если в газовоздушной сме-

си содержится газа меньше
нижнего предела воспламеняемости, то она не будет гореть. Если в га-
зовоздушной смеси недостаточно воздуха, то горение протекает не
полностью.

Значения пределов воспламеняемости зависят также от давления
газовоздушной смеси. При повышении давления диапазон между
нижним и верхним пределами воспламеняемости сужается.

Большое влияние на величины пределов взрываемости оказывают
инертные примеси в газах. Увеличение содержания в газе балласта (N2
и СО2) сужает пределы воспламеняемости, а при повышении содержа-
ния балласта выше определенных пределов газовоздушная смесь не
воспламеняется при любых соотношениях газа и воздуха. На графике
(рис. 3) видны изменения пределов воспламеняемости метана в зави-
симости от содержания азота в метано-воздушной смеси. При увели-
чении содержания азота в воздухе до 86,6 % газовоздушная смесь пе-
рестает воспламеняться.

Это объясняется тем, что на нагрев столь значительного количест-
ва азота до температуры воспламенения требуется значительное коли-
чество теплоты. А газовоздушная смесь, содержащая 86,6 % N2 при
сгорании не в состоянии выделить достаточного количества теплоты,
поэтому она не воспламеняется и не сгорает.

В табл. 9 приведены данные, показывающие влияние добавки
инертных газов на воспламеняемость различных газовоздушных сме-
44
сей. Необходимое количество воздуха для сжигания газов находится в
прямой зависимости от их теплоты сгорания и составляет примерно
1,1м3 воздуха на каждые 4190 кДж (1000 ккал) сжигаемого газа.

Отсюда наименьшее количество воздуха, потребное для полного
сжигания газа, называется теоретическим расходом воздуха и обозна-
чается Ц, т. е. если низшая теплота сгорания газового топлива равна
33 520 кДж/м3, то теоретически необходимое количество воздуха для
сжигания 1 м3 газа составит

Т _ 33520 , , _ в 0 з
LT - ------- 1,1 - 8,8 м .

4190

Таблица 9. Количество объемов инертного газа на 1 объем горю-
чего газа, при котором газовоздушиая смесь перестает быть взрывоопасной

Горючие га- зы	Инертные газы		Горючие га- зы	Инертные газы	
	углекислый газ	азот		углекислый газ	азот
Оксид	2,2	4,1	Метан	3,3	6
углерода  Водород	10,3	16,5	Этаи	7,3	12,8

Однако действительный расход воздуха всегда превышает теоре-
тический. Объясняется это тем, что очень трудно достигнуть полного
сгорания газа при теоретических расходах воздуха. Поэтому любая га-
зовая установка для сжигания газа работает с некоторым избытком
воздуха.

Итак, действительный расход воздуха составит

Ln= aLT,	(21)

где Ln — практический расход воздуха; а — коэффициент избытка
воздуха.

Коэффициент избытка воздуха всегда больше единицы. Для при-
родного газа он составляет а = 1,05 -г 1,2. Коэффициент а показывает,
во сколько раз действительный расход воздуха превышает теоретиче-
ский, принимаемый за единицу. Если а = 1, то газовоздушная смесь
называется стехиометрической.

При а = 1,2 сжигание газа производится с избытком воздуха на
20 %. Как правило, сжигание газов должно проходить с минимальным
значением а, так как с уменьшением избыточного воздуха уменьша-
ются потери теплоты с уходящими газами. Нужно тщательно следить
за тем, чтобы значение а было не меньше 1, так как это приводит к не-
полному сгоранию газов.

Воздух, принимающий участие в горении, бывает первичным и
вторичным. Первичным называется воздух, поступающий в горелку
для смешения в ней с газом; вторичным — воздух, поступающий в зо-
ну горения не в смеси с газом, а отдельно.

3.4.	Продукты сгорания газа и контроль за процессом
горения

Продуктами сгорания природного газа являются углекислый газ,
водяные пары, некоторое количество избыточного кислорода и азот.
Избыточный кислород содержится в продуктах горения только в тех
случаях, когда горение происходит с избытком воздуха, а азот в про-
дуктах сгорания содержится всегда, так как является составной ча-
стью воздуха и не принимает участия в горении. Продуктами неполно-
го сгорания газа могут быть оксид углерода, несгоревшие водород и
метан, тяжелые углеводороды, сажа.

Таким образом, чем больше в продуктах сгорания углекислого га-
за СО2, тем меньше будет в них оксида углерода СО, т. е. тем полнее
будет сгорание. Исходя из этого введено понятие максимальное со-
держание СО2м в продуктах сгорания. Это количестве} СО2, которое
можно было бы получить в сухих продуктах сгорания при полном сго-
рании газа без избытка воздуха. Количество углекислого газа в про-
дуктах сгорания некоторых газов приведено в табл. 10.

Таблица 10. Количество углекислого газа в продуктах сгорания
газа

Газ	Максимальное со- держание СО2 в продуктах сгора-  1	_ния, %	Газ	Максимальное со- , держание СО2 в 1 продуктах сгора- ния, %
Сланцевый	16	Природный (сара- , товский)	11,7
Нефтяной	13,6	Других месторож- дений	11,6...12
Коксовый	;	ю,2	1	
Природный шавский)	(да" ;	11,8	1	i

Пользуясь данными таблицы и зная процентное содержание СО2 в
продуктах сгорания, можно легко определить количество сгорания га-
46
за и коэффициент избытка воздуха а. Для этого с помощью газоанали-
затора следует определить количество СО2 в продуктах сгорания газа
и на полученную величину разделить значение СО2 , взятое из табл.
10. Так, например, если при сжигании дашавского газа в продуктах его
сгорания содержится углекислого газа 10,2 %, коэффициент избытка
воздух в топке равен

а

СО2

С02„

11,8

10,2

1,15.

Рис. 4. Фронт
горения
газовоздушной смеси

Наиболее совершенный способ контроля поступления воздуха в
топку и полноты его сгорания — анализ продуктов сгорания с помо-
щью автоматических газоанализаторов. Г азоанализаторы периодиче-
ски отбирают пробу отходящих газов и определяют содержание в них
углекислого газа, а также сумму оксида углерода и несгоревшего во-
дорода СО + Н2 в объемных процентах. Если показания стрелки по
шкале СО + Н2 равны нулю, это значит, что горение полное и в про-
дуктах сгорания нет оксида углерода и несгоревшего водорода. Если
же стрелка отклонилась от нуля вправо, то в продуктах сгорания име-
ются оксид углерода и несгоревший водород, т. е. происходит неполное
сгорание. На другой шкале стрелка газоанализатора должна показывать
максимальное содержание СО2 в продуктах сгора-
ния. Полное горение происходит при максималь-
ном проценте углекислого газа, когда стрелка ука-
зателя шкалы СО + Н2 находится на нуле.

3.5.	Скорость распространения
газового пламени

Важной характеристикой горения газообраз-
ного топлива является скорость распространения
пламени в газовоздушной смеси.

Расстояние, на которое сдвигается фронт пла-
мени в единицу времени в заданном направлении
относительно неподвижной горючей смеси, есть
видимая скорость распространения пламени.

Нормальной скоростью распространения пла-
мени называется скорость движения фронта пла-
мени в направлении, перпендикулярном поверхно-
сти фронта пламени (рис. 4).
Рис. 5. График зависимости скорости
распространения пламени от состава смесей
газов с воздухом:

1 — водород, 2 — оксид углерода, 3 — коксовый газ,
4 — метан, 5 — этан

Если обозначить ско-
рость потока в какой-нибудь
точке фронта пламени через
1¥п, нормальную скорость
распространения пламени че-
рез vH = WH, а угол между ни-
ми через а, то из рисунка вид-
но, что vH = Wn = Wn coscp.

Для упрощения можно
принять, что нормальная ско-
рость распространения пла-
мени по всему фронту одина-
кова. Тогда нормальная ско-
рость распространения пла-
мени будет равна количеству
проходящей через горелку
газовоздушной смеси, делен-
ному на площадь поверхно-
сти пламени, которая имеет
форму конуса:

Ге Есы/бкон,

где vH — нормальная
рость распространения
мени, м/с; Есм — объем

(22)

ско-
пла-
сме-

ку, м3/с; 5К0Н

си, проходящей через горел-
— поверхность конуса или фронта горения, м2.

Если радиус основания конуса обозначить через г, а высоту кону-
са — через h, то получим

^коя W т/г "*	•

(23)

Отсюда нормальная скорость распространения пламени будет рав-
на

Уя

игу/ г2 +h

(24)

Эта формула выражает физическую сущность скорости распро-
странения пламени. На практике можно пользоваться зксперимен-
48
тальными данными (рис. 5). Из графика видно, что наибольшая ско-
рость распространения пламени у водорода (4,83 м/с), а максимальное
значение скорости достигается, когда содержание водорода в смеси с
воздухом составляет около 38 %. Скорость распространения пламени у
метана примерно в 7 раз меньше, чем у водорода (0,67 м/с), и достигает
максимума при содержании метана в смеси с воздухом около 10 %.

В табл. 11 приведены скорости распространения пламени, опреде-
ленные экспериментальным путем в трубке диаметром 25 мм.

С увеличением диаметра трубки скорость распространения пламе-
ни увеличивается. Скорость распространения пламени зависит от ряда
факторов: характера движения газовоздушной смеси, теплопроводно-
сти и состава газа, температуры, содержания в газе различных приме-
сей и т. д.

Таблица 11. Максимальные скорости распространения пламени
смесей горючих газов с воздухом

Газ

Водород
Оксид углерода
Метан
Этан

Пропан
Бутан

38,5

45,0

9,8

6,5

4,6

3,6

Газ

4,83	Этилен	7Д	1,42
1,25	Коксовый газ	17,0	1,7

0,67 Газ высоко-

0,85	температурной	18,5	1,3
0,82	переработки		
0,82	сланцев		

Например, при сжигании природного газа необходимо учитывать
следующие особенности метано-воздушных смесей. Низкая скорость
распространения пламени метана препятствует проникновению зоны
горения в горелку и облегчает применение для сжигания метана горе-
лок предварительного смешения, работающих на подогретом воздухе.
3.6.	Стабилизация газового пламени

Сжигание газа осуществляют в газовых горелках. При устойчивом
горении в зоне горения устанавливается динамическое равновесие ме-
жду стремлением пламени продвинуться навстречу движению газо-
воздушной смеси и стремлением потока продвинуть пламя от устья
горелки в топку.

Пределами устойчивости работы горелок являются отрыв и про-
скок пламени в горелку. При большой скорости движения газовоздуш-
ной смеси наблюдается полное отделение пламени от горелки и его
погасание. Это явление называется отрывом пламени. При уменьше-
нии подачи и скорости газовоздушной смеси стабильное горение на-
рушается и пламя начинает втягиваться в горелку. Когда горение газо-
воздушной смеси происходит внутри горелки, возникает проскок пла-
мени.

Итак для поддержания устойчивого горения необходимо обеспе-
чить определенное соотношение между скоростью распространения
пламени и скоростью поступления газовоздушной смеси к месту ее
горения. На устойчивость пламени оказывает влияние также соотно-
шение объемов газа и воздуха в газовоздушной смеси, причем чем
больше газа, тем устойчивее пламя.

При проскоке пламени горение газа происходит внутри горелки,
что может привести к неполному сгоранию газа и образованию оксида
углерода или потуханию пламени. При отрыве пламени газовоздуш-
ная смесь поступает в окружающее пространство, что может привести
к взрыву газовоздушной смеси и другим опасным последствиям. По-
этому обеспечение стабильного горения газа является важнейшим ус-
ловием его безопасного использования.

Стабилизацию пламени газовоздушной смеси можно обеспечить с
помощью специальных устройств. Необходимыми условиями при
этом являются: поддержание скорости выхода газовоздушной смеси в
безопасных пределах; поддержание температуры в зоне горения не
ниже температуры воспламенения газовоздушной смеси.

Когда в горелку поступает не газовоздушная смесь, а чистый газ,
пламя наиболее устойчиво. Объясняется это тем, что в чистом газе
пламя не распространяется и проскок пламени не возникает. Однако
при резком увеличении скорости выхода газовоздушной смеси может
произойти отрыв пламени, но и он менее вероятен, чем при подаче к
факелу пламени газовоздушной смеси. При таком способе сжигания
газа его подачу можно регулировать в широких пределах.
Рис. 6. Устройства для стабилизации пламени газа:

/ - огнеупорный тоннель, 2 — дырчатая горелочная насадка, 3 — рассекающий стабилизатор,
4 — плоская стабилизирующая решетка, 5 — решетка с огнеупорной наброской, 6 — горка из
огнеупорного кирпича

Если к факелу подается газовоздушная смесь, содержащая
50...60 % воздуха от теоретически необходимого до полного сжигания
газа, то горение такой смеси будет менее устойчивым. Наименее ус-
тойчиво горение заранее подготовленных для полного сжигания газа
газовоздушных смесей. Итак, чем меньше воздуха содержится в газо-
воздушной смеси, тем устойчивее процесс его сгорания.

Стабилизация пламени при сжигании полностью подготовленной
газовоздушной смеси достигается с помощью специальных устройств
(рис. 6). Например, проскок пламени предотвращается, если сузить
выходное отверстие для газовоздушной смеси. Увеличивающаяся при
этом скорость выхода смеси не позволяет произойти проскоку. Пламя
не распространяется через узкие щели, так как в них газовоздушная
смесь быстро охлаждается. Если выходное отверстие выполнено в ви-
де мелкой решетки, то это тоже предотвращает проскок пламени в го-
релку. Вероятность проскока пламени можно снизить, если охлаждать
выходное отверстие носика горелки. Скорость распространения пла-
мени в этом месте снижается, и температура смеси становится ниже
температуры воспламенения.

Отрыв пламени от горелки предотвращают установкой различных
устройств. Например, у устья горелки помещают запальники для по-
стоянного поджигания газовоздушной смеси.

Наиболее широкое распространение получила стабилизация горе-
ния с помощью огнеупорных тоннелей. Газовоздушная смесь посту-
пает из кратера горелки в цилиндрический тоннель, диаметр которого
в 2...3 раза больше диаметра кратера горелки. При резком расширении
тоннеля вокруг корневой части создается разрежение, что вызывает
обратное движение части раскаленных продуктов горения. За счет
этого температура газовоздушной смеси в корне факела повышается и
обеспечивается устойчивая зона зажигания.

3.7.	Методы сжигания газа

В зависимости от способа образования газовоздушной смеси мето-
ды сжигания газа (рис. 7) можно разделить на диффузионный, сме-
шанный и кинетический.

При диффузионном методе сжигания к фронту горения газ посту-
пает под давлением, а необходимый для горения воздух — из окру-
жающего пространства за счет молекулярной или турбулентной диф-
фузии. Смесеообразование здесь протекает одновременно с процес-
сом горения, поэтому скорость процесса горения в основном опреде-
ляется скоростью смесеобразования.

Процесс горения начинается после образования контакта между
газом и воздухом и образованием газовоздушной смеси необходимого
состава. К струе газа (см. рис. 7, а) диффундирует воздух, а из струи
газа в воздух — газ. Таким образом, вблизи струи газа создается газо-
воздушная смесь, в результате горения которой образуется зона пер-
вичного горения газа 2. Горение основной части газа происходит в зо-
не 3, а в зоне 4 движутся продукты сгорания.

Выделяемые продукты сгорания осложняют взаимную диффузию
газа и воздуха, в результате чего горение протекает медленно с образо-
ванием частиц сажи. Этим и объясняется, что диффузионное горение
характеризуется значительной длиной и светимостью пламени.

Одно из достоинств диффузионного метода сжигания газа — воз-
можность регулирования процесса горения в широком диапазоне.
Процесс смесеобразования легко управляем при применении различ-
ных регулировочных элементов. Площадь и длину факела можно ре-
гулировать дроблением струи газа на отдельные факелы, изменением
диаметра сопла горелки, регулированием давления газа и т. д.

Преимущества диффузионного метода сжигания: высокая устой-
чивость пламени при изменении тепловых нагрузок, отсутствие про-
скока пламени, равномерность температуры по длине пламени. Недос-
татки этого метода — вероятность термического распада углеводоро-
52
Рис. 7. Методы сжигания газа:

(/—диффузионный; б —смешанный; в — кинетический; I—внутренний конус, 2 — зона
первичного горения, J — зона основного горения, 4 — продукты сгорания, 5 — первичный воздух,
6 — вторичный воздух

дов, потребность в больших топочных объемах, низкая интенсивность
горения, вероятность неполного сгорания газа.

При смешанном методе сжигания (см. рис. 7, б) горелка обеспечи-
вает предварительное смешение газа только с частью воздуха, необхо-
димого для полного сгорания газа, остальной воздух поступает из ок-
ружающей среды непосредственно к факелу. В этом случае сначала
выгорает лишь часть газа, смешанная с первичным воздухом, а остав-
шаяся часть газа, разбавленная продуктами горения, выгорает после
присоединения кислорода вторичного воздуха. В результате факел по-
лучается более коротким и менее светящимся, чем при диффузионном
горении.

При кинетическом методе сжигания (см. рис. 7, в) к месту горения
подается газовоздушная смесь, полностью подготовленная внутри го-
релки. Газовоздушная смесь сгорает в коротком факеле. Достоинство
этого метода сжигания — малая вероятность химического недожога,
небольшая длина пламени, высокая теплопроизводительность горе-
лок. Недостаток — необходимость стабилизации газового пламени.
3.8.	Эффективность использования газового топлива

Газовое топливо, добываемое с огромными затратами трудовых и
материальных ресурсов, часто используется с недостаточно высокой
эффективностью. При правильном контроле процесса горения и ис-
пользования теплоты уходящих газов к. п. д. котлов, работающих на
газе, достигает 90...94 %, а при отсутствии должного контроля снижа-
ется до 60...70 %. Повышение эффективности использования газа име-
ет большое народнохозяйственное значение. Одной из актуальных за-
дач, стоящих перед работниками газовых хозяйств, является система-
тическая работа над повышением к. п. д. использования теплоты.

Для устранения перерасхода газового топлива необходимо осуще-
ствлять систематический контроль за его сжиганием. Это дает воз-
можность устранять потери теплоты, вызванные неполнотой сгора-
ния, высокой температурой уходящих газов, большим избытком воз-
духа. Эффективность использования газового топлива можно опреде-
лить по методике, разработанной проф. М.Б. Равичем.

Для повышения эффективности использования газа в газоисполь-
зующих установках необходимо быстро и с минимальными затратами
труда определять потери теплоты и к. п. д. газоиспользующих устано-
вок.

Проверка правильности подсчета объема продуктов горения.
Подсчет объема продуктов горения можно легко проверить определе-
нием величины Р, равной низшей теплотворной способности газа, де-
ленной на объем сухих продуктов горения, т. е.

Р = —&— ,	(25)

^0, + ^,

где Р — отношение низшей теплоты сгорания газа к сумме углекисло-
го газа и азота в продуктах сгорания, кДж/м3; QK — низшая теплотвор-
ная способность топлива, кДж/м3; Исо, — объем углекислого газа, по-
лученного в результате сгорания 1 м3 газа, м3; Им, — объем азота, м3.

Величина Р для углеводородных газов должна составлять пример-
но 4200 кДж/м3. Если Р не равно 4200, то необходимо проверить, не
возникла ли ошибка при подсчете теплоты сгорания сжигаемого газа
или при определении объемов азота N2 и углекислого газа СО2.

В условиях правильного горения метана, этана и пропана полу-
чим:

для метана

СН4 + 2О2 + 7,52N2 = СО2 + 2Н2О + 7,52N2;
Р = —Qs— = -2252.	4200 кДж/м3;

Исо +	1+7,25

для этана

С2Н6 + 3,5О2 + 13,16N2 = 2СО2 + ЗН2О + 13,16N2;

р — Q*

63797

rcOj + rNi 2+13,16

4200 кДж/м3;

для пропана

С3Н8 + 5О2 + 18,8N2 = ЗСО2 + 4Н2О + 18,8N2;

Р = 21111 s 4200 з

3+18,8

Определение теплоты продуктов сгорания природного газа.
Располагаемая теплота продуктов горения в процентах к теплоте сго-
рания природного газа определяется по формуле

q\ = 0,0 lz7,

(26)

где t — температура продуктов горения, 0 С; z — коэффициент, зави-
сящий от температуры продуктов сгорания и содержания в них
СО + СО2 + СН4 (табл. 12).

Таблица 12. Значение z для природного газа

Содержание в продуктах горения					Температура продуктов горения, “ С				i §  ( I : с	1
			350—500	500—700	:	700—900	900—1100		
	S	! I						
		I 				(	4-		.	 		-т		
11,8	4,13	4,16	1 4,28	4,37	4,47	4,57	4,67	' 4,77
11,7	4,15	4,21	‘ 4,31	4,4	4,5	; 4,6	, 4,7	4,8
11,6	4,18	4,25	4,33	4,43	4,53	! 4,63	i 4,73	i 4,83
11,5	4,21	1 4,28	! 4,37	4,47	4,57	1 4,67	i 4,77	; 4,86
11,4	4,24	4,3	4,4	4,5	4,6	’ 4,7	4,8	4,9
11,3 !	4,26	4,32	! 4,43	4,53	4,63	4,73	4,83	4,93
11,2 '	4,28	4,34	4,46 ,	4,56	! 4,66	4,76	4,86	4,96
Н,1	4,3	4,37	: 4,48 !	4,58	4,68	4,78	4,88	4,98
11	4,35	4,4	4,5	4,6	4,7	4,8	4,9	5
10,9	4,4	4,43	4,53 j	4,63	4,73	4,83	: 4,93	i 5,05
к	Температура продуктов горения, 11С							
S и х <и <и Cl								
Содержант продуктах п	0-250	I	350—500	1  500—700	700—900	900—1100	1100—1300	0091—00Е1
10,8	4,43	4,47	4,57	4,67	4,77	4,87	4,97	4,07
10,7	4,45	4,5	4,6	4,7	4,8	4,9	5	5,1
10,6	4,48	4,53	4,65	4,75	4,85	4,95	5,05	5,15
10,5	4,5	4,56	4,67	4,78	4,88	4,98	5,08	5,18
10,4	4,53	4,6	4,7	4,8	4,9	5	5,1	5,2
10,3	4,57	4,63	4,75	4,85	4,95	5,05	5,15	5,25
10,2	4,6	4,65	4,78	4,88	4,98	5,08	5,18	5,3
10,1	4,63	4,7	4,8	4,9	5	5,1	5,2	5,3
10	4,67	4,75	4,85	4,95	5,05	5,15	5,25	5,35
9,9	4,7	4,8	4,9	5	5,1	5,2	5,3	5,4
9,8	4,75	4,83	4,93	5,03	5,12	5,23	5,33	5,43
9,7	4,8	4,87	4,97	5,07	5,17	5,27	5,37	5,47
9,6	4,84	4,9	5	5,1	5,2	5,3	5,4	5,5
9,5	4,88	4,95	5,05	5,15	5,25	5,35	5,45	5,55
9,4	4,93	5	5,1	5,2	5,3	5,4	5,5	5,6
9,3	4,97	5,05	5,15	5,25	5,35	5,45	5,55	5,65
9,2	5,02	5,07	5,2	5,3	5,4	5,5	5,6	5,7
9,1	5,07	5,1	5,25	5,35	5,5	5,6	5,7	5,8
9	5,1	5,15	5,3	5,4	5,55	5,65	5,75	5,85

Предположим, что продукты сгорания природного газа состоят из
11 % СО2, 14 % О2 и 87,6 N2 и имеют температуру 500° С. Тогда, поль-
зуясь выше приведенной формулой (26), получаем:

q = 0,01 • 4,5 • 500 = 22,5 %. Величину z, равную 4,5, находим по
табл. 12 при 1=500° С и СО2=11%.

Определение потерь теплоты с уходящими газами. Потери теп-
лоты (%) с уходящими газами с учетом температуры воздуха опреде-
ляются по формуле

qz = 0,01z(f—4).

(27)
Пример. Состав уходящих газов: СО2 — 9 %; СО — 0,2 %;
СН4 -— 0,1 %; Нг — 0,3 %; О2 — 4,4 %; N2 — 86 %. Температура ухо-
дящих газов 320° С, воздуха 20° С.

По табл. 12 определяем, что при сумме компонентов
СО2 + СО + СН4 = 9,3 % и температуре 320° С z = 5,05.

Тогда потери теплоты с уходящими газами составят </2 = 0,01 • (320—
—20)5,05 = 15,15 %.

Определение потерь теплоты вследствие химической непол-
ноты сгорания газа. Потери теплоты вследствие неполноты сгорания
газа определяются по формуле

Пример. Состав уходящих газов: СО2 — 9 %; СО — 1 %;
СН4 — 1 %; Н2 — 1 %; О2 — 3 %; N2 — 85 %.

25-1+ 30-1+100-1 = 165

Определение коэффициента использования природного газа.

Коэффициент (%) использования природного газа определяется по
формуле

К— 100—(<?2 + <73),

(29)

где q2 — потери теплоты с уходящими газами; <73 — то же, вследствие
неполноты горения.

Определение к. п. д. установки. Коэффициент полезного дейст-
вия установки т] отличается от коэффициента использования топлива
тем, что при подсчете г] учитываются также потери теплоты в окру-
жающую среду, т. е.

т] = 100-(<72 + <7з + <74),

(30)

где т| — к. п. д. установки, %; q2 — потери теплоты с уходящими газа-
ми, %; <73 — потери теплоты вследствие неполноты горения; %;

<?4 — то же, в окружающую среду, %.
Проверка правильности анализа продуктов горения природ-
ного газа. Из рассмотренных примеров видно, насколько важное зна-
чение имеет правильное определение состава продуктов сгорания га-
за.

Если в продуктах сгорания газа отсутствуют СО, СН4 и Нг, т. е. го-
рение правильное, то точность анализа можно определить по табл. 13.
Каждому содержанию СО2 соответствует определенное содержание
О2 и N2, если же такого соответствия нет, то анализ неточен и его надо
повторить.

При неполном горении газа точность анализа (%) продуктов горе-
ния определяется по формуле

со _	(C02 + C0+CHJ100

~ 100-4,76(O2-0,4CO-0,2Hj-1,6CH4) ‘

(31)

Пример. Продукты горения газа имеют состав: СО2—9 %;
СО — 1 %; Н2 — 1 %; О2 — 5 %; N2 — 84 %.

Таблица 13. Состав и теплотехнические характеристики продуктов
полного сгорания природного газа

Содержание, %			Коэффи- циент избытка воздуха	Содержание, %			Коэффи- циент избытка воздуха
СО2	О2	n2		СО2	о2	n2	
11,8	0	88,2	1	8,2	6,4	85,4	1,4
11,6	0,4	88	1,02	8	6,8	85,2	1,43
П,4	0,7	87,9	1,03	7,8	7,1	85,1	1,46
11,2	1,1	87,7	1,05	7,6	7,5	84,9	1,5
11	1,4	87,6	1,06	7,4	7,8	84,8	1,53
10,8	1,8	87,4	1,08	7,2	8,2	84,6	1,57
10,6	2,1	87,3	1,1	7	8,5	84,5	1,61
10,4	2,5	87,1	1,12	6,8	8,9	84,3	1,66
10,2	2,8	87	1,14	6,6	9,2	84,2	1,71
10	3,2	86,8	1,16	6,4	9,6	84	1,76
9,8	3,6	86,6	1,18	6,2	10	83,8	1,82
9,6	3,9	86,5	1,2	6	10,3	83,7	1,87
9,4	4,2	86,4	1,22	5,8	10,7	83,5	1,94
9,2	4,6	86,2	1,25	5,6	11	83,4	2
Содержание, %			Коэффи- циент избытка воздуха	Содержание, %			Коэффи- циент избытка воздуха
со2	о2	n2		со2	О2	n2	
9	5	86	1,28	5,4	11,4	83,2	2,07
8,8	5,3	85,9	1,3	5,2	11,8	83	2,15
8,6	5,7	85,7	1,33	5	12,1	82,9	2,22
8,4	6,1	85,5	1,36				

Подсчитать СО2^ и проверить правильность анализа. Подсчиты-
ваем СО2ви (%) продуктов горения по формуле

СО =	(9+1)100	= 1000 = 12 6

Л»“	100-4,76 (5-0,4-1-0,2-1)	79,1

Так как величина СО2таж не соответствует характеристикам продук-
тов горения, то данные анализа надо проверить: СО2м — содержание
СО2 в сухих продуктах полного сгорания топлива. СО2м — содержа-
ние сухих продуктов сгорания метана и большинства природных газов
около 11,8%, нефтепромысловых и нефтезаводских газов—13 %,
сжиженных газов с преобладающим содержанием пропана
C3Hg — около 14 %.

Определение коэффициента избытка воздуха. При полном сго-
рании природного газа коэффициент избытка воздуха а можно опре-
делить по табл. 13. Например, при содержании в продуктах полного
сгорания газа СО2 — 8 % а = 1,43. При неполном сгорании газа этот
коэффициент может быть меньше единицы. В этом случае а определя-
ется по формуле

а = О2 + 2СО2 +1,500-0,5^

2(СО2 + CO+CHJ ‘	1 7

Пример. Продукты неполного сгорания природного газа име-
ют состав: СО2 = 10 %; СО = 1 %; Н2 = 2 %; СН4 = 4 %; N2 = 83 %.

Определить коэффициент избытка воздуха а.

Подставив числовые значения в формулу (32), получим

___2-10+1,51-0,5-2 _ п_
а - -----------:— - 0,7.

2(10+1+4)

Определение температуры горения газового топлива. Темпе-
ратурой горения газа называется температура, которую приобретают
59
полученные при сжигании газа продукты сгорания в результате нагре-
вания их теплотой, выделяемой при горении.

Различают калориметрическую, теоретическую и действительную
температуры горения. Максимальную температуру, развиваемую при
горении, в условиях, когда вся выделяющаяся теплота полностью рас-
ходуется на нагрев продуктов сгорания, подсчитывают без учета и с
учетом диссоциации продуктов сгорания. Если максимальная темпе-
ратура сгорания подсчитывается без учета диссоциации продуктов
сгорания, то эта температура называется калориметрической. Темпе-
ратура, определяемая с учетом диссоциации продуктов сгорания, на-
зывается расчетной.

Калориметрическая температура горения зависит от условий сжи-
гания газа, состава газа, его теплоты сгорания, объема продуктов сго-
рания. Калориметрическую температуру Д.И. Менделеев назвал жа-
ропроизводительностью. Если газ сжигают без избытка воздуха, а
температура газа и воздуха 0° С, то калориметрическая температура
горения зависит только от состава газа и называется жаропроизводи-
тельностью.

При температуре горения, превышающей 1700° С, необходимо
учитывать расход теплоты на диссоциацию продуктов сгорания, сни-
жающих температуру горения.

При полном сжигании газа без избытка воздуха, если начальная
температура газа и воздуха 0° С, расчетная температура горения зави-
сит только от свойства газа и называется теоретической температу-
рой горения.

Понятия жаропроизводительность и теоретическая температура
горения служат для оценки предельных возможностей нагрева, кото-
рые могли бы иметь место в идеальных условиях.

Жаропроизводительность газового топлива определяется по фор-
муле

^ах = QJVC,	(33)

где QH — низшая теплота сгорания газа, кДж/м, V—объем продук-
тов сгорания, м3; С — средняя объемная теплоемкость продуктов сго-
рания при постоянном давлении в интервале температур от 0 до fTeop,
равная 1,67 кДж/м3  0 С.

Пример. Пользуясь формулой, определить максимальную
температуру при горении метана.

Низшая теплота сгорания метана по табл. 8—35 825 кДж/м3, объем
продуктов сгорания 1 м3 метана—10,52 м3.
Подставляя эти величины в формулу, получаем

Лпа\

35825

10.52-1,67

2047°С.

Жаропроизводительность или максимальная температура горения
различных газов принимается равной (0° С): оксид углерода — 2370;
водород — 2235; пропан — 2110; бутан — 2118; природныйгаз —
2000; коксовый газ — 2090; доменный газ— 1470.

Как видно из приведенных данных, различные газы имеют разную
величину жаропроизводительности или максимальной температуры
горения. Это объясняется тем, что жаропроизводительность топлива
прямо пропорциональна его теплоте сгорания и обратно пропорцио-
нальна произведению объемов продуктов сгорания на их средневзве-
шенную теплоемкость.

Действительная температура горения газового топлива является
практической величиной, достигаемой в реальных условиях в наиболее
высоконагретой зоне горения. Действительная температура меньше ка-
лориметрической и теоретической. Она может быть повышена путем
предварительного нагрева газа и воздуха, уменьшением избытка возду-
ха, снижением тепловых потерь газоиспользующих установок.

3.9.	Основные направления повышения эффективности
использования газового топлива

Эффективность использования газового топлива во многом зави-
сит от правильности его выбора. Так, для высокотемпературных про-
цессов целесообразно использовать газ с малым содержанием балла-
ста и высокой жаропроизводительностью. В этом случае обеспечива-
ется повышение производительности газовых установок и благодаря
уменьшению продолжительности процесса сгорания газа и снижению
потерь топлива в окружающую среду снижается удельный расход топ-
лива на единицу выпускаемой продукции.

Во многих технологических процессах, связанных с процессами
сушки воздухом, применяется промежуточный теплоноситель — во-
дяной пар. Получение водяного пара требует дополнительных источ-
ников теплоты, а между тем для сушки с успехом можно применять
продукты сгорания газа, тогда отпадает необходимость специальных
котельных установок и калориферов для нагрева воздуха паром.

Известно, что при сжигании одного кубического метра газа выде-
ляется два кубических метра водяного пара, уходящего с продуктами
сгорания. Если теплоту конденсации этих водяных паров использо-
вать для нагрева питательной воды, можно повысить к. п. д. котельных
установок.

Другим резервом повышения эффективности использования газо-
вого топлива является сжигание газа в горелочных устройствах при
больших тепловых напряжениях, что позволяет получать большее ко-
личество энергии в малом объеме.

Многие технологические процессы протекают при высокой темпе-
ратуре уходящих газов. Эффективность использования газа в этом
случае повышается, если использовать теплоту уходящих газов для
производства пара, нагрева воды или воздуха. Каждая калория, вноси-
мая в печь с подогретым воздухом, экономит более одной калории те-
плоты сжигаемого газа.

Однако сооружение специальных рекуператоров хотя и приводит
к значительной экономии газа, но требует дополнительных капитало-
вложений. Поэтому актуальной задачей является разработка методов
снижения температуры уходящих газов и повышения эффективности
использования газа, не связанных с применением дополнительного
оборудования и капитальных вложений.

Наиболее прогрессивен метод ступенчатого использования тепло-
ты продуктов сгорания, основанный на сочетании работы низкотемпе-
ратурных, среднетемпературных и высокотемпературных установок.
Теплоту уходящих газов, отводимых от котлов и печей, можно ис-
пользовать для отопления сушильных установок, а теплоту газа кон-
денсации водяного пара, содержащегося в продуктах сгорания газа,
отводимых из котлов или сушилок,— для нагрева воды в контактных
экономайзерах. Таким образом, продукты сгорания, отводимые из вы-
сокотемпературных установок, используются в низкотемпературных
процессах для отопления этих установок. К. п. д. ступенчатых устано-
вок может быть доведен до 95 %.

Продукты сгорания газа можно с успехом использовать в качестве
источника углекислоты и инертных газов. Большой интерес представ-
ляет применение углекислоты для ускорения развития растений и по-
вышения урожая. Известно, что органическая масса растений образу-
ется путем фотосинтеза из СО2 и Н2О.

В атмосфере воздуха содержится около 0,003 % СО? по объему и
21 % О2. Многие растения до сих пор не приспособились к таким кон-
центрациям СО2 и О2: их фотосинтетический аппарат и сейчас лучше
работает при значительно более высоких концентрациях СО2 (чем
0,03 %) и при более низких (чем 21 %) концентрациях кислорода. По-
62
этому более высокие показатели роста растений и повышения урожая
наблюдаются в искусственных условиях при повышении концентра-
ции СО2 и снижении концентрации О2 в окружающем воздухе.

Применение углекислого удобрения в теплицах с доведением со-
держания СО2 в воздухе теплиц до 0,3 % позволяет увеличить на 20 %
урожай огурцов и других овощей, на 50 % — число цветов и ускорить
их развитие, примерно на 100 % повысить зеленую массу табака, чая,
герани и других культур.

Обогащение воздуха теплиц углекислотой имеет важное значение,
так как с ростом количества теплиц и гидропоники, при которой отсут-
ствует выделение СО2 из почвы, потребность в углекислотном удобре-
нии значительно возрастает.

Чистые продукты сгорания природного газа можно использовать
для хранения в течение длительного срока фруктов и других пищевых
продуктов.

Продукты полного сгорания газа можно применять также в качест-
ве инертных газов для изоляции огнеопасных и взрывоопасных мате-
риалов от контакта с воздухом, продувки взрывоопасной аппаратуры,
газовых коммуникаций.

3.10.	Рациональное сжигание газа и защита
воздушного бассейна

Защита воздушного бассейна от загрязнений — одна из важней-
ших проблем современности. Быстро развивающиеся промышлен-
ность и транспорт приводят к загрязнению атмосферы газом, дымом,
углекислотой, парами хлора, пылью металлургических и других про-
мышленных предприятий. Выхлопные газы автомобилей выбрасыва-
ют в атмосферу свинец и оксид углерода. Так, в одном литре этилиро-
ванного бензина содержится 200...500 мг свинца.

Перевод в крупных городах автомобилей на сжиженный газ во
многом способствует очищению воздушного бассейна.

Другой источник загрязнения воздушного бассейна — все возрас-
тающие темпы потребления различного топлива. С ростом его потреб-
ления увеличивается количество выбрасываемых в атмосферу токсич-
ных и канцерогенных веществ. Известно, что при сжигании топлива
образуются вредные для здоровья человека вещества: сажа, зола, ок-
сид углерода, оксиды азота и др.

Токсичным веществом является оксид азота, один из наиболее
опасных загрязнителей воздушного бассейна. Оксид азота образуется
в пламени, в зоне высоких температур, путем соединения азота с ки-
слородом. При температурах 1500... 1800° С наблюдается наибольшая
концентрация NO. Выбрасываемые в атмосферу горячие газы охлаж-
даются, и оксид превращается в диоксид азота (NO;). Они, попадая в
организм человека, поглощаются кровью и оказывают вредное дейст-
вие на органы дыхания. В нашей стране установлены предельно до-
пустимые нормы концентрации оксидов азота в атмосфере населен-
ных пунктов (0,085 мг/м3). Продукты сгорания должны удаляться че-
рез дымовые трубы.

При сжигании твердого и жидкого топлива могут образоваться
канцерогенные вещества, которые способствуют возникновению ра-
ковых заболеваний. Особенно опасна тонкая пыль, адорбирующая хи-
мические вещества воздуха и переносящая их в легкие человека. Сажа,
образующаяся в процессах горения и несущая мельчайшие частицы
угля, может быть носителем ароматических веществ, вызывающих
различные тяжелые заболевания. В связи с этим перед человечеством
стоит важнейшая проблема борьбы с загрязнением воздушного бас-
сейна.

Одним из наиболее эффективных средств борьбы является замена
твердого и жидкого топлива природным газом. С каждым годом тыся-
чи промышленных и коммунальных предприятий переводятся на газо-
вое топливо.

Большинством достоинством природного газа является то, что при
его сжигании не образуются твердые частицы. Если месторождения
природных газов содержат сероводород, то его обязательно удаляют,
чтобы исключить возможность образования оксидов серы.

Отечественные газогорелочные устройства обеспечивают полно-
ту сжигания газа и уменьшают концентрацию оксида углерода в про-
дуктах сгорания до допустимых пределов. Существующие методы
сжигания газа и концентрации горелок обеспечивают снижение коли-
чества образующихся оксидов азота до минимума.

С целью сокращения выбросов вредных веществ в окружающую
среду и улучшения очистки отходящих газов от вредных примесей по-
всеместно совершенствуются технологические процессы и транспорт-
ные средства, увеличивается выпуск высокоэффективных газопыле-
улавливающих аппаратов, водоочистного оборудования, а также при-
боров и автоматических станций контроля за состоянием окружаю-
щей природной среды.
Контрольные вопросы

1.	Перечислите особенности газового топлива. 2. Каковы преимущества природно-
го газа как промышленного топлива? 3. Расскажите о реакции горения метана в воздухе.
Перечислите состав продуктов сгорания. 4. В чем сущность горения газов1? 5. Какие ме-
ры принимаются для стабилизации газового пламени? 6. Какие существуют методы
сжигания газов? 7. Расскажите, как определяется эффективность использования газово-
го топлива. 8. Назовите основные направления повышения эффективности использова-
ния газового топлива. 9. Какие меры принимаются для рационального сжигания газа и
Ниппы воздушного бассейна?

ГЛАВА 4

ГАЗОВЫЕ ГОРЕЛКИ

4.1.	Классификация газовых горелок

Газовой горелкой называется устройство, обеспечивающее устой-
чивое сжигание газообразного топлива и регулирование процесса го-
рения. Основные функции газовых горелок: подача газа и воздуха к
фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспла-
менения, обеспечение требуемой интенсивности процесса горения га-
за.

По методу сжигания газа все горелки можно разделить на три
группы:

без предварительного смешения газа с воздухом — диффузион-
ные;

с неполным предварительным смешением газа с воздухом — диф-
фузионно-кинетические;

с полным предварительным смешением газа с воздухом — кине-
тические.

Кроме того, горелки можно классифицировать по способу подачи
воздуха, расположению горелки в топочном пространстве, излучаю-
щей способности горелки, давлению газа.

Широкое распространение имеет классификация горелок по спо-
собу подачи воздуха. По этому признаку горелки подразделяются на:

бездутьевые, у которых воздух поступает в топку за счет разреже-
ния в ней;

инжекционные, в которых воздух засасывается за счет энергии
струи газа;

3.	К г. Килимов	65
дутьевые, у которых воздух подается в горелку или топку с помо-
щью вентилятора.

Горелки могут работать при различных давлениях газа: низ-
ком — до 5000 Па, среднем — от 5000 Па до 0,3 МПа и высо-
ком — более 0,3 МПа. Наибольшее распространение имеют горелки,
работающие на низком и среднем давлениях газа.

Важной характеристикой горелки является ее тепловая мощ-
ность, равная произведению теплоты сгорания газа на его часовой
расход, т. е.

2г = £Л

(34)

где Qr — тепловая мощность горелки, МВт (ккал/ч); QH — низшая те-
плотворная способность газа, кДж/м3; V4 — часовой расход газа го-
релкой, м3/ч.

Различают максимальную, минимальную и номинальную тепло-
вые мощности газовых горелок. Максимальная тепловая мощность
достигается при длительной работе горелки с большим расходом газа
и без отрыва пламени. Минимальная тепловая мощность возникает
при устойчивой работе горелки при наименьших расходах газа без
проскока пламени. Номинальная тепловая мощность горелки соответ-
ствует режиму работы с номинальным расходом газа, т. е. расходу,
обеспечивающему наибольший к. п. д. при наибольшей полноте сжи-
гания газа. В паспортах горелок указывают номинальную тепловую
мощность.

Максимальная тепловая мощность горелки должна превышать но-
минальную не более чем на 20 %. Если номинальная тепловая мощ-
ность горелки по паспорту 10 000 кДж/ч, то максимальная должна
быть 12 000 кДж/ч.

Важной характеристикой горелки является также предел регули-
рования тепловой мощности, т. е. отношение ее минимальной тепло-
вой мощности к максимальной;

__ бгпип

п — --------

бгтая

(35)

где п — предел регулирования тепловой мощности. Предел регулиро-
вания тепловой мощности колеблется от двух до пяти.
В эксплуатации находится большое количество горелок различ-
ных конструкций. Общие требования для всех горелок: обеспечение
полноты сгорания газа, устойчивость при изменениях тепловой мощ-
ности, надежность в эксплуатации, компактность, удобство при об-
служивании.

Рассмотрим следующие типы газовых горелок: диффузионные
низкого и среднего давления; инжекционные низкого и среднего дав-
ления; с принудительной подачей воздуха низкого и среднего давле-
ния; комбинированные низкого и среднего давления.

4.2.	Диффузионные горелки

В диффузионные горелки воздух, необходимый для сгорания газа,
поступает из окружающего пространства к фронту факела за счет диф-
фузии.

Такие горелки применяются обычно в бытовых приборах. Их мож-
но использовать также при увеличении расхода газа, если необходимо
распределить пламя по большой поверхности. Во всех случаях газ по-
дается в горелку без примеси первичного воздуха и смешивается с ним
за пределами горелки. Поэтому иногда эти горелки называют горелка-
ми внешнего смешения.

Наиболее простые по конструкции диффузионные горелки (рис. 8)
представляют собой трубу с высверленными отверстиями. Расстояние
между отверстиями выбирается с учетом скорости распространения
пламени от одного отверстия к другому. Эти горелки имеют неболь-

Рис. 8. Диффузионные горелки
Рис. 9. Подовая диффузионная горелка:

/ - регулятор воыуха, 2 горелка, J — смотровое окно, 4 - центрирующий стакан, 5 — горизонтальный тоннель, 6 — выкладки из кирпича,
7 - колосниковая решетка
Рис. 9. Подовая диффузионная горелка:
ршулягор воздуха, 2 юрелка, > смотровое окно, 4 — центрирующий стакан, 5 — горизонтальный тоннель, 6 — выкладки из кирпича,
- колосниковая решетка
шие тепловые мощности и применятся при сжигании природных и
низкокалорийных искусственных газов под небольшими водонагрева-
тельными устройствами.

К промышленным горелкам диффузионного типа относятся подо-
вые щелевые горелки. Обычно они представляют собой трубу диамет-
ром до 50 мм, в которой просверлены отверстия диаметром до 4 мм в
два ряда (рис. 9). Коллектор горелки размещается над колосниковой
решеткой в кирпичном канале. Канал представляет собой щель в поде
котла, откуда и название горелок — подовые щелевые.

Из горелки 2 газ выходит в топку, куда из-под колосников 7 посту-
пает воздух. Газовые струйки направляются под углом к потоку возду-
ха и равномерно распределяются по его сечению. Процесс смешения
газа с воздухом осуществляется в специальной щели, сделанной из ог-
неупорного кирпича. Благодаря такому устройству усиливается про-
цесс смешивания газа с воздухом и обеспечивается устойчивое зажи-
гание газовоздушной смеси.

Колосниковая решетка закладывается огнеупорным кирпичом и
оставляются несколько щелей, в которых размещаются трубы с про-
сверленными отверстиями для выхода газа. Воздух под колосниковую
решетку подается вентилятором или в результате разрежения в топке.
Огнеупорные стенки щели являются стабилизаторами горения, пре-
дотвращают отрыв пламени и одновременно повышают процесс теп-
лоотдачи в топке.

При раздельной подаче газа и воздуха в диффузионных горелках
можно подогревать воздух, что обеспечивает получение высоких тем-
ператур в топке.

4.3.	Инжекционные горелки

Инжекционными называются горелки, в которых образование га-
зовоздушной смеси происходит за счет энергии струи газа. Основной
элемент инжекционной горелки — инжектор, подсасывающий воздух
из окружающего пространства внутрь горелок.

В зависимости от количества инжектируемого воздуха горелки
могут быть полного предварительного смешения газа с воздухом или с
неполной инжекцией воздуха.

Горелки с неполной инжекцией воздуха. К фронту горения по-
ступает только часть необходимого для сгорания воздуха, остальной
воздух поступает из окружающего пространства. Такие горелки рабо-
12 3 4

S

a)	5

/С-©©©©©©©©< ©©©©o©«©©q\
- -©©©©©©©< >@©©@©@©a, '
,-------------------- ©

©@©©@©

о
< >

6

1 > "^©©©©©©e* ►©©©©©©@©-j®i
\o©©©©©©©©© »©© e©©©©©^/

S}

Рис. 10. Инжекционные атмосферные газовые горелки:

а — низкого давления; б — горелка для чугунного котла; / — форсунка, 2 — инжектор,
3 — конфузор, 4 — диффузор, 5 —коллектор, б —отверстия, 7 — регулятор первичного воздуха

тают при низком давлении газа. Их называют инжекционными горел-
ками низкого давления.

Основными частями инжекционных горелок (рис. 10) являются
регулятор первичного воздуха, форсунка, смеситель и коллектор.

Регулятор первичного воздуха 7 представляет собой вращающий-
ся диск или шайбу и регулирует количество первичного воздуха, по-
ступающего в горелку. Форсунка 1 служит для превращения потенци-
70
Рис. 11. Инжекционная горелка ИГК:
стабилизатор, 2 — насадок, 3 — конфузор, 4 — форсунка, 5 — регулятор первичного воздуха

альной энергии давления газа в кинетическую, т. е. для придания газо-
вой струе такой скорости, которая обеспечивает подсос необходимого
воздуха. Смеситель горелки состоит из трех частей: инжектора, кон-
фузора и диффузора. Инжектор 2 создает разрежение и подсос возду-
ха. Самая узкая часть смесителя — конфузор 3, выравнивающий
струю газовоздушной смеси. В диффузоре 4 происходит окончатель-
ное перемешивание газовоздушной смеси и увеличение ее давления за
счет снижения скорости.

Из диффузора газовоздушная смесь поступает в коллектор 5, кото-
рый и распределяет газовоздушную смесь по отверстиям 6. Форма
коллектора и расположение отверстий зависят от типа горелок и их на-
значения.

Распределительный коллектор горелок емкостных водонагревате-
лей имеет форму окружности: у горелок проточных водонагревателей
коллектор состоит из параллельно расположенных трубок; у агрега-
тов, имеющих удлиненную топку, коллектор удлиненной формы; у го-
релок для чугунного котла (см. рис. 10, б) коллектор в виде прямо-
угольника с большим числом мелких отверстий.

Инжекционные горелки низкого давления имеют ряд положитель-
ных качеств, благодаря которым их широко применяют в бытовых га-
зовых приборах, а также в газовых приборах для предприятий общест-
венного питания и других коммунально-бытовых потребителей газа.
Горелки используют также в чугунных отопительных котлах.

Основные преимущества инжекционных горелок низкого давле-
ния: простота конструкции, устойчивая работа горелок при изменении
нагрузок; надежность и простота обслуживания; бесшумность рабо-
Рис. 12. Беспламенная панельная горелка:

1—тоннель, 2 — ниппель, 3— распределительная камера, 4 — инжектор, 5 — сопло,
6 — регулятор воздуха, 7 — подача газа

ты; возможность полного сжигания газа и работа на низких давлениях
газа; отсутствие подачи воздуха под давлением.

Важной характеристикой инжекционных горелок неполного сме-
шения является коэффициент инжекции — отношение объема ин-
жектируемого воздуха к объему воздуха, необходимого для полного
сгорания газа. Так, если для полного сгорания 1 м3 газа необходимо 10 м3
воздуха, а первичный воздух составляет 4 м3, то коэффициент инжек-
ции равен 4:10 = 0,4.

Характеристикой горелок является также кратность инжек-
ции — отношение первичного воздуха к расходу газа горелкой. В дан-
ном случае, когда на 1 м3 сжигаемого газа инжектируется 4 м3 воздуха,
кратность инжекции равна 4.

Достоинство инжекционных горелок: свойство их саморегулиро-
вания, т. е. поддержание постоянной пропорции между количеством
подаваемого в горелку газа и количеством инжектируемого воздуха
при постоянном давлении газа.

Пределы устойчивой работы инжекционных горелок ограничены
возможностями отрыва и проскока пламени. Это значит, что увели-
чить или уменьшить давление газа перед горелкой можно только в оп-
ределенных пределах.
Рис. 13. Горелки инфракрасного излучения:

схема горелки: /—рефлектор, 2 — керамическая плитка, 3 — смеситель, 4 — сопло,
корпус, 6 — сборная камера; б — общий вид горелок; / — ГИИ-1,2 — ГИИ-8,3 — ГК-1-38

Горелки полного предварительного смешения газа с воздухом.

Инжекция всего воздуха, необходимого для полного сгорания газа,
обеспечивается повышенным давлением газа. Горелки полного сме-
шения газа работают в диапазоне давления от 5000 Па до 0,5 МПа. Их
называют инжекционными горелками среднего давления и применя-
ют в основном в отопительных котлах и для обогрева промышленных
печей. Тепловая мощность горелок обычно не превышает 2 МВт. Ос-
новные трудности повышения их мощности — сложность борьбы с
проскоком пламени и громоздкость смесителей.

Эти горелки дают малосветящийся факел, что уменьшает количе-
ство радиационной теплоты нагреваемым поверхностям. Для увеличе-
ния количества радиационной теплоты эффективно применять в топ-
ках котлов и печей твердые тела, которые воспринимают теплоту от
продуктов горения, излучают ее на тепловоспринимающие поверхно-
сти. Эти тела называются вторичными излучателями. В качестве вто-
ричных излучателей используют огнеупорные стенки тоннелей, стен-
ки топок, а также специальные дырчатые перегородки, установленные
на пути движения продуктов сгорания.

Горелки полного предварительного смешения газа с воздухом
подразделяются на два типа: с металлическими стабилизаторами и ог-
неупорными насадками.

Горелка ИГК — инжекционная горелка конструкции Казанцева
(рис. 11) состоит из регулятора первичного воздуха, форсунки, конфу-
зора, смесителя, насадка и пластинчатого стабилизатора.

Регулятор первичного воздуха 5 горелки одновременно выполняет
функции глушителя шума, который создается за счет повышенных
скоростей движения газовоздушной смеси. Пластинчатый стабилиза-
тор 1 обеспечивает устойчивую работу горелки без отрыва и проскока
пламени в широком диапазоне нагрузок. Стабилизатор состоит из
стальных пластин толщиной 0,5 мм при расстоянии между ними 1,5 мм.
Пластины стабилизатора стягиваются между собой стальными стерж-
нями, которые на пути движения газовоздушной смеси создают зону
обратных токов горячих продуктов сгорания и непрерывно поджига-
ют газовоздушную смесь.

В горелках с огнеупорными насадками природный газ сгорает с
образованием малосветящегося пламени. В связи с этим передача теп-
лоты излучением от факела горящего газа оказывается недостаточной.
В современных конструкциях газовых горелок значительно повыси-
лась эффективность использования газа. Малая светимость факела га-
за компенсируется излучением раскаленных огнеупорных материалов
при сжигании газа методом беспламенного горения.
Газовоздушная смесь у этих горелок приготовляется с небольшим
избытком воздуха и поступает в раскаленные огнеупорные каналы,
где она интенсивно нагревается и сгорает. Пламя не выходит из кана-
ла, поэтому такой процесс сжигания газа называется беспламенным.
Это название условное, так как в каналах пламя имеется.

Газовоздушная смесь подогревается от раскаленных стенок ка-
нала. В местах расширения каналов и вблизи от плохо обтекаемых тел
создаются зоны задержки горячих продуктов сгорания. Такие зоны яв-
ляются устойчивыми источниками постоянного подогрева и зажига-
ния газовоздушной смеси. На рис. 12 показана беспламенная панель-
ная горелка. Поступающий в сопло 5 из газопровода 7 газ инжектирует
необходимое количество воздуха, регулируемое регулятором первич-
ного воздуха 6. Образовавшаяся газовоздушная смесь через инжектор
4 поступает в распределительную камеру 3, проходит по ниппелям 2 и
поступает в керамические тоннели 1. В этих тоннелях происходит
сжигание газовоздушной смеси. Распределительная камера 3 от кера-
мических призм 9 теплоизолирована слоем диатомовой крошки, что
сокращает теплоотвод из реакционной зоны.

Беспламенное сжигание газа имеет следующие преимущества:
полное сгорание газа; возможность сжигания газа при малых избыт-
ках воздуха; возможность достижения высоких температур горения;
сжигание газа с высоким тепловым напряжением объема горения; пе-
редача значительного количества тепла инфракрасными лучами.

Существующие конструкции беспламенных горелок с огнеупор-
ными насадками по конструкции их огневой части подразделяются на
горелки с насадками, имеющие каналы неправильной геометрической
формы; горелки с насадками, имеющие каналы правильной геометри-
ческой формы; горелки, у которых пламя стабилизируется на огне-
упорных поверхностях топки.

Наиболее распространены горелки с насадками правильной гео-
метрической формы. Огнеупорные насадки таких горелок состоят из
керамических плиток размером 65 х 45 х 12 мм. Беспламенные горел-
ки получили также название горелки инфракрасного излучения.

Все тела являются источниками теплового излучения, возникаю-
щего за счет колебательного движения атомов. При излучении тепло-
вая энергия веществ превращается в энергию электромагнитных волн,
которые распространяются от источника со скоростью, равной скоро-
сти света. Эти электромагнитные волны, распространяясь в окружаю-
щем пространстве, наталкиваются на различные предметы и легко
превращаются в тепловую энергию. Величина ее зависит от темпера-
75
туры излучающих тел. Каждой температуре соответствует определен-
ный интервал длин волн, излучаемых телом. В данном случае переда-
ча теплоты излучением происходит в инфракрасной области спектра,
а горелки, работающие по этому принципу, называются инфракрасны-
ми излучающими горелками.

Через сопло 4 (рис. 13. а) газ поступает в горелку и инжектирует
весь воздух, необходимый для полного сгорания газа. Из горелки газо-
воздушная смесь поступает в сборную камеру 6 и далее направляется в
огневые отверстия керамической плитки 2. Во избежание проскока
пламени диаметр огневых отверстий должен быть меньше критиче-
ской величины и составлять 1,5 мм. Выходящая из огневых камер га-
зовоздушная смесь поджигается при малой скорости вылета газовоз-
душной смеси, чтобы избежать отрыва пламени.

В дальнейшем скорость вылета газовоздушной смеси можно уве-
личить (полностью открыть кран), так как керамические плитки нагре-
ваются до 1000° С и отдают часть теплоты газовоздушной смеси, что
приводит к увеличению скорости распространения пламени и предот-
вращению отрыва пламени.

Керамические плитки имеют около 600 огневых цилиндрических
каналов, что составляет около 40 % поверхности плиток. Плитки со-
единяются друг с другом специальной замазкой, состоящей из смеси
шамотного порошка с цементом.

Если инфракрасные горелки работают на газе среднего давления,
то применяют специальные плитки из жаропрочных пористых мате-
риалов. Вместо цилиндрических каналов у них узкие искривленные
каналы, которые заканчиваются расширяющимися камерами сгора-
ния.

При сжигании газа в многочисленных каналах различных насадок
происходит нагрев их внешних поверхностей до температуры около
1000° С. В результате поверхности приобретают оранжево-красный
цвет и становятся источниками инфракрасных лучей, которые погло-
щаются различными предметами и вызывают их нагрев.

На рис. 13, б показаны наиболее распространенные типы инфра-
красных горелок. У горелок ГИИ-1 имеются: 21 керамическая плитка,
рефлектор и распределительная коробка. С помощью горелок ГИИ
можно обогревать помещения и различное оборудование. Горелки ис-
пользуют и для обогрева открытых площадок (спортивные площадки,
кафе, помещения летнего типа и т. д.).
Горелка ГК-1-38 успешно применяется для подогрева строящихся
стен и штукатурки, обогрева людей, работающих в зимних условиях.
Горелка может работать на природном и сжиженном газах.

4.4.	Горелки с принудительной подачей воздуха

У горелок с принудительной подачей воздуха процесс образова-
ния газовоздушной смеси начинается в самой горелке и завершается в
гопке. Газ сгорает коротким и несветящемся пламенем. Воздух, необ-
ходимый для сгорания газа, подается в горелку принудительно с помо-
щью вентиляторов. Подача газа и воздуха производится по отдельным
грубам.

Горелки с принудительной подачей воздуха часто называют двух-
проводными и смесительными, так как в них происходит полное пере-
мешивание газовоздушной смеси.

Наиболее распространенные конструкции этих горелок (рис. 14)
работают на низком давлении газа и воздуха. Однако некоторые кон-
струкции можно использовать и при среднем давлении газа.

Горелки предназначены для установки в топках котлов и других
агрегатах с небольшим объемом топки, а также в нагревательных и су-
шильных печах.

Газ давлением до 1200 Па поступает в сопло 1 и выходит из него
через восемь отверстий диаметром 4,5 мм. Отверстия расположены
под углом 30° к оси горелки. В корпусе 2 горелки устроены специаль-
ные лопатки, придающие потоку воздуха вращательное движение. Та-
ким образом, газ в виде мелких струек пересекается в закрученном по-
токе воздуха, и создается хорошо перемешанная газовоздушная смесь.
Горелка заканчивается керамическим тоннелем 4, имеющим запаль-
ное отверстие.

Основные достоинства горелок: возможность сжигания большого
количества газа; широкий диапазон регулирования производительно-
сти горелок; возможность подогрева воздуха и газа до температур,
превышающих температуру воспламенения.

В существующих разнообразных конструкциях горелок интенси-
фикация процесса образования газовоздушной смеси достигается сле-
дующими способами: расчленением потоков газа и воздуха на мелкие
потоки, в которых проходит смесеобразование; подачей газа в виде
мелких струек под углом к потоку воздуха; закручиванием потока воз-
духа различными приспособлениями, встроенными внутрь горелок.
Рис. 14. Горелка с принудительной подачей воздуха низкого давления:

1 — сопло, 2 — корпус, 3 — фронтовая плита, 4 — керамический тоннель

4.5.	Комбинированные горелки

Комбинированными называются горелки, работающие одновре-
менно или раздельно на газе и мазуте или на газе и угольной пыли.

Их применяют при перебоях в подаче газа, когда необходимо
срочно перейти на другой вид топлива; когда газовое топливо не обес-
печивает необходимого температурного режима топки; подача газа на
данный объем производится только в определенное время (ночью) для
выравнивания суточной неравномерности газопотребления.

Наибольшее распространение получили газомазутные горелки с
принудительной подачей воздуха (рис. 15). Горелка состоит из газо-
вой, воздушной и жидкостной частей. Газовая часть представляет со-
бой полое кольцо, имеющее штуцер для подвода газа и восемь трубо-
чек для распыления газа.

Жидкостная часть горелки состоит из мазутной головки и внут-
ренней трубки, заканчивающейся форсункой 1. Подача мазута в го-
релку регулируется вентилем. Воздушная часть горелки состоит из
корпуса, завихрителя 3, воздушной заслонки 5, с помощью которой
можно регулировать подачу воздуха. Завихритель служит для лучше-
го перемешивания струи мазута с воздухом. Давление воздуха
2... 3 кПа, давление газа до 50 кПа, а давление мазута до 0,1 МПа.
Применение комбини-
рованных горелок дает бо-
лее высокий эффект, чем од-
новременное использование
газовых горелок и мазутных
форсунок или газовых и пы-
леугольных горелок.

Комбинированные го-
релки необходимы для на-
дежной и бесперебойной ра-
боты газоиспользующих ус-
тановок крупных промыш-
ленных предприятий, элек-
тростанций и других потре-
бителей, для которых пере-
рыв в работе недопустим.

Рассмотрим принцип
действия комбинированной

О

Рис. 15. Комбинированная газомазутная
горелка:

/ — мазутная форсунка, 2 — воздушная камера, 3 — за-
вихритель, 4 — трубки выхода газа, 5 — воздушная
регулировочная заслонка

пылегазовой горелки конст-
рукции Мосэнерго (рис. 16).
При работе на угольной пы-
ли в топку по кольцевому

каналу 3 центральной трубы подается смесь первичного воздуха с
угольной пылью, а вторичный воздух поступает в топку через улит-
ку 1.

В качестве резервного топлива служит мазут, в этом случае в цен-
тральной трубе устанавливается мазутная форсунка. При переводе го-
релки на газовое топливо мазутную форсунку заменяют кольцевым
каналом, по которому подается газовое топливо.

В центральной части канала установлена труба с чугунным нако-
нечником 2. В наконечнике 24 косые щели, через которые выходит газ

и пересекается с потоком закрученного воздуха, выходящего из улит-
ки 1. В усовершенствованных конструкциях горелок в наконечнике
вместо щелей предусмотрено 115 отверстий диаметром 7 мм. В ре-
зультате скорость выхода газа увеличилась почти в два раза (150 м/с).

В новых конструкциях горелки применяется периферийная подача
газа, при которой газовые струйки, имеющие более высокую скорость,
чем воздушные, пересекают закрученный поток воздуха, движущийся
со скоростью 30 м/с, под прямым углом. Такое взаимодействие пото-
ков газа и воздуха обеспечивает быстрое и полное их перемешивание,
Рис. 16. Комбинированная пылегазовая горелка с центральной подачей газа:
1 — улитка для закручивания воздушного потока, 2 — наконечник газоподводящих труб,
3 — кольцевой канал для подачи газа, 4 — кольцевой канал для подачи смеси первичного воздуха с
угольной пылью

в результате чего газовоздушная смесь сгорает с минимальными поте-
рями.

Горелки блочные газовые БГ-Г (рис. 17). Предназначены для ис-
пользования в камерах сгорания тепловых агрегатов различного на-
значения (паровые и водогрейные котлы, печи, асфальтосмеситель-
ные установки и т. д.).

В качестве топлива в горелках используют природный газ.

Технические характеристики горелок БГ-Г приведены в табли-
це 14.

Во входной части корпуса 1 расположен воздухозаборник 14, в ко-
тором на оси 13 установлена воздушная заслонка 15 с приводом. При-
вод воздушной заслонки состоит из электромагнита 17 и системы ры-
чагов, связанных с осью заслонки. К корпусу 1 крепится электродвига-
тель 25, на вал которого насажен центробежный вентилятор 24.
80
Таблица 14. Технические характеристики горелок БГ-Г
в зависимости от их номинальной тепловой мощности, МВт

Параметр	0,12	0,25	0,34	0,5	0,65
Тепловая мощность в режиме «малый огонь», МВт	0,08	0,08	0,08	0,24	0,32
Присоединительное давление га- за перед горелкой, Па	2000	2000	2500	3500	4500
Номинальное давление в камере сгорания теплового агрегата, ПА	200	150	—	—	—
Номинальное разрежение в каме- ре сгорания газа, Па	10	10	10	10	10
Низшая теплота сгорания газа, МДж/м3, не менее			31,8		
Низшее число Воббе, МДж/м3			41,2—54,5		
Температура окружающей среды,			40		
0 С, не более					
Минимальный коэффициент из- бытка воздуха при номинальной те- пловой мощности, не более			1Д5		
Допускаемое увеличение мини- мального коэффициента избытка воздуха (а) в диапазоне рабочего ре- гулирования тепловой мощности, не более			0,2		
Мощность привода вентилятора, кВт, не более	0,18	0,25	0,25	0,37	0,37

К фланцу корпуса крепится смеситель 8, внутри которого установ-
лен газовый насадок 7 с завихрителем 9 и электродами 20, 27 и 28. К
торцу смесителя крепится горловина.

Для доступа к газовому насадку и подводящим высоковольтным
проводам 6 электродов смеситель с помощью двух быстросъемных
пальцев 5 может откидываться в одну или другую сторону.

Газовый насадок 7 соединен с газовой разводкой 12, на которой ус-
тановлена в зависимости от типоразмера горелки необходимая газовая
арматура. Места соединений газового насадка 7 с газовой разводкой
12 и газовой разводки со смесителем горелки уплотнены уплотнитель-
ным кольцом 10 и прокладкой 11.

Управляют работой горелки с пульта управления 18, который кре-
пится к корпусу с помощью кронштейна 16.

Воздух в горелку подается электровентилятором. Количество воз-
духа, поступающего в зону горения, регулируют воздушной заслон-
кой 15.
Рис. 17. Горелка блочная газовая БГ-Г:

/ — корпус, 2 — глазок смотровой, 3 — генератор импульсный, 4 — датчик реле давления воздуха,
5 — палец быстросьемный, 6 — провод высоковольтный, 7 — насадок газовый, 8 — переходник
(смеситель) с соплом, 9 — завихритель, 10— кольцо уплотнительное, / — прокладка.
12— разводка газовая, 13 — ось, 14 — воздухозаборник, 15— заслонка воздушная,
16 — кронштейн, 17— электомагнит, 18—’пульт управления, 19 — клапан электромагнитный.
20 — датчик ионизационный (электрод контрольный), 21 — вентиль газовый, 22 — датчик-реле
давления газа, 23 — кран, 24 - - вентилятор, 25 — электродвигатель, 26 — реле, 27 — электрод
нулевой, 28 — электрод запальный
При номинальной тепловой мощности горелки электромагнит
обесточен и воздушная заслонка открыта (положение 0 на лимбе воз-
духосборника). В режиме «малый огонь» на электромагнит подается
питание, он срабатывает, и воздушная заслонка, поворачиваясь на оси,
перекрывает воздухосборник (положение 3 на лимбе воздухосборни-
ка).

Газ поступает по газовой разводке 12 в газовый насадок 7 и через
его газораздающие отверстия попадает в поток воздуха, закрученный
завихрителем 9. Количество газа, подаваемого на горение, регулиру-
ют электромагнитными вентилями.

Газовоздушная смесь поджигается искрой, возникающей между
запальным электродом 28 и газовым насадком 7 при подаче тока высо-
кого напряжения от импульсного генератора 3.

Давление газа перед горелкой контролируют датчиком-реле 22, а
давление воздуха для горения — датчиком-реле 4. Наличие пламени
контролируют блоком контроля пламени, расположенным в пульте
управления и получающим импульс от датчика контроля пламени 20.
Для наблюдения за горением на корпусе горелки имеется смотровой
глазок 2.

Режим продувки. Включают электровентилятор, подаю-
щий воздух в горелку. Привод обесточен, заслона 15 полностью от-
крыта, подается максимальное количество воздуха для обеспечения
продувки. Электромагнитные винтили на газовой разводке обесточе-
ны, что препятствует подаче газа в горелку.

Режим розжига. По окончании продувки горелка перехо-
дит в режим розжига, на привод подается питание, он поворачивает
ось 13 заслонки 15, уменьшая подачу воздуха для обеспечения розжи-
га горелки. Одновременно включается клапан 19 (на горелках
БГ-Г-О,5 и БГ-Г-0,65 включаются два электромагнитных вентиля 21),
подавая газ в горелку, и импульсный генератор 3, подавая высокое на-
пряжение на запальный электрод 28. Искра, возникающая между газо-
вым насадком 7 и запальным электродом 28, поджигает газовоздуш-
ную смесь.

Режим розжига горелки одновременно является режимом «малый
огонь».

Режим эксплуатации. При нормальном розжиге с по-
явлением пламени и устойчивом горении дополнительно включается
электромагнитный вентиль 21, отключается электромагнит 17, обес-
печивая максимальное открытие воздушной заслонки 15. Горелка пе-
реходит в режим «большой огонь». Тепловую мощность регулируют с
помощью регулятора температуры (для паровых котлов — давления
пара, который при необходимости подает сигнал на пульт управления
для изменения расхода газа и воздуха).

Горелка работает в режиме нормальной эксплуатации с трехсту-
пенчатым регулированием тепловой мощности.

Горелка БГ-Г-0,12 в зависимости от варианта изготовления рабо-
тает в режиме трехступенчатого или двухступенчатого регулирова-
ния.

4.6.	Автоматизация процессов сжигания газа

Свойства газового топлива и современные конструкции газовых
горелок создают благоприятные условия для автоматизации процес-
сов сжигания газа. Автоматическое регулирование процесса горения
повышает надежность и безопасность эксплуатации газоиспользую-
щих агрегатов и обеспечивает их работу в соответствии с наиболее оп-
тимальным режимом.

В существующих газоиспользующих установках применяются
системы частичной или комплексной автоматизации.

Современная комплексная газовая автоматика состоит из следую-
щих основных систем: автоматики регулирования, автоматики безо-
пасности, аварийной сигнализации, теплотехнического контроля.

Автоматика регулирования бытовых, коммунальных и промыш-
ленных газовых приборов и агрегатов предназначена для управления
и регулирования процессом горения газа таким образом, чтобы газо-
вые приборы и агрегаты работали на заданном режиме и обеспечивали
оптимальный режим горения газа. Так, у емкостных водонагревателей
поддерживается постоянная температура воды в баке, у паровых кот-
лов — постоянное давление пара, у отопительных водогрейных кот-
лов — температура воды в котле.

Автоматика безопасности прекращает подачу газа к горелкам га-
зоиспользующих установок при нарушениях режима работы. При
этом контролируются наиболее важные параметры:

наличие пламени в топке. При отсутствии пламени в топке подача
газа на горелку немедленно прекращается;

давление газа на подводящем газопроводе. При изменении вели-
чины давления газа против установленного минимального и макси-
мального значений подача газа прекращается;

разрежение в топке. При понижении разрежения в топке до мини-
мально допустимого подача газа прекращается;
давление воздуха (при наличии соответствующих горелок). При
падении давления воздуха до минимально допустимого подача газа
прекращается;

температура воды в котле. Если температура воды превышает до-
пустимую норму, то подача газа прекращается;

давление пара в котле. При повышении давления пара сверх уста-
новленного подача газа прекращается.

При отключении агрегатов подаются звуковой и световой сигна-
лы. Контролируется также загазованность помещений, где установле-
ны газовые приборы и агрегаты.

Приборы контроля и сигнализации дают возможность устанавли-
вать дистанционное управление газоиспользующих установок.

Приборы теплотехнического контроля помогают обслуживающе-
му персоналу вести технологический процесс на оптимальном режи-
ме.

Степень автоматизации газоиспользующего агрегата зависит от
конкретных условий их эксплуатации.

Контрольные вопросы

1. Какие вы знаете газовые горелки? 2. В чем заключается принцип работы диффу-
зионных, инжекционных горелок и горелок с принудительной подачей воздуха? 3. Рас-
скажите о принципе работы комбинированных горелок. 4. Что такое беспламенное сжи-
гание газа? 5. Как осуществляется автоматизация процессов сжигания газа?

ГЛАВА 5

УСТРОЙСТВО ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

5.1.	Добыча и транспорт газа по магистральным
газопроводам

Природный газ добывают на газовых промыслах, которые состоят
из эксплуатационных скважин, промысловых газосборных сетей и го-
ловных сооружений подготовки газа к дальнейшей транспортировке.

Скважины бурят быстровращающимися бурами (долотами). В на-
стоящее время получили распространение шарошечные долота, кото-
рые напоминают зубчатые колеса. Шарошки, вращаясь вокруг своих
осей, дробят и разрушают породу.
Рис. 18. Схема газовой скважины:

/ — башмак. 2 — перфорация, 3 — колонна обсад-
ных труб, 4 — межтрубное пространство, 5 — колон-
на фонтанных труб, 6 - крестовина, 7 - переходная
катушка, 8 — коренная задвижка, 9 — тройник,
10— буферная задвижка, 11—буфер, 12 — мано-
метр, /3 — регулирующий штуцер, 14—рабочая
выкидная струна фонтанных труб, 15 — термометр,
16 — рабочая выкидная струна из межтрубья.
/7— цемент. 18 — кровля, 19 — подошва

При роторном бурении
скважин долото крепится к бу-
рильным трубам. По буриль-
ным трубам с помощью насоса
нагнетается промывочный
глинистый раствор, который
через специальные отверстия в
долоте направляется в забой
скважины, откуда по зазору
между бурильными трубами и
стенками скважины поднима-
ется на поверхность, вынося с
собой из забоя частицы разру-
шенной породы. Промывоч-
ный раствор, заполняя скважи-
ну, герметизирует ее, предо-
храняя от выброса газа, а гли-
на, входящая в состав раст-
вора, укрепляет стенки сква-
жины.

При турбинном бурении
буровой двигатель (турбобур)
опускается в скважину и кре-
пится непосредственно над до-
лотом на бурильных трубах.
Под действием промывочного
раствора, который под боль-
шим давлением подается по
бурильным трубам, турбобур
вращается. В процессе буре-
ния бурильные трубы непод-
вижны, вращаются только вал
турбобура и долото. У промы-
вочного раствора появляется
дополнительная и очень важ-
ная функция — носителя
энергии.

На рис. 18 показана схема
газовой скважины. Оборудо-
вание скважины состоит из
Рис. 19. Принципиальная схема транспорта газа от скважин до городских
потребителей:

Город

1 — скважины, 2 — сепараторы, 3 — промысловые газопроводы, 4 — промысловая газораспре-
делительная станция, 5 — магистральный газопровод, 6 — промежуточная компрессорная станция,
— линейная запорная арматура, 8 — газораспределительная станция, 9— подземное хранилище
iaja, 10— промежуточный потребитель

надземной и подземной частей. Подземная часть состоит из забоя, ко-
лонны обсадных труб и колонны фонтанных труб. Надземная часть
представляет собой обвязку устья скважины комплектом запорной ар-
матуры. Колонна обсадных труб 3 предохраняет ствол скважины от
обвалов породы и проникновения вод. Зазор между наружными стен-
ками обсадных труб и породой пласта уплотняется цементным раство-
ром. Нижняя часть обсадной колонны опирается на цементный баш-
мак.

Устройство забоя скважины зависит от характера пород, из кото-
рых сложен продуктивный пласт. Если продуктивный пласт состоит
из крепких пород, то нижняя часть колонны обсадных труб размеща-
ется над кровлей продуктивного пласта, и газ поступает в скважину
через открытый забой. Если продуктивный пласт состоит из рыхлых
пород, то обсадная колонна пропускается через весь продуктивный
пласт, а нижняя часть колонны перфорируется — в ней устраивают
отверстия для доступа газа в скважину.

При подаче газа на поверхность по стволу скважины возникают
большие потери давления. Чтобы уменьшить эти потери, увеличивают
диаметры фонтанных труб или ведут добычу газа по обсадной колон-
не: колонну фонтанных труб с фильтром опускают до забоя таким об-
разом, чтобы отверстия фильтра находились против продуктивного
пласта.

После окончания бурения газовая скважина обычно заполнена
глинистым раствором. Перед отбором газа глинистый раствор заменя-
ют водой, вследствие понижения давления столба жидкости происхо-
дит приток газа из пласта в забой скважины.

Подача природного газа от газовых скважин до мест его потребле-
ния производится по магистральным газопроводам. Магистральный
газопровод представляет собой сложное сооружение, состоящее из га-
зопроводов, установок по очистке и осушке газа, компрессорных и га-
зораспределительных станций и одоризационных установок.

На рис. 19 показана схема транспорта газа от газовых скважин до
городских потребителей. Газ из скважин 7 поступает в сепараторы 2,
где от него отделяются различные механические и жидкие примеси.
Далее по промысловым газопроводам 3 газ поступает в коллекторы и в
промысловые газораспределительные станции 4. Здесь газ снова очи-
щается в масляных пылеуловителях, осушается и одорируется.

После такой подготовки газ направляется в магистральный газо-
провод 5. Для преодоления сил трения и местных сопротивлений в га-
зопроводе и поддержания в нем давления на заданном уровне на трас-
се газопровода сооружают компрессорные станции 6. На магистраль-
ном трубопроводе для облегчения ремонтных работ устанавливают
запорную арматуру.

Для транспортирования больших количеств газа по магистраль-
ным газопроводам используют трубы диаметром 1220 и 1420 мм, по-
вышают рабочее давление до 7,5 МПа (75 кгс/см2), прокладывают га-
зопроводы в две нити и более.

Режим работы магистрального газопровода предусматривает рав-
номерную подачу газа от газовых промыслов до потребителей газа.
Однако потребность в газовом топливе для многих потребителей не-
равномерна: летом потребность в газе уменьшается, а зимой — воз-
растает. Для выравнивания сезонной неравномерности потребления
газа строят подземные хранилища газа или подключают к газопроводу
потребителей, которым в летнее время можно подавать излишки газа,
например электростанции. Таких потребителей называют буферными.

На подходе к городу сооружают газораспределительные станции
(ГРС), из которых газ после замера его количества и снижения давле-
88
ния подается в распределительные сети города. Газораспределитель-
ная станция является конечным участком магистрального газопровода
и является как бы границей между городскими и магистральными га-
зопроводами.

5.2.	Системы газоснабжения городов

Газопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах,
классифицируются по следующим показателям.

По виду транспортируемого газа: природного, попутного нефтя-
ного, сжиженных углеводородных; искусственного, смешанного.

По давлению газа: низкого, среднего, высокого.

По местоположению относительно земли: подземные (поводные),
надземные (надводные).

По назначению в системе газоснабжения: городские магистраль-
ные, распределительные, вводы, вводные газопроводы (ввод в зда-
ние), импульсные, продувочные.

По расположению в системе планировки городов и населенных
пунктов: наружные, внутренние.

По принципу построения (распределительные газопроводы): за-
кольцованные, тупиковые, смешанные.

По материалу труб: металлические, неметаллические.

В зависимости от максимального рабочего давления газа газопро-
воды делятся на газопроводы низкого давления — до 5000 Па; средне-
го давления — свыше 0,005 до 0,3 МПа; высокого давления — свыше
0.3 до 1,2 МПа.

На территории городов и населенных пунктов все газопроводы,
как правило, укладывают в грунте. На территории промышленных и
коммунальных предприятий рекомендуется надземная прокладка га-
зопроводов.

Газопроводы низкого давления предназначаются для подачи газа
жилым и общественным зданиям, а также коммунально-бытовым по-
требителям.

Газопроводы среднего давления служат для питания распредели-
тельных газопроводов низкого давления через ГРП, а также подают
газ в газопроводы промышленных и коммунально-бытовых предпри-
ятий (через местные газорегуляторные пункты и установки).
Рис. 20. Схема одноступенчатой системы
снабжения газом:

/ — газопровод среднего (высокого) давления,
2 — ответвления и вводы к потребителям,
3 — кольцевые газопроводы низкого давления,
4 — газорегуляторный пункт конечного низкого
давления

По газопроводам высокого
давления поступает газ для го-
родских газорегуляторных
пунктов, местных газорегуля-
торных пунктов крупных
предприятий, а также пред-
приятий, технологические
процессы которых требуют
применения газа высокого
давления (до 1,2 МПа). Газо-
проводы различных давлений
связаны между собой через га-
зорегуляторные пункты.

Система газоснабжения
должна обеспечивать беспере-
бойную подачу газа всем по-

требителям, быть простой, удобной и безопасной в обслуживании,

предусматривать возможность отключения отдельных ее элементов
для производства аварийных и ремонтных работ.

По числу ступеней давления, применяемых в газовых сетях, систе-
мы газоснабжения подразделяются на: одноступенчатые с подачей
различным потребителям газа только по газопроводам одного давле-
ния (рис. 20); двухступенчатые с подачей потребителям по газопрово-
дам газа двух давлений — среднего и низкого, высокого и низкого,
высокого и среднего (рис. 21); трехступенчатые (рис. 22) с подачей по-
требителям по газопроводам газа трех давлений — низкого, среднего
и высокого (до 0,6 МПа); многоступенчатые с подачей потребителям
по газопроводам газа низкого, среднего и высокого (до 0,6 и до 1,.
2 МПа) давлений.

Многоступенчатая система применяется для газоснабжения круп-

ных городов.

Рассмотрим принципиальную схему газоснабжения крупного го-:
рода (рис. 23). Источником газоснабжения является магистральный
газопровод 7, который подает газ на ГРС 2. На выходе из ГРС давление-
газа снижается до 2 МПа и направляется в газопровод высокого давле-'
ния 6, который в виде кольца окружает город. К этому газопроводу че-
рез контрольно-регуляторный пункт (КРП) присоединено подземное
хранилище газа 77. Подземное хранилище газа, КРП, ГРС и газопрово-
ды высокого давления относятся к системе магистральных газопрово-

дов.
Рис. 21. Схемы двухступенчатой системы снабжения газом:

/ - магистральный газопровод, 2 — газораспределительная станция, 3 — газопровод высокого
давления, 4 — газорегуляторный пункт с высокого на среднее давление, 5 — потребители среднего
давления, 6 — газопроводы среднего давления, 7 — газорегуляторные пункты со среднего на низкое
давление, 8 — потребители газа низкого давления, 9 — газопроводы низкого давления

Городские газовые сети начинаются с газопроводов высокого дав-
ления 7, которые снабжаются газом от ГРС и КРП.

Все городские сети различных давлений связаны между собой че-
рез газорегуляторные пункты (ГРП). Если подземное хранилище газа
предназначено для выравнивания сезонной неравномерности потреб-
ления газа, то для выравнивания суточного графика потребления газа
служат газгольдерные станции 4. Расположенные в городе крупные
потребители газа (промышленные предприятия, электростанции, ото-
пительные котельные) питаются газом от сетей высокого и среднего
давления. Жилые дома, коммунально-бытовые предприятия присое-
диняются к сетям низкого давления.

Для каждого города проектная организация разрабатывает проект
его газоснабжения, в котором учитываются такие показатели, как на-
дежность, безопасность, технологичность и экономичность. В проекте
учитываются плотность застройки города, характер планировки от-
дельных его частей, размещение потребителей газа, насыщенность
уличных проездов различными подземными коммуникациями, геоло-
гические и климатические условия.

Системы газоснабжения городов и населенных пунктов могут
быть тупиковыми, кольцевыми и смешанными.

Тупиковые газопроводы разветвляются по различным направле-
ниям к потребителям газа. Недостаток этой схемы — различная вели-
чина давления газа у отдельных потребителей. Причем по мере удале-
ния от источника газоснабжения или ГРП давление газа падает. Пита-
Рис. 23. Принципиальная

схема

Рис. 22. Схемы трехступеичатой
системы снабжения газом:

1 — магистральный газопровод (источник
газоснабжения), 2 — газораспределитель-
ная станция, 3 — газопровод высокого дав-
ления, 4 — газопроводы среднего дав-
ления, 5 — газопроводы низкого дав-
ления, 6 — газорегуляторные пункты с
высокого на среднее давление, 7 — га-
зорегуляторные пункты со среднего на
низкое давление

газоснабжения крупного города:

1 — магистральные газопроводы, 2 — газораспре-
делительные станции, 3 — контрольно-регулятор-
ные пункты, 4 — газгольдерные станции, 5 —
газорегуляторные пункты, 6 — кольцо газопроводов
высокого давления — 2 МПа, 7 — кольцо газоп-
роводов высокого давления —1,2 МПа, 8 —
газопроводы высокого давления — 0,6 МПа, 9—
кольцо газопровода среднего давления — 0,3 МПа,,
10 — кольцо газопровода среднего давления —
0,1 МПа, 11—подземное хранилище газа

ние газом этих сетей происходит только в одном направлении, поэто
му возникают затруднения при ремонтных работах. Эти схемь
применяются для внутриквартальных и дворовых газопроводов в не-
больших населенных пунктах, а также в начальный период газификации.

Кольцевые сети представляют собой систему замкнутых газопро-
водов, благодаря чему достигается более равномерный режим давле-
ния газа у всех потребителей и облегчается проведение различных ре-
монтных и эксплуатационных работ. Положительным свойством
кольцевых газовых сетей является также и то, что при выходе из строя
какого-либо газорегуляторного пункта нагрузку по снабжению потре-
бителей газом принимают на себя другие ГРП. Смешанная система га-
92
зоснабжения состоит из кольцевых газопроводов и присоединяемых к
ним тупиковых газопроводов.

В настоящее время города и населенные пункты газифицируют по
кольцевой и смешанной системам.

5.3.	Устройство подземных газопроводов

Трассировка газопроводов. Система газоснабжения может быть
надежной и экономичной при правильном выборе трасс для проклад-
ки газопроводов. На выбор трассы влияют следующие условия: рас-
стояние до потребителей газа; направление и ширина проездов; вид
дорожного покрытия; наличие вдоль трассы различных сооружений и
препятствий; рельеф местности; планировка кварталов.

Трассы газопроводов выбирают с учетом транспортирования газа
кратчайшим путем.

При утечках газа из подземных газопроводов могут возникнуть
серьезные аварии, связанные со скоплением газа в различных местах,
даже иногда на значительном расстоянии от места повреждения газо-
проводов. Газ, дойдя до подвалов, колодцев и каналов других подзем-
ных коммуникаций, скапливается в них и создает взрывоопасные кон-
центрации. Наиболее опасны в этом отношении подвалы зданий, теле-
фонные и теплофикационные тоннели, так как они непосредственно
связаны с жилыми и общественными зданиями. На значительное рас-
стояние может распространиться газ и при попадании в канализацион-
ные трубы, хотя они обычно располагаются глубже газопроводов.

Минимально допустимые расстояния между двумя газопровода-
ми. уложенными в одну траншею, 0,4...0,5 м. Удаление от железнодо-
рожных путей должно быть таким, чтобы исключалось воспламене-
ние газа от проходящих поездов и при выполнении ремонтных работ.

На трассировку газопроводов оказывают влияние различные пре-
пятствия: реки, водоемы, овраги, шоссейные дороги, железнодорож-
ные пути и т. д.

Для районов города со старой планировкой, когда кварталы имеют
сплошную застройку по периметру и состоят из отдельных строений,
газопроводы прокладывают по каждому проезду и улице. Пересекаясь
между собой, они образуют кольцо. От уличных газопроводов в каж-
дое строение прокладывают вводы. В городских районах с новой пла-
нировкой газопроводы располагают внутри кварталов.

При трассировке газопроводов необходимо соблюдать расстояния
от газопроводов до других зданий. Например, расстояние по вертика-
ли между газопроводами и такими сооружениями, как водопровод, те-
пловая сеть, канализация, водостоки при их взаимном пересечении
должны быть не менее 0,2 м, а между газопроводом и электро кабелем
или телефонным кабелем не менее 0,5 м. Допускается уменьшение
расстояние между газопроводом и электрокабелем или кабелем связи
при прокладке их в футляре. Расстояние в свету между газопроводом и
стенкой футляра при прокладке электрокабеля должно быть не менее
0,25 м, кабеля связи не менее 0,15 м. Концы футляра должны выходить
на 2 м в обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

Допускается прокладка двух газопроводов и более в одной тран-
шее на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояние
между газопроводами в свету следует предусматривать достаточным
для монтажа и ремонта трубопроводов.

В городах и населенных пунктах, расположенных в гористой и
холмистой местности, при выборе места расположения газорегулятор-
ных пунктов необходимо учитывать дополнительно возникающее
гидростатическое давление, которое определяется по формуле:

АР = ± Н(рв - рг),

где АР — изменение давления газа, Па, при изменении высоты поло-
жения (гидростатический напор); Н— разность геодезических отме-
ток, м; рв, рг — плотности газа и воздуха при нормальных условиях.

Глубина прокладки газопровода зависит от состава транспорти-
руемого газа, почвенно-климатических условий, величины динамиче-
ских нагрузок. Газопроводы, транспортирующие осушенный газ, мо-
гут пролегать в зоне промерзания грунта. Минимальная глубина зало-
жения газопровода должна быть 0,8 м до верха газопровода или футля-
ра. В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубину
заложения газопроводов допускается уменьшать до 0,6 м.

Прокладка газопроводов, транспортирующих неосушенный газ,
должна предусматриваться ниже зоны сезонного промерзания грунта
с уклоном к конденсатосборникам не менее 2 %.

Грунт и дорожный покров защищают газопроводы от механиче-
ских повреждений и служат теплоизоляцией от резких колебаний тем-
пературы. Динамические нагрузки, возникающие на газопроводах от
интенсивного движения автотранспорта, не должны создавать в тру-
бах опасных напряжений. Напряжения, возникающие в грунте от дви-
жущегося транспорта, рассеиваются на глубине 0,7 м при усовершен-
ствованных мостовых и 0,75—0,8 м при булыжном покрове.
При прокладке газопроводов в зоне промерзания грунтов необхо-
димо учитывать свойства грунтов. Отрицательным их свойством явля-
ется пучение, им обладают пылеватые грунты, которые при замерза-
ниях за счет рыхления ледяными кристаллами увеличиваются в объе-
ме. В результате вспучивания грунт поднимает газопровод, который,
испытывая большие напряжения, может деформироваться и разо-
рваться в стыковых соединениях.

Достоинство подземной прокладки газопроводов — создание от-
носительно постоянного температурного режима. Напряжения, возни-
кающие в газопроводах за счет изменения температуры, находятся в
прямой зависимости от разности температуры тела трубы. Величина
напряжения может увеличиваться на открытых участках газопрово-
дов. Понятно, насколько важно уменьшение температурных измене-
ний газопроводов за счет правильного выбора глубины их заложения.

При заложении газопровода в грунт следует:

для восприятия и уменьшения напряжений, возникающих под дей-
ствием температурных изменений, устанавливать на газопроводе ком-
пенсирующие устройства (компенсаторы);

при прокладке газопроводов в зонах с повышенными динамиче-
скими нагрузками (железнодорожные и трамвайные пути, автомо-
бильные дороги и т. д.) глубину укладки увеличивать и газопроводы
закладывать в специальные защитные устройства (футляры);

сварочные работы на газопроводах проводить в самое холодное
время дня летом и в самое теплое время дня зимой;

городские газопроводы, транспортирующие влажный газ, прокла-
дывать ниже зоны промерзания грунта с уклоном, обеспечивающим
сток образовавшейся влаги в специальные емкости — конденсато-
сборники.

Вводы газопроводов неосушенного газа в здания и сооружения
должны предусматриваться с уклоном в сторону распределительного
газопровода. Если по условиям рельефа местности не может быть соз-
дан необходимый уклон к распределительному газопроводу, допуска-
ется прокладка газопровода с изломом в профиле с установкой кон-
денсатосборника в низшей точке.

Прокладку газопроводов в грунтах с включением строительного
мусора и перегноя следует осуществлять с устройством под газопро-
вод основания из мягкого или песчаного грунта толщиной не менее
0,1 см (под выступающими неровностями основания). Засыпать газо-
провод следует таким же грунтом на полную глубину траншеи. При
Рис. 24. Пересечение газопровода с каналом теплотрассы:

I — газопровод, 2 —футляр, 3 — контрольная трубка, 4 — ковер, 5 — подушка под ковер,
6 — трубы теплотрассы, 7 — канал теплотрассы, 8 — перекрытие теплотрассы

наличии подземных вод предусматривают мероприятия по предотвра-
щению всплытия газопроводов, если это подтверждается расчетом.

Большое значение имеет качественное состояние дна траншеи. На-
дежной постелью является песок, поэтому при прокладке газопрово-
дов в скалистых или мерзлых грунтах делают песчаную подушку вы-
сотой 20 см. Постель выполняется так, чтобы в процессе эксплуатации
не было просадок, которые могут привести к провесам газопровода.
Провесы опасны, так как при изгибах в трубах возникают большие на-
пряжения, которые являются причиной разрыва стыков сварных со-
единений.

Пересечения газопроводов с различными препятствиями.

Переходы газопроводов всех давлений через реки, каналы, овраги,
железные дороги, автодороги могут быть подводными (дюкерными),
подземными или надземными.

При подземном пересечении железнодорожных путей и автострад
газопроводы прокладывают в специальные футляры (рис. 24), а кон-
цы футляров для герметичности уплотняют просмоленной льняной
прядью с заливкой битумом. В этих местах газопроводы прокладыва-
ют: общей сети — 2,0 м, при производстве работ открытым способом,
2,5 м — при производстве работ методом прокола. Расстояние берется
от подошвы рельса до верха футляра.

В местах пересечения подземными газопроводами каналов комму-
никативных коллекторов, каналов различного назначения с проходом
96
рис. 25. Контрольная трубка с
футляром:

а устройство конца футляра: /—
битумная эмаль. 2 — промасленная
пенька. 3 — опора, 4 - ковер, 5 —
подхшка под ковер, 6 — контрольная
трубка, д — контрольная трубка:
/ кожух, 2 — трубка, 3 — подушка
под ковер, 4 — ковер. 5 — пробка,
6 муфта

над или под пересекаемым сооружением следует предусмотреть про-
кладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в стороны от наруж-
ных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку неразрушаю-
шими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересече-
ния и по 5 м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооруже-
ний.

Г азопроводы должны иметь отключающие устройства, устанавли-
ваемые на расстоянии не более 1000 м от места пресечения. Причем
если газопровод кольцевой, то отключающие устройства ставят с обе-
их сторон; если тупиковый, то со стороны входа газа. На газопроводах
внутри футляра должно быть минимальное количество сварных со-
единений, которые проверяют физическими методами контроля. Уча-
сток газопровода покрывают весьма усиленной изоляцией и уклады-
вают на центрирующих диэлектрических прокладках.

В конце футляра устанавливают контрольную трубку (см. рис. 25),
с ее помощью можно обнаружить наличие газа в футляре. Нижняя
часть трубки приваривается к футляру, а пространство между футля-
9 К Г Кячичов	97
Рис. 26. Подводный переход газопровода:

1 — основной газопровод, 2 — дюкер, 3 — балластировочные грузы, 4 — колодец с запорными
устройствами

ром и газопроводом засыпается мелким гравием или слоем щебня. Ко-
нец трубки выводится под ковер и заканчивается пробкой.

Надземные переходы выполняют через водные преграды с неус-
тойчивым руслом и берегами, с высокими скоростями течения воды, а
также через глубокие овраги.

В городских условиях переходы через водные преграды, как пра-
вило, делают подводными двухниточными (рис. 26). При этом каждая
нитка должна обеспечить 75 % расчетного расхода газа. Место уст-
ройства перехода через реку выбирается на прямолинейном участке со
спокойным течением, с устойчивым руслом и неразмываемыми поло-
гими берегами.

При пересечении автомобильных дорог I, И, III категорий, трам-
вайных путей расстояния принимаются 1 м от верха футляра до верха
покрытия дорог при производстве работ открытым способом, 1,5 м
при производстве работ методом продавливания, горизонтального бу-
рения или щитовой проходки, 2,5 м — при производстве работ мето-
дом прокола.

При пересечении железных дорог толщину стенки трубы газопро-
вода берут на 2—3 мм больше расчетной, при этом трубы с утолщен-
ной стенкой прокладываются не менее, чем на 50 м в стороны от конца
футляра, глубина засыпки газопровода не менее 2,1 м.
98
5.4.	Трубы и их соединения

Металлические трубы. В подземных и внутридомовых газопро-
водах, как правило, применяют стальные трубы.

Стальные трубы изготовляют из хорошо сваривающихся низколе-
гированных и малоуглеродистых сталей. Максимальное содержание
углерода в стали в стали не должно превышать 0,27 %, серы не более
0,05 %, фосфора не более 0,4 %. Этим требованиям в большой степени
удовлетворяют спокойные мартеновские стали.

При выборе стальных труб для газопроводов руководствуются
Инструкцией по применению стальных труб для строительства систем
газоснабжения.

По способу изготовления стальные трубы подразделяются на
сварные — со спиральным или продольным прямым швом и бесшов-
ные — холоднотянутые, холоднокатаные, горячекатаные. Бесшовные
трубы диаметром до 150 мм изготовляют холодной протяжкой, а тру-
бы диаметром до 426 мм последовательной горячей прокаткой из
стальных заготовок, нагретых до пластического состояния.

Сварные трубы со спиральным швом изготовляют из стальной ру-
лонной ленты шириной 1500 мм путем свертывания ее по спирали на
трубных станах с последующей сваркой на специальных машинах.

После изготовления трубы подвергаются гидравлическим испыта-
ниям. Необходимое давление определяют по формуле

Ря = 25Я/Д,,	(37)

где Ра — испытательное давление, МПа; 5 — толщина стенки трубы,
мм; DB — внутренний диаметр трубы, мм; R — расчетное значение на-
пряжения, МПа, равное 85 % предела текучести.

Размеры труб характеризуются внутренним и наружным диамет-
рами, толщиной стенки, длиной и условным проходом. Под условным
проходом Dy понимают номинальный внутренний диаметр трубы.
Этой величиной пользуются при подборе арматуры, фасонных частей
и соответствующих расчетах. Величина условного прохода обычно
имеет округленные значения: 10,15,20,25,32,40, 50 ммит. д.

Наружный диаметр труб DH зависит от толщины стенки трубы и
бывает разным для одного условного диаметра.

Внутренний диаметр DB — величина производная от наружного
диаметра толщины стенки.

Масса (кг) труб определяется по уравнению

G = 2,475(Д + 5)1.	(38)

4* 99
Эту формулу применяют при условии, что плотность металла тру-
бы равна 7850 кг/м3, внутренний диаметр DB и толщина стенки 5 выра-
жены в сантиметрах, длина трубы I — в метрах.

Пример. Определить массу 1 м стальной трубы толщиной
стенки 4 мм и внутренним диаметром 100 мм.

Подставляя в формулу (38) соответствующие значения, получаем
G = 2,47  0,4(10 + 0,4) = 10,27 кг.

Для подземных газопроводов применяют трубы с минимальным
условным диаметром 50 мм и толщиной стенки 3 мм.

Изготовленные на заводах трубы имеют сертификаты (паспорта),
в которых указываются: номинальный размер труб, ГОСТ, по которо-
му изготовлены трубы, марка стали, результаты гидравлических и ме-
ханических испытаний, номер партии труб, отметка ОТК завода о со-
ответствии труб ГОСТу.

Стальные трубы для подземных газопроводов защищают противо-
коррозионной изоляцией.

Для сооружения подземных газопроводов могут также применять-
ся неметаллические трубы.

Эксплуатация газопроводов из асбестоцементных труб выявила их
недостатки, связанные с газопроницаемостью стенок и повышенной
хрупкостью, поэтому асбестоцементные трубы не получили широкого
распространения.

Чаще всего применяют полиэтиленовые и винипластовые трубы.

Неметаллические трубы начали применять около 35 лет назад,
сначала на экспериментальных газопроводах. Общая протяженность
таких газопроводов по стране к концу 1985 г. не превышала 500 км.
Несмотря на незначительную протяженность неметаллических, и в ча-
стности, полиэтиленовых газопроводов, опыт их применения позво-
лил сделать инженерную оценку по широкому кругу вопросов, связан-
ных с их внедрением. Внедрение полиэтиленовых труб в строительст-
во систем газоснабжения сопровождалось проведением научных
исследований по прочностным характеристикам труб, влиянию на эти
свойства кристалличности материала.

Внедрение полиэтиленовых труб — одно из актуальных направле-
ний повышения эффективности капитального строительства за счет
снижения его материале- и трудоемкости. Из 1 т металлических труб
диаметром 100 мм можно проложить трубопровод длиной до 80 м, а из
1 т полиэтиленовых труб наружным диаметром 110 мм можно смонти-
ровать трубопровод длиной более 1 км. Замена металлических труб в
100
системах газораспределительных сетей позволит сэкономить 5—7 т
металлических труб на 1 т пластмассовых.

Полиэтиленовые газопроводы обладают рядом положительных
качеств: коррозионной стойкостью почти во всех кислотах (кроме ор-
ганических) и щелочах, что делает их почти незаменимыми в условиях
животноводческих предприятий; отсутствием необходимости в изо-
ляции и электрохимической защите; стойкостью против биокоррозии;
повышенной пропускной способностью на 10—15 % благодаря глад-
кой внутренней поверхности; снижением трудозатрат при свароч-
но-монтажных работах.

Вместе с тем необходимо учитывать и особенности полиэтилено-
вых газопроводов, связанные со спецификой материала. Прочность
полиэтиленовых конструкций при статических и динамических на-
грузках ниже, чем прочность конструкций из углеродистых сталей. Пре-
дел прочности при одноосном растяжении полиэтилена низкой и высо-
кой прочности не превышает (500—700) • 104 МПа, в то время как предел
прочности сталей на порядок выше и составляет (500—600) • 105 МПа.
Пластмассовые газопроводы могут работать в относительно неболь-
шом интервале температур.

Полиэтиленовые трубы со временем стареют. Этот процесс уско-
ряется под воздействием света, повышенных температур, напряжений
и поверхностно-активных сред. Срок службы полиэтиленовых труб
около 50 лет. Для строительства распределительных газопроводов
применяют трубы, изготовленные из полиэтилена низкого давления
(ПНД).

Основной способ производства полиэтиленовых труб — непре-
рывная шнековая экструзия. Схема процесса изготовления труб на
экструдере такова. Приготовленные гранулы полиэтилена засыпают в
бункер экструдера, откуда захватывают шнеком и транспортируют че-
рез обогревательный цилиндр. Во время прохождения через него ма-
териал пластифицируется и в вязко-текучем состоянии продавливает-
ся через кольцевой зазор экструзионной головки, образуемый дорком
и мундштуком. Труба, выходящая из экструдера с помощью тянущего
устройства, поступает на калибровку, ее охлаждают водой, нарезают
на отрезки заданной длины на пильной установке, или сматывают тру-
бы на катушку. Внедрение автоматизации позволяет контролировать
качество подаваемого сырья в бункерные устройства, его температу-
ру, скорость подачи шнеком. Автоматический контроль состояния сы-
рья на первых этапах обеспечивает необходимый режим формирова-
ния труб. В настоящее время трубы для газопроводов выпускают из
полиэтилена ПНД с маркировкой ГАЗ, изготовленные в соответствии
с ТУ 6-19-352-87, а также трубы специально предназначенные для га-
зопроводов из полиэтилена средней плотности (ПСП), изготовленные
по стандартам или ТУ, утвержденным в установленном порядке.

Используются трубы типов С-ГАЗ — для газопроводов низкого и
среднего давления и Т-ГАЗ для газопроводов высокого давления
II категории (Т — тяжелый тип).

В настоящее время полиэтиленовые трубы классифицируются по
ТУ-6-19-352-87 на два типа труб С, Т (средний и тяжелый с наружным
диаметром 20—620 мм). Каждый тип труб рассчитан соответственно
на рабочее давление 0,25 и 0,40 МПа, которое может быть в отдельных
случаях повышено до 0,30 и 0,6 МПа. Основные размеры труб ПНД
приведены в табл. 14. Трубы диаметром 63—160 мм изготавливаются
смотанными в бухты, а трубы диаметром 225 мм выпускаются длиной
6 или 12 м.

Таблица 14. Основные размеры труб ПНД

Средний наружный диаметр		Толщина стенок труб типа С		Толщина стенок труб типа Т	
Номинал	Предел от- клонения	Номинал	Предел от- клонения	Номинал	Предел от- клонения
63	1,2	3,6	0,6	5,8	0,8
по	1,9	6,3	0,9	10,0	1,2
160	2,6	9,1	1,2	14,6	1,7
225	2,9	12,8	1,5	20,5	2,3

Условия прокладки полиэтиленовых газопроводов регламентиро-
ваны СНиП 2.04.08—87 и 3.05.02—88* и их соответствующими изме-
нениями № 1, №3.

Полиэтиленовые трубы для строительства газопроводов применя-
ются в зависимости от давления и состава газа с учетом некоторых
требований, указанных в этих СНиП. В городах и других населенных
пунктах, в том числе и для реконструкции подземных стальных газо-
проводов, разрешается применять полиэтиленовые трубы для газо-
проводов с давлением газа в них не более 3 кГс/см2 (0,3 МПа). Для га-
зопроводов высокого давления до 6 кГс/см2 разрешается применение
полиэтиленовых труб только на межпоселковых газопроводах (сель-
ского типа). Трубы должны быть длинномерные в бухтах, катушках
или на барабанах; если будут применяться трубы мерной длины, то со-
единение труб должно выполняться муфтами с закладными нагревате-
лями с проверкой всех соединений физическими методами контроля.
102
Требования по разрыву между полиэтиленовыми газопроводами и
другими подземными коммуникациями, а также зданиями и сооруже-
ниями регламентированы указанными выше СНиП, т. е. они остаются
такими же как и для стальных газопроводов.

Производство монтажных работ. До начала монтажа полиэтиле-
новых газопроводов должны быть выполнены следующие подготови-
тельные работы; разбивка и планирование трассы газопровода; земля-
ные работы; отбраковка труб; транспортировка труб к месту укладки
их в траншею; раскладка труб по трассе; установка сварочного обору-
дования.

Полиэтиленовые газопроводы прокладывают на глубине не менее
1 м до верха трубы, а для районов с температурой наружного воздуха
от - 40° С на глубину не менее 1 м 40 см.

Трубы должны прокладываться с уклоном в сторону конденсато-
сборника 1:500 или на 1 м длины газопровода подъем должен быть не
более 5 см. Если уклон больше, то предусматривают мероприятия по
предотвращению размыва траншеи.

При укладке труб в траншею под трубы делается постель из песка
толщиной не менее 10 см; засыпка также должна выполняться песком
на 20 см, потом местным грунтом, если он не песчаный. Для нахожде-
ния с помощью приборов газопроводов в земле без их открытия рядом
с газопроводом на расстоянии не более 20 см прокладывают алюми-
ниевый или медный провод сечением 2,5—4 мм2.

Опознавать трассу газопровода из полиэтиленовых труб за преде-
лами населенного пункта следует путем установки специальных зна-
ков. располагаемых на расстоянии не более 500 м друг от друга и на
расстоянии 1 м от оси газопровода справа по ходу газа. На опознава-
тельном знаке должна быть информация: ПЭ — полиэтиленовый га-
зопровод, 06 — давление газа в МПа, ГАЗ — среда, ПК2 — номер ре-
пера. Пересечение полиэтиленовых газопроводов с железными доро-
гами, с автомобильными дорогами I и II категорий, со скоростными
дорогами выполняются из стальных труб по нормам стальных газо-
проводов.

Допускается выполнять пересечения и полиэтиленовыми труба-
ми. при условии, что труба будет проложена в стальном футляре из
длинномерных труб без сварных стыков. Трубы должны применяться
марки ПСП. При монтаже полиэтиленовых газопроводов трубы со-
единяют электросваркой. Электросварные полиэтиленовые трубы вы-
пускаются с электросварными раструбами или с ровными торцами.

юз
Использование этих труб требует общих мер предосторожности:
трубы с ровными торцами сваривают с использованием муфт. Сварка
должна выполняться только при условии, что температура сваривае-
мой поверхности, измеренная в верхней части трубы, находится в пре-
делах от —5 до + 35° С. Место сварки должно быть защищено от воз-
действия солнечных лучей, т. е. нужно устанавливать зонты при про-
ведении сварки при высоких температурах на улице. Если в процессе
сварки стык по какой-либо причине не был до конца заварен, то этот
стык должен быть вырезан и заварен новый. Для присоединения поли-
этиленовых газопроводов к стальным должны использоваться неразъ-
емные соединения «металл—пластмасса», выполненные в заводских
условиях. При установке стальных запорных устройств используются
также соединения «сталь—пластмасса» заводского изготовления.

Соединение труб. Основной способ соединения стальных труб
при сооружении газопроводов — сварка, обеспечивающая прочность,
плотность, надежность и безопасность эксплуатации газопроводов.

При этом применяют только такие методы сварки, которые обес-
печивают надежную плотность сварного соединения; предел прочно-
сти сварного соединения не менее нижнего предела прочности метал-
ла труб; угол загиба не менее 120° при всех видах электродуговой
сварки и не менее 100° при газовой и контактной сварках.

Для сооружения распределительных и внутриобъектовых газопро-
водов наибольшее распространение получила ручная электродуговая
и газовая сварка.

Газовая сварка применяется при сварке труб диаметром до 50 мм и
толщиной стенок не более 5 мм и осуществляется за счет тепла, выде-
ляющегося при сгорании ацетиленово-кислородной смеси.

Ацетилен для сварки поставляют в специальных баллонах или по-
лучают на месте в переносных газогенераторных установках. При ис-
пользовании газогенераторных установок ацетилен получают разло-
жением карбида кальция в воде. Реакция протекает по уравнению
СаС2 + 2Н2О = С2Н2 + Са(ОН)2.

На каждый килограмм карбида кальция затрачивается до 10 л во-
ды, при этом образуется примерно 250 л ацетилена. Кислород достав-
ляется к месту производства сварочных работ в баллонах вместимо-
стью до 40 л и давлением 15 МПа. Для снижения давления ацетилена и
кислорода применяют специальные редукторы.

На рис. 27 показана схема газовой сварки. Получение ацетилено-
во-кислородной смеси и сжигание ее производятся в ручных свароч-
104
Рис. 27. Схема газовой сварки:

/ -баллон с ацетиленом, 2 — ацетиленовый редуктор, 3 — газогенератор, 4 — баллон с
кислородом. 5 — кислородный редуктор, 6 — резинотканевые рукава, 7 — горелка или резак, 8 —
проволока

ных горелках 7 со сменными наконечниками. Кислород и газ подают-
ся в горелку по резинотканевым рукавам 6.

При сжигании ацетиленово-кислородной смеси температура пла-
мени достигает 3150° С, за счет этого оплавляются кромки соединяе-
мых труб и сварочной проволоки.

Резку металла можно производить резаком. В этом случае вместо
ацетилена используют сжиженный и природный газы, бензин. Газовая
резка применяется для вырезки дефектных стыков, при врезках в газо-
проводы отводов, при монтаже фасонных частей газопроводов.

При ручной электродуговой сварке под действием теплоты элек-
трической дуги, образующейся между электродом, подсоединяемым к
одному полюсу, и свариваемым материалом, подсоединяемым к дру-
гому полюсу источника тока, оплавляются кромки свариваемых мате-
риалов и конец электрода.

Сварка может вестись на постоянном и переменном токе. Источ-
ником постоянного тока служат передвижные агрегаты САК, ПАС,
имеющие генераторы постоянного тока и приводимые в действие дви-
гателями внутреннего сгорания автомобильного типа. Источником пе-
ременного тока служат сварочные трансформаторы.

Ручная электродуговая сварка обеспечивает хорошее качество
сварных соединений и широко распространена в городском газовом
хозяйстве.

На рис. 28 показаны типы сварных соединений. Наибольшее рас-
пространение получило V-образное соединение встык, которое ис-
пользуется в трубах различных диаметров и разных методов сварки
Рис. 28. Типы сварных соединений:

а — сварной V-образный стык; б — сварной стык с цилиндрическим подкладным кольцом;
в — сварной стык с фасонным подкладным кольцом: / — газопровод, 2 — скошенная кромка
трубы, 3 — притупление кромки, 4 — сварочная прихватка, 5 — цилиндрическое подкладное
кольцо, 6 — буртик кольца, 7 — фасонное подкладное кольцо

при толщине стенки более 4 мм. Такое соединение требует тщатель-
ной обработки концов свариваемых труб.

Для ускорения процесса сварки и повышения надежности провара
шва применят подкладные кольца (рис. 27, б, в). Подкладное кольцо,
создавая местные сужения, увеличивает сопротивления потоку газа.
Поэтому для газопроводов низкого давления, а также других газопро-
водов диаметром менее 200 мм соединения встык с остающимся под-
кладным кольцом не рекомендуются.

При неправильной технологии сварочных работ сварочный шов
может иметь дефекты (рис. 29). Некоторые из этих дефектов обнару-
живают с помощью внешнего осмотра. К таким дефектам относятся:
подрез, чрезмерное или малое усиление шва, наружная трещина, по-
ристость и зашлакованность шва.

Скрытые дефекты сварных швов выявляют физическими метода-
ми контроля (просвечиванием). К скрытым дефектам относятся: не-
провар корня, боковой непровар, прожог, внутренние трещины. Наи-
более опасны также дефекты, как трещины, непровар корня шва, боко-
вой непровар шва.

К производству сварочных работ на газопроводах допускаются
сварщики, сдавшие соответствующий экзамен и имеющие специаль-
ные удостоверения. Каждому сварщику присваивают шифр, который
он проставляет на расстоянии 30 мм от сваренных стыков. Качество
сварочных работ периодически контролируют. При этом проводятся:

1.	Проверка качества применяемых материалов.

2.	Пооперационный контроль в процессе сборки сварки стыков.
По внешнему виду сварные швы должны иметь слегка выпуклую по-
верхность и плавный переход к телу трубы. Высота усилия швов
106
Рис. 29. Дефекты сварных стыков:

/ подрез, 2 — отсутствие усиления, 3 — чрезмерное усиление, 4 — пористость, 5 — шлаковые
включения, 6 — наружная трещина, 7 — внутренняя трещина, 8 — непровар корня шва,
9 - боковой непровар, 10 — прожог

должна составлять 1 ...3 мм, а ширина не превышать 2,5 толщины стен-
ки труб.

3.	Контроль физическими методами (рентгено- или гамма-графи-
рованием и магнитографированием в сочетании с просвечиванием
рентгено- или гамма-лучами). Существуют специальные нормы испы-
тания в зависимости от диаметра и назначения газопроводов, условий
их эксплуатации и т. д.

Сварные стыки бракуют при наличии дефектов, установленных
физическими методами контроля: трещин любых размеров и направ-
лений; непровара по сечению шва; непровара в корне шва; газовых
пор и шлаковых включений шва; скоплений газовых пор в отдельных
участках шва.

4.	Механические испытания стыков сварных швов подземных,
надземных и внутренних газопроводов, сваренных электродуговой
или газовой сваркой (независимо от рабочего давления).

Для механических испытаний стыков, сваренных электродуговой,
газовой и прессовой сваркой, из стыка вырезаются три образца с не-
снятым усилением для испытаний на разрыв (растяжение) и не менее
трех образцов со снятым усилением для испытаний на изгиб.

Сварные соединения должны иметь предел прочности не менее
нижнего предела прочности основного металла труб; угол загиба не
менее 120°.

Результаты испытаний на растяжение и изгиб определяются как
среднее арифметическое результатов, полученных при испытании об-
разцов для указанных видов испытаний.
Результаты механических испытаний считаются неудовлетвори-
тельными, если среднее арифметическое результатов испытаний на
растяжение и изгиб ниже установленных норм; результат испытаний
хотя бы одного образца на 10% ниже установленной нормы.

Механическое испытание сварных соединений труб диаметром
менее 65 мм производится на целых стыках на растяжение и сплющи-
вание. При этом половина вырезанных контрольных стыков испыты-
вается на сплющивание и половина — на растяжение.

Результаты испытаний на сплющивание положительны, если ве-
личина просвета между сжимающими поверхностями пресса при по-
явлении первой трещины на шве не превышает пять или шесть толщин
стенки трубы.

При неудовлетворительных результатах механических испытаний
образцов сварного шва при дуговой, газовой и прессовой сварке по-
вторно испытывают удвоенное количество образцов. Если результаты
этих испытаний будут неудовлетворительными хотя бы на одном об-
разце, то все стыки, сваренные сварщиком, проверяют физическими
методами контроля, а сварщика допускают к работе только после про-
хождения практики и получения положительных результатов при
сварке пробного стыка.

На каждый участок стоящегося газопровода составляют свароч-
ную схему, на которой указывают наименование объекта, номер сты-
ка, расстояние между стыками, шифр сварщика, привязку стыков в ха-
рактерных точках, стыки, проверенные физическими методами, а так-
же места, в которых вырезаны стыки для механических испытаний.

Помимо сварных соединений на газопроводах применяют разъем-
ные соединения, которые используют в местах установки отключаю-
щих устройств, компенсаторов, регуляторов давления, контрольно-из-
мерительных приборов и другой арматуры.

К соединительным частям и деталям газопроводов и газового обо-
рудования относят отводы, тройники, переходы, фланцы, заглушки,
муфты, контргайки, сгоны и др.

Отводы бывают гнутые и сварные. Гнутые делают из бесшовных
труб диаметром до 400 мм. Сварные отводы изготовляют для газопро-
водов диаметром более 150 мм. Предпочтительнее использовать гну-
тые отводы, так как у них меньше сварочных соединений и они созда-
ют незначительные сопротивления потоку газа.

Тройники или крестовины применяют для устройства ответвле-
ний от газопровода в одну или две стороны. Они могут быть проход-
ными и переходными. Переходы применяют в тех случаях, когда необ-
108
Рис.

30. Стальные

плоский приварной;

фланцы:

б — приварной

встык; в — свободный на приварном кольце;
свободный иа отбортованной трубе;

<’ на приварном кольце и отбортованной
трубе: / — труба, 2 — отверстие для болтов,
? фланец, 4 — сварной шов, 5 — приварное
кольцо, 6—бурт

имеют разделанную кромку под сварку. Свободные фланцы не прива-
ривают к трубам, а опирают на приварное кольцо или бурт отборто-
ванной трубы. Фланцы крепят болтами, количество их зависит от диа-

метра присоединяемых труб.

Рис. 31. Изолирующий фланец:

1 — стенка трубы, 2 — свободный фланец,
3 — болт с гайкой и шайбой, 4 — текстолитовая
втулка, 5 — текстолитовая шайба, 6 — при-
варное кольцо, 7 — сварной шов, 8 — тексто-
литовое кольцо, 9 — клингеритовая прокладка
ходимо изменить диаметр газопро-
вода. Переходы изготовляют из
листовой стали с одним или двумя
продольными швами. Фланцевые
соединения устанавливают возле
задвижек, кранов и другой армату-
ры там, где необходимо иметь
разъемное соединение. Различают
следующие типы стальных флан-
цев (рис. 30): плоские приварные,
встык, свободные на приварном
кольце, свободные на отбортован-
ной трубе. Фланцы, приваренные
встык, для соединения с трубой
Рис, 32. Универсальное клиновое соединение:
а — конструкция для жестких труб: д — конструкция для
полиэтиленовых труб: /—-соединяемые трубы,
2 — уплотнительное кольцо, 2 — конические фланцы,
4—соединительные болты

На качество фланце-
вых соединений влияет
подготовка уплотнитель-
ных поверхностей, поэто-
му на каждом фланце де-
лают не менее двух уплот-
нительных канавок. Гер-
метичность фланцевых
соединений обеспечивают

различными прокладками
толщиной 3...5 мм. Кроме
паронита применяют мас-
лобензостойкую резину,
алюминий и медь.

Изолирующие флан-

цы (рис. 31) устанавливают на газопроводах для предотвращения дви-
жения блуждающих токов из одной части трубопровода в другую. Во
фланцевом соединении, состоящем из свободных фланцев на привар-
ных кольцах, устанавливают диэлектрические прокладки из паронита,
текстолита, клингерита и др. Между приварными кольцами помещают
текстолит, а для изоляции болтов используют изолирующие гильзы и
шайбы.

Для соединения полиэтиленовых труб применяют контактную
сварку встык или враструб. Соединяемые поверхности нагревают до
200° С, после чего концы труб сближают и осаживают под давлением.
Винипластовые трубы сваривают и склеивают.

Для разъемных соединений пластмассовых труб, а также для их
соединения с металлическими газопроводами используют фланцы.

Основным элементом для соединения винипластовых труб являет-
ся уплотнительное кольцо с фиксирующим буртиком (рис. 32, а). При
стягивании болтами фланцы движутся по конусной поверхности уп-
лотнительного кольца и обеспечивают плотность соединения.

При соединении полиэтиленовых труб (рис. 32, б) уплотнительное
кольцо из жесткого материала выполняется без буртика. Кольцо
вставляется внутрь раструбов на концах полиэтиленовых труб.

5.5.	Газовая арматура и оборудование

Газовой арматурой называют различные приспособления и уст-
ройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помо-
щью которых осуществляется включение, отключение, изменение ко-
110
личества, давления или направления газового потока, а также удале-
ние газов.

Требования к выбору газовой арматуры. При выборе газовой
арматуры необходимо учитывать следующие свойства металлов и
сплавов:

природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газо-
вая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна;

из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она
может применяться при давлениях не более 1,6 МПа;

при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие усло-
вия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб;

при существующих допустимых нормах содержания сероводоро-
да в газе (2 г на каждые 100 м3) последний практически не воздейству-
ет на медные сплавы. Поэтому арматура для внутридомового газового
оборудования может быть из медных сплавов.

Классификация газовой арматуры. По назначению существую-
щие виды газовой арматуры подразделяются на:

запорную — для периодических герметичных отключений от-
дельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;

предохранительную — для предупреждения возможности повы-
шения давления газа сверх установленных пределов;

арматуру обратного действия — для предотвращения движения
газа в обратном направлении;

аварийную и отсечную — для автоматического прекращения дви-
жения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.

Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандартизирова-
на. По принятому условному обозначению шифр каждого изделия ар-
матуры состоит из четырех частей.

На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры (табл.
15). На втором — условное обозначение материала, из которого изго-
товлен корпус арматуры (табл. 16). На третьем — указывается поряд-
ковый номер изделия. На четвертом месте — условное обозначение
материала уплотнительных колец; бр — бронза или латунь; нж — не-
ржавеющая сталь; р — резина; э — эбонит; бт — баббит; бк — в кор-
пусе и на затворе нет специальных уплотнительных колец.

Например, обозначение крана типа 11Б1 Обк можно расшифровать
так: 11 — вид арматуры (кран), б — материал корпуса (латунь),
10 — порядковый номер изделия, бк — тип уплотнения (без колец).

Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссель-
ного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый
крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемеще-
ние затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь
прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического со-
противления.

Таблица 15. Условные обозначения видов арматуры

Виды арматуры	Обозначе- ние вида	Виды арматуры	Обозначе- ние вида
Краны для трубопроводов	11	Клапаны обратные пово- ротные	19
Вентили запорные	14 и 15	Клапаны регулирующие	25
Клапаны обратные подъ- емные	16	Задвижки запорные	30,31
Клапаны предохрани- тельные	17	Затворы	32
Таблица 16. Условные обозначения материалов корпуса			
	Обозиаче-		Обозначе-
Материалы корпуса	иие мате-	Материалы корпуса	иие мате-
	риала		риала
Сталь углеродистая	с	Латунь и бронза	б
Сталь кислотостойкая и нержавеющая	ИЖ	Винипласт	вп
Чугуи серый	ч	Сталь легированная	лс
Чугуи ковкий	кч	Алюминий	а

В запорных устройствах поверхности затвора и седла, соприка-
сающиеся во время отключения частей газопровода, называют уплот-
нительными. В дроссельных устройствах поверхности затвора и сед-
ла, образующие регулируемый проход для газа, называют дроссель-
ными.

Запорная арматура. К запорной арматуре относятся различные
устройства, предназначенные для герметичного отключения отдель-
ных участков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность
отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслужива-
нии и малое гидравлическое сопротивление.

В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются за-
движки, краны, вентили, гидравлические затворы.

Важное значение имеет правильный выбор соответствующей ар-
матуры. Например, на газопроводах среднего и высокого давления
преимущественно устанавливают задвижки, а на газопроводах низко-
112
го давления помимо за-
движек монтируют также
гидразатворы. Газопро-
воды, прокладываемые
внутри помещений, долж-
ны иметь краны.

Наиболее распростра-
ненным видом запорной
арматуры являются за-
движки (рис. 33), в кото-
рых поток газа или пол-
ное его прекращение ре-
гулируют изменением по-
ложения затвора вдоль
уплотняющих поверхно-
стей. Это достигается вра-
щением шпинделя. Шпин-
дель может быть выдвиж-
ным или невыдвижным.
Невыдвижной шпиндель
при вращении маховика
помещается вокруг своей
оси вместе с маховиком.
В зависимости от того, в

Рис. 33. Задвижки:

а — параллельная с выдвижным шпинделем: 1 — корпус,
2 — запорные диски, 3 — клин, 4 — шпиндель, 5 — сальни-
ковая набивка, 6 — маховик, 7— уплотняющие поверх-
ности корпуса; б — клиновая с невыдвижным шпинделем:
1 — клин, 2 — крышка, 3 — втулка, 4 — гайка, 5 — ма-
ховик, 6 — сальник, 7 — буртик, 8 — шпиндель

какую сторону вращается маховик, нарезная втулка затвора переме-
щается по резьбе на нижней части шпинделя вниз или вверх и соответ-
ственно опускает или поднимает затвор задвижки. Задвижки с вы-
движным шпинделем обеспечивают перемещение шпинделя и связан-
ного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, закрепленной в
центре маховика.

Для газопроводов с давлением до 0,6 МПа используют задвижки
из серого чугуна, а для газопроводов с давлением более 0,6 МПа — из
стали.

Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми. У па-
раллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно,
между ними находится распорный клин. При закрытии задвижки клин
упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплот-
нительными поверхностями создают необходимую плотность. В кли-
новых затворах боковые поверхности затвора расположены не парад-
Рис. 34. Устройство газовых
колодцев:

а — установка задвижки в колодце:
/ — футляр, 2 — задвижки, 3—ковер,
4 — люк, 5 — линзовый компенсатор,
6 — газопровод; б — устройство мало-
габаритного колодца: / — отвод, 2 —
кран, 3 — прокладка, 4 — болт с гайкой,
5 — стенка колодца

дельно, а наклонно. Причем эти задвижки могут быть со сплошным за-
твором и затвором, состоящим из двух дисков. На подземных газопро-
водах целесообразно устанавливать параллельные задвижки.

Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отклю-
чения, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки за-
грязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек неполностью от-
крытым затвором диски истираются и приходят в негодность.

Устранение указанных недостатков связано с большими трудно-
стями. Все отремонтированные и вновь устанавливаемые задвижки
необходимо проверять на плотность керосином. Для этого задвижку
следует установить в горизонтальное положение и залить сверху керо-
син, с другой стороны затвор окрашивают мелом. Если задвижка плот-
ная, то на затворе не будет керосиновых пятен.

На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных
колодцах (рис. 34) из сборного железобетона или красного кирпича.
114
Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки
при производстве ремонтных работ.

Колодцы имеют люки, которые легко открываются для осмотра и
производства ремонтных работ. На проезжей части дороги люки уста-
навливают на уровне дорожного покрытия, а на незамещенных проез-
дах — выше уровня земли на 5 см с устройством вокруг люков отмос-
тки шириной 1 м. Там, где это возможно, рекомендуется управление
задвижкой вывести под ковер.

В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавлива-
ют футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы
должны быть водонепроницаемыми. Эффективным средством против
проникновения грунтовых вод является гидроизоляция стенок колод-
цев. На случай проникновения воды в колодцах устраивают специаль-
ные приямки для ее сбора и удаления.

На газопроводах диаметром до 100 мм при транспортировании
осушенного газа устраивают малогабаритные колодцы (рис. 33, б) с
установкой арматуры в верхней части, что обеспечивает обслужива-
ние арматуры с поверхности земли. В таких колодцах вместо задвижек
устанавливают краны.

Удобнее обслуживать краны (рис. 35) с принудительной смазкой.
Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняю-
щими поверхностями специальной консистентной смазки под давле-
нием. Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка
завинчиванием болта 1 нагнетается по каналам 4 в зазор между корпу-
сом и пробкой. Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая
зазор и обеспечивая легкость поворота. Шариковый клапан 2 и латун-
ная прокладка 3 предотвращают выдавливание смазки и проникнове-
ние газа наружу.

Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные кра-
ны, которые подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплот-
няющиеся. Эти к раны устанавливают на надземных и внутриобъекто-
вых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и проду-
вочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы).

В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверх-
ностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки
на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой.

Для создания натяжения пробки конец ее конической части не дол-
жен доходить до шайбы на 2...3 мм, а нижняя часть внутренней по-
верхности корпуса иметь цилиндрическую выточку. Это дает возмож-
ность по мере износа пробки крана опускать ее ниже, натягивая гайку
хвостовика, и тем самым обеспечивать плотность.

Гидравлические затворы (рис. 36) являются простым и плотным
запорным устройством для подземных газопроводов низкого давле-
ния. Преимущества гидрозатвора: отсутствие необходимости в соору-
жении колодца, надежность и плотность отключения, возможность
использования в качестве сборников конденсата.

Как видно из рис. 36, через верхнюю часть горшка проходит труб-
ка диаметром 25 мм; нижняя часть трубки скошена для увеличения ее
площади и предотвращения засорения. Трубку выводят под ковер и за-
крывают дюймовой пробкой. В гидравлических затворах высота стол-
пе
Старой конструкции

Нодой конструкции

Рнс. 36. Гидравлические затворы:

I — корпус, 2 — трубка, 3 — подушка под ковер железобетонная, 4 — муфта, 5 — пробка,
6 — прокладка, 7 — продувочный патрубок, 8 — кожух, 9 — внутренняя трубка, 10 — газопровод,
11 — электрод заземления

ба воды должна быть на 200 мм больше, чем максимальное рабочее
давление газа.

Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают и зали-
вают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой зависит от
давления газа. Уровень воды в гидравлическом затворе замеряют ме-
таллическим прутиком, опущенным через трубку. Для возобновления
подачи газа жидкость из гидрозатвора удаляют ручным насосом или
мотонасосом.

В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установлена
дополнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к которой при-
варен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды проходит че-
рез продувочный стояк. Подключение плечей гидрозатвора на разных
Рис. 37. Конденсатосборники:

а — высокого давления, б — низкого давления; / — кожух, 2 — внутренняя трубка, 3 — контакт,
4 — контргайка, 5 — кран, 6 — ковер. 7 — пробка, 8 — подушка под ковер железобетонная,
9—электрод заземления, 10— корпус конденсатосборника, И—газопровод, 12 — прокладка,
13 -- муфта, 14 — стояк

уровнях обеспечивает одновременное отключение газопровода и про-
дувку газа. В этом случае достаточно залить водой только нижнюю
часть горшка и вывернуть пробку для продувки газа.

Конденсатосборники. Опыт эксплуатации подземных газопрово-
дов показывает, что в них часто обнаруживается вода и конденсат. В
составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных
газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденси-
руются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах обнаруживает-
ся вода, оставшаяся в них при производстве строительных работ. Для
сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов со-
оружаются конденсатосборники (рис. 37).
Рис. 38. Схема установки для ручной откачки конденсата (УОКР-04):

/ всасывающий рукав, 2 — штатив. 3 — иасос БКФ-4, 4 — нагнетательный рукав, 5,
вентили, 6—баллон, 8— ножка

В зависимости от влажности транспортируемого газа они могут
быть большей емкости — для влажного газа и меньшей — для сухого
газа. В зависимости от величины давления газа они разделяются на
конденсатосборники низкого, среднего и высокого давления.

Конденсатосборник низкого давления представляет собой ем-
кость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта
трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через
трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давле-
ние газа.
Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гидрав-
лических затворов в условиях низких температур представляет опре-
деленные трудности.

Во многих газовых хозяйствах внедрена установка для откачки
конденсата УОКР-04 (рис. 38), которая входит в состав комплекта ава-
рийно-ремонтной машины. Насос (БКФ-4) 3 крепится к основанию
штатива 2 тремя болтами. Штатив состоит из основания, двух склад-
ных стоек и четырех убирающихся ножек 8. Для подключения уста-
новки у штатива раздвигают до упора стойки и выдвигают ножки.
Один конец всасывающего рукава 1 подсоединяют к всасывающему
патрубку насоса, другой опускают через стояк до дна конденсатосбор-
ника. На конце всасывающего рукава имеется приемный клапан. На-
сос подсоединяют к баллону через нагнетательный рукав 4, после чего
открывают вентили 5 и 7 и качанием ручки приводят установку в дей-
ствие. Всасывание конденсата происходит через приемный клапан ру-
кава, а нагнетание — через нагнетательный клапан насоса. Нагнетае-
мая жидкость поступает в баллон по рукаву. В нагнетательном рукаве
имеется прозрачная вставка, через которую можно наблюдать за по-
ступлением конденсата в баллон.

Конденсатосборники среднего и высокого давления по конструк-
ции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления.
В них имеется дополнительная защитная трубка, а также кран на внут-
реннем стояке. Отверстие в верхней части стояка служит для выравни-
вания давления газа в стояке и футляре. Если бы отверстия не было, то
конденсат под давлением газа постоянно заполнял бы стояк, что при
пониженных температурах вызывает замерзание конденсата и разрыв
стояков.

Под действием давления газа происходит автоматическая откачка
конденсата.

При закрытом кране газ оказывает противодействие на конденсат,
который под действием своей массы опускается вниз. При открыва-
нии крана противодействие прекращается и конденсат выходит на по-
верхность. Чем больше давление газа, тем быстрее и лучше будет опо-
рожняться конденсатосборник.

Компенсаторы. Г азопровод длиной в 1 км при нагревании на 10 С
удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных изме-
нений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или рас-
тяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности сво-
бодно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут до-
120
полнительные напряже-
ния. Эти напряжения
можно определить по
формуле

H-tEt, (39)

где Н— напряжение, воз-
никающее в трубе, МПа;
е — относительное удли-
нение трубы на 1° С, рав-
ное 12 • 10'6 м; Е — мо-
дуль упругости, равный
0,21-1МПа; t — изме-
нение температуры газо-
провода, 0° С.

После подставления
цифровых величин в фор-
мулу получим //=12х
х10 -0,21- 10s = 2,5 МПа.

В процессе эксплуа-
тации наземных газопро-
водов величина измене-
ния температуры может
достигать нескольких
десятков градусов, что

Рис. 39. Линзовый компенсатор:

1 — патрубок, 2 — фланец, 3 — рубашка, 4 — полулинза,
5 — ребро, 6 — лапа, 7 — гайка, 8 — тяга

вызывает напряжения в

несколько десятков Рис. 40. Резинотканевый компенсатор

МПа. Поэтому для пре-
дотвращения разруше-
ния газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить
его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими сво-
бодное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые ли-
ро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее распро-
странение получили линзовые компенсаторы (рис. 39).

Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою
длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его
от деформаций.

Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампованных
полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предот-
вращения засорения внутри компенсатора устанавливают направляю-
щий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора
со стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направ-
ляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопле-
ния и замерзания в них воды. При монтаже компенсатора в зимнее вре-
мя его необходимо немного растянуть, в летнее — сжать стяжными
тягами. После монтажа тяги надо снять.

Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими
видами запорных и регулирующих устройств обеспечивают возмож-
ность свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокла-
док.

Компенсаторы при наличии чугунной арматуры необходимо уста-
навливать в колодцах и на газопроводах, проложенных по мостам и эс-
такадам.

Лиро- и П-образные компенсаторы устанавливают в малогабарит-
ных колодцах и наружных газопроводах.

Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы
(рис. 40). Они способны воспринимать деформации не только в про-
дольном, но и в поперечном направлениях. Это позволяет использо-
вать их для газопроводов, прокладываемых на территориях горных
выработок и в районах с явлениями сейсмичности.

5.6.	Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию

Приемка законченного строительством объекта системы газоснаб-
жения, сооруженного в соответствии с проектом и требованиями
СНиП 3.05.02—88*, должна производиться приемочной комиссией. В
состав приемочной комиссии включают представителей: заказчика
(председатель комиссии), генерального подрядчика и эксплуатацион-
ной организации (предприятия газового хозяйства или газовой служ-
бы предприятия). Представителя органов Госгортехнадзора Россий-
ской Федерации включают в состав приемочной комиссии при прием-
ке объектов, подконтрольных этим органам.

Генеральный подрядчик на каждый законченный объект системы
газоснабжения предъявляет приемочной комиссии в одном экземпля-
ре следующую документацию:

комплект рабочих чертежей на строительство предъявляемого к
приемке объекта с надписями, сделанными лицами, ответственными
за производство строительно-монтажных работ, о соответствии вы-
полненных в натуре работ этим чертежам или внесенным в них про-
ектной организацией изменениям;
I------ik

ГК-0

d-100 н.д.

Место врезки 50 * 100

I

Существующий газопровод
Вновь проложенный газопровод
Поворотный стык
Потолонный стык

Вид сварки, номер стыка

Номер клейма

Рис. 41. Схема сварных стыков газопровода

сертификаты заводов-изготовителей (их копии; извлечения из
них, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта) на
трубы, фасонные части, сварочные и изоляционные материалы;

технические паспорта заводов-изготовителей или их копии на обо-
рудование, узлы, соединительные детали, изоляционные покрытия,
изолирующие фланцы, арматуру диаметром свыше 100 мм, а также
другие документы, удостоверяющие качество оборудования (изде-
лий);

строительный паспорт и протоколы проверки качества сварных
стыков по формам СНиП 3.05.02—88*;
акт разбивки и передачи трассы
для подземного газопровода;

журнал учета работ (для подзем-
ных газопроводов протяженностью
свыше 100 м) — по требованию за-
казчика;

акт приемки предусмотренных
проектом установок электрохимиче-
ской защиты;

схему сварных стыков подзем-
ных газопроводов (рис. 41).

Приемочная комиссия должна
проверить представленную исполни-
тельную документацию и соответст-
вие смонтированного газопровода
этой документации, требованиям
СНиП и Правил безопасности в газо-
вом хозяйстве Госгортехнадзора РФ.

Комиссия имеет право проверить
любые участки газопровода: провес-

Рис. 42. Схема установки для
испытания подземных газопроводов
на плотность:

1 — газопровод, 2 — конденсатосборник,
3 — задвижки, 4 — заглушки, 5 — пружин-
ный манометр, 6 — трубопровод от комп-
рессора, 7 — краны, 8 — ртутный манометр,
9 — дорожное покрытие, 10 — продувочная
свеча

ти разборку, просвечивание или вырезку стыков, а также повторное
испытание газопроводов.

Если объект принят, то оформляют акт, являющийся разрешением
на ввод газопроводов в эксплуатацию.

Важный этап ввода газопроводов в эксплуатацию — их испытание
на прочность и герметичность.

Испытание газопроводов на прочность и герметичность. Газо-
проводы на прочность и герметичность испытывают воздухом. Испы-
танием на прочность проверяют качество сварных соединений и меха-
ническую прочность труб. Для удобства выявления и устранения раз-
личных дефектов газопровод присыпают на высоту 20...25 см, места
соединений оставляют доступными для осмотра. Стыки сварных со-
единений газопроводов низкого и среднего давлений не изолируют и
не засыпают, за исключением случаев, когда все стыки проверены фи-
зическими методами контроля. При испытаниях на прочность газо-
провод выдерживают под давлением не менее 1 ч, после чего давление
снижают до величины, необходимой для испытания на герметичность
(табл. 17).

Испытание на герметичность производят после засыпки газопро-
вода и выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температу-
124
рой грунта, окружающего газопровод. На рис. 42 показана схема уста-
новки для испытания подземных газопроводов на герметичность.
Длительность испытания не менее 24 ч. Газопровод считается выдер-
жавшим испытание на герметичность, если фактические падения дав-
ления за время испытания не превышают допустимой величины, опре-
деляемой по соответствующим формулам. Например, для газопрово-
дов, состоящих только из труб одного диаметра, пользуются форму-
лой (40), а для газопроводов, состоящих из участков труб различных
диаметров,—формулой (41).

bpudm = ZQT/d, Ap'adm = 15077с/,	(40)

где kpadm — допустимое падение давления, кПа; Ap'adm — то же, мм рт.
ст.; Т—продолжительность испытания, ч; d—внутренний диаметр
газопровода, мм.

Если испытываемый газопровод состоит из участков труб разных
диаметров с/ь d2,d2,... dn, то величину d определяют по формуле

d = 4^ + 42/2+... + <2/„	(4 ,

^ + rf2/2+...+ </„ ’	V

где d\, d2,... dn — внутренние диаметры участков газопроводов, мм; /ь
12,	— длины участков газопроводов соответствующих диаметров,

м.

Фактическое падение давления в газопроводах Ару,КПа (мм рт.
ст.) за время их испытания на герметичность

&Pf= (Pi + ^i)—(Pi + Bi),	(42)

где р\ ир>2 — избыточное давление в газопроводе в начале и конце ис-
пытания по показаниям манометра, кПа (мм рт. ст.); В} и В2 — то же
по показаниям барометра, кПа (мм рт. ст.).

Если потеря давления больше допустимой, то газопровод до устра-
нения дефектов в эксплуатацию не принимают. На прочность й герме-
тичность испытывают также газопроводы и арматуру, установленные
в ГРП.

Испытание можно проводить в целом или по частям (до и после ре-
гулятора давления газа). Если испытание проводится в целом, то нор-
мы испытательных давлений принимаются по давлению газа до регу-
лятора. При испытании ГРП по частям нормы испытательных давле-
ний принимаются отдельно до регулятора давления и после него.

В таблице 17 приведены нормы испытательных давлений на проч-
ность и герметичность для газопроводов и ГРП.
Таблица 17. Нормы испытательных давлений для газопроводов и ГРП

Сооружения	Нормы испытаний					Примечани
	на прочность		на герметичность			
	испытатель- ное давле- ние, МПа (кгс/см2)	Продолжи- тельность испытания, ч	испытатель- ное давле- ние, МПа (кгс/см2)	продолжи- тельность испытания, ч	допускаемое падение давления	
	Подземные газопроводы					
1. Газопроводы низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см ) (кроме газопроводов, указанных в поз. 2)	0,6 (6)	1	0J (1)	24	Определяется по нормам испытаний	—
2. Вводы цизкого давления до 0,005 МПа (0.05 кгс/см') условным диаметром до 100 мм при их раздельном строительстве с уличными газопроводами	0,1 (1)	1	0,1 (1)	1	То же	
3. Газопроводы среднего давления свыше 0,005 до 0,3 МПа (свыше 0.05 до 3 кгс/см )	0,6 (6)	1	0,3 (3)	24	»	—
4.	Газопроводы высокого давления 2свыше 0,3 до 0,6 МПа (свыше 3 до 6 кгс/см )  5.	Газопроводы высокого давления:	0,75 (7,5)	1	0,6 (6)	24	»	—
свыше 0.6 до 1.2 МПа (свыше6 до 12кгс/смр	1,5(15)	1	1,2 (12)	24	»	—
свыше 0.6до 1.6 МПа (свыше бдо 16 кгс/см ) для сжиженных газов	2,0 (20)  Над'.е;	1  иные газопрое	1,6 (16)  юды	24		—
6. Газопроводы низкого давления до 0,005 МПа (0.05 кгс/см') (кроме газопроводов, указанных в поз. 7)	0.3 (3)	1	0,1 (1)	0,5	Видимое  падение давления по манометру не допускается	
7. Вводы ^изкого давления до 0.005 МПа (0.05 кгс/см ) условным диаметром до 100 мм при их раздельном строительстве с уличными газопроводами	0,1 (1)	1	0,01 (0,1)	0,5	То же	
S. Газопроводы среднего давления свыше	0.45 (4,5)	1	0.3 (3)	0,5	Видимое		
0,005 до 0,3 МПа (свыше 0,05 до 3 кгс/см )					падение давления по манометру не допускается	
9.	Газопроводы высокого давления рвыше 0,3 до 0,6 МПа (свыше 3 до 6 кгс/см2)  10.	Газопроводы высокого давления'.	0,75 (7,5)	1	0,6 (6)	0,5	То же	—
свыше 0,6 до 1,2 МПа (свыше 6 до 12 кгс/см2)	1,5(15)	1	1,2(12)	0,5	»	—
свышеО.бдо 1,6 МПа(свыше6до 16кгс/см )	2,0 (20) Газопровод	1 л и оборудовс	1,6 (16) ние ГРП	0,5	»	
11. Газопроводы и оборудование низкого давления до 0,005 МПа (0,05 кгс/см2)	0,3 (3)	1	0,1 (1)	12	I % испытательного давления	Не расп- ростра- няется на  ГРП шкафного типа, так как они испыты- ваются на заводах - изготовите- лях
12. Газопроводы и оборудование среднего давления свыше 0,005 до 0,3 МПа (свыше 0.05 до 3 кгс/см )	0,45 (4,5)	1	0,3 (3)	12	То же	То же
13. Газопроводы и оборудование высокого давлени^ свыше 0,3 до 0.6 МПа (свыше 3 до 6 кгс/см )	0,75 (7,5)	1	0,6 (6)	12	»	»
14. Газопроводы и оборудование высокого давления свыше 0.6 до 1,2 МПа (свыше 6 до 12 кгс/см )	1,5(15)	1	1,2(12)	12		»
Ввод газопроводов в эксплуатацию. До пуска газа в газопроводы
необходимо осмотреть газовые сети и ГРП и проверить исправность
всего оборудования. Затем все газопроводы подвергают контрольной
опрессовке воздухом на давление 20 000 Па (20 кПа). Падение давле-
ния не должно превышать 100 Па в 1 ч, после чего приступают к пуску
газа. Г азопроводы при заполнении газом следует продувать до вытес-
нения всего воздуха.

Окончание продувки определяют путем анализа отбираемых проб,
при этом содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %. Во
время продувки газопроводов газовоздушная смесь должна выпус-
каться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а
также воспламенения от источников огня.

Контрольные вопросы и задания.

1. Как производятся добыча газа из месторождений и его транспортирование по ма-
гистральным газопроводам? 2. Какие существуют системы газоснабжения городов?
3. Как выбирают трассу газопроводов и какие существуют правила заложения газопро-
водов в грунт? 4. Как осуществляется пересечение газопроводов с различными препят-
ствиями? 5. Какие трубы и соединительные части применяют для сооружения газопро- '
водов? 6. Как осуществляют контроль за качеством сварки газопроводов? Какие требо-
вания предъявляют к сварным соединениям? 7. Какие сооружения устанавливают на га-
зопроводах? 8. Какие вы знаете типы запорной арматуры и оборудования на i
газопроводах? 9. Расскажите об устройстве газовых колодцев. 10. Для чего служат кон-
денсатосборники, чем они отличаются от гидрозатворов? 11. Объясните принцип дейст- ।
вия компенсаторов. 12. Как принимают газопроводы в эксплуатацию? Как испытывают
газопроводы на прочность и герметичность? 13. Как производят пуск газа в газопрово- ;
ды? 14. Расскажите о Продувке газопроводов газом, какие меры безопасности при этом j
надо соблюдать.

ГЛАВА 6

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

6.1.	Режим работы систем газоснабжения

Строительство систем газоснабжения городов и населенных пунк-
тов производится по специально разработанным проектам, в основу
которых берется годовое потребление газа различными потребителя-
ми. Расчет годового потребления газа каждым потребителем прово-
дится по установленным удельным нормам теплопотребления, преду-
128
смотренным СНиП. После этого определяют максимальный часовой
расход, на который рассчитывают системы газоснабжения городов и
населенных пунктов.

Рекомендуется расчетный часовой расход газа на хозяйствен-
но-бытовые и коммунальные нужды определять как долю годового
расхода газа по формуле

QP4 = KM  0ГОД,	(44)

где (2рч — расчетный часовой расход газа, м3; Кы — коэффициент пе-
рехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа
(коэффициент часового максимума); £?год — годовой расход газа,
м’/год.

При этом коэффициент часового максимума расхода газа следует
принимать дифференцированно по отдельным районам газоснабже-
ния, сети которых представляют самостоятельные системы.

Значения коэффициентов часового максимума расхода газа на хо-
зяйственно-бытовые нужды приводятся в зависимости от численно-
сти населения, снабжаемого природным газом, а также для нужд ком-
мунально-бытовых потребителей.

Так коэффициент часового максимума Кы на хозяйственно-быто-
вые нужды для города, снабжаемого газом, с числом жителей, равным
500 тыс. человек, составляет '/ззоо, а для города со 100-тысячным насе-
лением '/28оо, для предприятия общественного питания '/2Ооо (без учета
газа на отопление и вентиляцию).

Расчетный часовой расход газа на технологические и отопитель-
ные нужды сельскохозяйственных, коммунально-бытовых и промыш-
ленных предприятий определяют по формуле (44) с применением ко-
эффициентов часового максимума с учетом изменений к. п. д. прибо-
ров и агрегатов при работе на газообразном топливе.

Значения коэффициентов часового максимума расхода газа для
промышленных предприятий рекомендуется устанавливать при про-
ектировании на основании данных о режимах топливопотребления и
характере производства для каждого предприятия в отдельности. Рас-
четные часовые расходы газа на отопление, вентиляцию и горячее во-
доснабжение следует определять в соответствии с указаниями на про-
ектирование отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха, го-
рячего водоснабжения.

Расчетный расход газа на участках распределительных газопрово-
дов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, определяют

•>. К Г Кянимов

129
Месяцы

Рис. 43. Годовой график потребления газа:

I — потребление газа как сырья, 2 — коммунально-бытовое потребление, 3— потребление:
промышленными печами, 4 — потребление в котельных для выработки технологического пара,
5 — закачка газа в подземное хранилище, 6, 8 — постоянное и сезонное потребление газа
электростанциями, 7 — потребление газа котельными, 9 — отбор газа из подземного хранилища,
10— неравномерность, покрываемая магистральным газопроводом, 11— линия подачи газа
магистральным газопроводом, 12 — линия подачи газа (средняя)

как сумму транзитного и половину путевого расхода газа на данном
участке.

Потребление газа изменяется по часам суток, дням недели, меся-
цам года. В зависимости от периода, в течение которого потребление
принимают постоянным, различают:

сезонную неравномерность, или неравномерность по месяцам го-
да;

суточную неравномерность, или неравномерность по дням недели,
месяца или года;

часовую неравномерность, или неравномерность по часам суток.

Неравномерность потребления газа определяется рядом факторов:
укладом жизни населения, климатическими условиями, характеристи-
кой газового оборудования различных потребителей газа, режимом
работы предприятий.

Теоретический расчет влияния этих факторов не представляется
возможным, поэтому очень важно накопление, обработка и изучение
опытных данных. На рис. 43 показан совмещенный годовой график
потребления газа несколькими городами.

Анализ этого графика позволяет сделать следующие выводы:
для различных категорий потребителей газа характерна неравно-
мерность потребления газа;
сезонная неравномерность зависит от отопительной нагрузки, ко-
торая во многом определяется температурой наружного воздуха. Мак-
симальный расход газа приходится на зимние месяцы, а летом, когда
отопительные котлы не работают, расход газа минимальный;

наиболее равномерно по месяцам потребляют газ промышленные
предприятия. Это объясняется тем, что потребность в газе для техно-
логических нужд практически постоянна и не зависит от температуры
наружного воздуха. С небольшой неравномерностью потребляют газ
промышленные котельные, которые вырабатывают пар для техноло-
гических нужд и на отопление и вентиляцию зданий;

значительную сезонную неравномерность имеют коммунальные,
общественные и бытовые потребители газа. В летние месяцы расход
газа у этих потребителей резко сокращается.

Потребление газа в квартирах зимой увеличивается более чем в
два раза. Это объясняется тем, что зимой снижается температура водо-
проводной воды, растет потребность в горячей пище, уменьшается ко-
личество отпусков у населения. Из графика (рис. 43) можно сделать
вывод, что наибольшие колебания расхода газа по месяцам наблюда-
ются в тех городах, где потребление газа на отопление и бытовые нуж-
ды составляет значительную долю общего расхода. В городах, где
большой удельный вес составляет расход газа на технологические ну-
жды промышленности, годовой график более равномерен.

Потребление газа неравномерно не только по месяцам года, но и
по дням недели. Суточные колебания определяются режимом работы
отдельных предприятий, укладом жизни населения и изменением тем-
пературы наружного воздуха.

Анализ статистических данных потребления газа в квартирах по-
казывает, что с понедельника по четверг потребление равномерное, в
пятницу расход газа увеличивается и в субботу достигает максимума.
По воскресным дням летних месяцев расход газа наименьший за всю
неделю, а в зимние месяцы — примерно такой же, как и в первые че-
тыре дня недели. Максимальный расход газа в квартирах наблюдается
31 декабря и в предпраздничные дни.

Распределение расхода газа по часам суток также неравномерно.
Наибольшая часовая неравномерность наблюдается у бытовых и ком-
мунальных потребителей.

Данные табл. 18 и график среднесуточного потребления газа (рис.
44) свидетельствуют о том, что бытовое потребление газа характери-
зуется двумя пиками: утренним и вечерним. Утренние пики приходят-
Рис. 44. График среднесуточного
газопотребления

ся на 8...11 ч, вечерние — на
18...21 ч. Вечерние пики превыша-
ют утренние, в ночное время рас-
ход газа значительно снижается по
сравнению с дневными.

Знание закономерностей коле-
баний расхода газа позволяет экс-
плуатационным организациям для
покрытия неравномерностей по-
требления газа принимать соот-
ветствующие меры: использовать
подземные хранилища газа; бу-
ферные потребители; сжиженный
газ для получения пропан-воздуш-
ной смеси; аккумулирующие ем-

кости последних участков магист-
ральных газопроводов.

Каждый из перечисленных способов имеет свою область примене-
ния. Недостаток газа в зимний период (или сезонная неравномер-
ность) покрывается за счет подземных хранилищ газа. Подземные хра-
нилища газа имеют большие емкости, и хранение газа в них требует
сравнительно небольших затрат. Поэтому в нашей стране предусмат-
ривается дальнейшее строительство подземных хранилищ газа вблизи
промышленных центров. Для покрытия суточной неравномерности
отопительной нагрузки служат буферные потребители, которые могут
потреблять газ и прекращать или уменьшать расход в периоды увели-
ченного расхода газа. Буферными потребителями обычно являются
крупные электростанции (см. рис. 43) или промышленные предпри-
ятия, которые могут переходить с одного вида топлива на другой, на-
пример, с газа на мазут.

Для покрытия часовой неравномерности могут быть использова-
ны аккумулирующие емкости последних участков магистральных га-
зопроводов, которые в отличие от промежуточных участков характе-
ризуются неустановившимся движением газа.

Промежуточные участки, имеющие в начале и в конце компрес-
сорные станции, работают практически с одинаковой производитель-

ностью.

Конечная компрессорная станция подает потребителям в единицу
времени почти постоянное количество газа, расход же газа этими по-
требителями все время изменяется. Наиболее постоянным является
такой режим потребления газа, когда средний часовой расход состав-
ляет 100:24 = 4,17% суточного расхода.

Таблица 18. Распределение расхода газа по часам суток, %

Потребители						Часы	суток					
газа	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Квартиры крупного го- рода:  31 декаб- ря	4	2	1	0,8	0,8	1,4	3,5	4,5	5	5	5,5	5
в обыч- ные дни	1,5	0,5	0,2	0,2	0,2	0,5	3	4,4	5,5	6	6	5,5
	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Квартиры крупного го- рода:  31 декаб- ря	5	5,25	5,5	5,75	6	6,5	6	5,5	4,75	4,25	4	2,2
в обыч- ные дни	5,5	5,5	5,5	5,5	5,5	6	6,5	7	6,5	5,8	4,3	2,9

В дневные часы потребление газа больше среднечасового, а в ноч-
ные меньше среднечасового. Поэтому в ночное время некоторый из-
быток газа может накапливаться в последнем участке газопровода.

На рис. 45 видно, что при обычной работе последнего участка га-
зопровода перепад давления газа от выхода конечной станции до кон-
ца газопровода составляет4,6—1,4 = 3,2 МПа. К концу накопления га-
за в газопроводе за ночной период перепад составляет всего
5,3—4,5 = 0,8 МПа.

Таким образом, давление газа в ночное время за счет накопления
его в газопроводе растет, а днем за счет выдачи аккумулированного га-
за производительность газопровода увеличивается.

Учет неравномерности потребления газа позволяет правильно
планировать подачу газа от источников газоснабжения, определять
режим работы буферных потребителей, а также координировать рабо-
ту отдельных элементов системы газоснабжения.

Важное значение при этом имеет выбор режимов давления газа в
распределительных газопроводах. Гидравлические режимы работы
газопроводов среднего и высокого давлений должны приниматься из
расчета создания при максимально допустимых перепадах давления
133
Рис. 45. График изменения давления в
последнем участке магистрального
газопровода:

1 — изменение давления к концу накопления газа в
газопроводе, 2 — изменение давления при устано-
вившемся движении

газа наиболее экономичной j
и надежной в эксплуатации 1
системы, обеспечивающей j
устойчивость работы газо- j
регуляторных пунктов, а 
также газогорелочных уст- 1
ройств промышленных и I
коммунальных потребите- ]
лей.	1

Более трудная зада- j
ча — выбор и поддержание 1
оптимальных режимов в га- !
зопроводах низкого давле-
ния, к которым непосредст- «

венно присоединяются жи- J
лые дома, коммунальные и общественные потребители. Наилучшие I
условия их работы достигаются при незначительных колебаниях дав- |
ления газа. На колебание давления газа перед приборами оказывают 1
влияние следующие факторы: метод регулирования выходного давле- |
ния газа на ГРП, расстояние от газового прибора до ГРП, степень ис- ]
пользования расчетного перепада давления газа, время (суток, дня, не- I
дели, года), которое обусловливает режим потребления газа, и т. д. 1

Расчетный (допустимый) перепад давления в газопроводах низко- !
го давления принимается исходя из допустимых колебаний тепловых ।
нагрузок газовых приборов.	I

Максимальному давлению газа перед приборами будет соответст- I

вовать максимальная тепловая нагрузка, а минимальному — мини-
мальная тепловая нагрузка. СНиП разрешают устанавливать величину
максимального давления газа в распределительных газопроводах низ-
кого давления (после ГРП) 3000 Па при номинальном давлении газа у
приборов 2000 Па.

Минимальная величина давления газа в сетях должна составлять
1200 Па. Таким образом, расчетный перепад для газопроводов низкого
давления составит \Н=ртт—pm.n = 3000—1200= 1800 Па.

При этом 2/3 или 1200 Па, суммарного перепада рекомендуется ис-
пользовать на уличную сеть и !/з, или 600 Па, на дворовую и внутрен-

нюю сеть.
6.2.	Техническое обслуживание подземных
газопроводов

Все виды работ по техническому обслуживанию газопроводов
должны выполняться в соответствии с «Правилами безопасности в га-
зовом хозяйстве», «Правилами технической эксплуатации и требова-
ниями безопасности труда в газовом хозяйстве», в соответствии с про-
изводственными инструкциями, разработанными и утвержденными в
установленном порядке, в сроки, предусмотренные графиками.

В состав технического обслуживания входят следующие работы:
наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на
них, включая средства электрозащиты, а также устранение мелких не-
исправностей, возникающих в процессе эксплуатации; осмотр армату-
ры, установленной на газопроводе; проверка состояния газопроводов
и их изоляции приборами, буровым и шурфовым осмотром или по-
средством опрессовки; измерение давления газа в газопроводах; изме-
рение электрических потенциалов на газопроводах.

Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений
на них должно проводиться путем систематического обхода трасс га-
зопровода. Обход трасс в городах и населенных пунктах должен про-
изводиться в сроки, предусмотренные «Правилами безопасности в га-
зовом хозяйстве».

Объем и сроки выполнения работ по обходу трасс газопроводов
устанавливаются календарным графиком, утвержденным главным ин-
женером предприятия газового хозяйства. При определении перио-
дичности обхода газопроводов учитываются конкретные местные ус-
ловия их эксплуатации и прежде всего: техническое состояние газо-
проводов, продолжительность эксплуатации, давление газа, коррози-
онные условия, наличие средств электрозащиты и др. Сроки обхода
газопроводов периодически пересматриваются с учетом изменения
условий их эксплуатации и накопленного опыта.

Обход трасс подземных газопроводов должен осуществляться
бригадой слесарей по обслуживанию газопроводов. За каждый брига-
дой должны быть закреплены определенные участки трасс с приле-
гающими к ним вводами, разделенные для удобства обслуживания на
маршруты (рис. 46). В зависимости от протяженности и взаимного
расположения газопроводов разных давлений при составлении мар-
шрутов должна быть учтена возможность совместного обслуживания.

При обходе трасс газопроводов и сооружений на них выполняются
следующие работы:
маршрут N-1 участок N’7

— газопровод

газовый колодец

-Q- конденсатосборник
гидразатдор

-о- кодера

СИ подданы
в колодцы канализации
&	•	додоаровода

о	-	дадостока

- шерона

Рис. 46. Маршрутная карта газопровода

систематическая проверка на загазованность колодцев, подвалов,
подземных сооружений, контрольных трубок, выявление утечек газа
по внешним признакам, контроль состояния настенных указателей;

удаление из коверов воды, снега, льда и грязи;

проверка конденсатосборников и удаление конденсата из них;

наблюдение за дорожными и строительными работами, произво-
димыми вблизи трассы газопроводов.

Во многих газовых хозяйствах обход трасс подземных газопрово-
дов вне территории городов и населенных пунктов, а также при отсут-
ствии на трассах газопроводов других подземных коммуникаций (со-
оружений) и интенсивного движения транспорта осуществляется од-
ним рабочим.

При обходе газопроводов производят внешний осмотр трасс для
определения признаков утечек газа. При значительных утечках из га-
зопроводов газ выходит на поверхность с шипением, а в лужах образу-
ются пузыри. Если трасса покрыта снегом, то на нем при утечках газа
могут быть бурые пятна, летом при утечках газа желтеет трава.

Из газопроводов среднего и высокого давлений утечки газа рас-
пространяются в грунте со скоростью до 6 м/ч. Газ распространяется
на большие расстояния и попадает в различные сооружения и комму-
136
никации. Поэтому кроме газовых колодцев проверяют: контрольные
трубки, колодцы других подземных сооружений, камеры теплосети и
подвалы зданий, расположенные на расстоянии до 15 м по обе сторо-
ны от оси газопроводов.

В случае обнаружения газа в каком-либо сооружении должны
быть осмотрены подвалы домов, первые этажи бесподвальных зданий
и другие сооружения в радиусе до 50 м от места обнаружения газа. На-
личие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других под-
земных сооружениях должно проверяться газоанализатором. При от-
боре проб воздуха из колодцев, шахт и других подземных сооружений
спускаться в них запрещается.

Анализ воздуха в подвальных помещениях производят газоанали-
затором взрывозащитного типа, а при отсутствии его — путем отбора
пробы воздуха и анализа ее вне здания.

Если в газовых колодцах или других сооружениях обнаружена
утечка газа, то эти сооружения необходимо срочно проветрить и сооб-
щить об утечке газа в соответствующую службу. Особую осторож-
ность необходимо проявлять при обнаружении газа в подвалах зда-
ний. При этом проводят следующие мероприятия:

подвалы проветривают и сообщают в аварийную службу о проник-
новении в них газа;

определяют наличие газа в воздухе квартир вышерасположенных
этажей и при необходимости проветривают эти квартиры;

устанавливают наблюдение за изменением концентрации газа в
подвале;

предупреждают людей, находящихся в квартирах вышерасполо-
женных этажей, о недопустимости пользования источниками искро-
образования. При обнаружении утечки газа в подвале здания необхо-
димо срочно принять меры к эвакуации людей из помещения;

принимают меры к отысканию и устранению утечки газа;

после выполнения этих мероприятий определяют возможность на-
хождения в помещении людей, а также пользования открытым огнем
и электроприборами.

Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в
год должна тщательно осматриваться и проверяться. При этом: очи-
щают колодцы и арматуру от грязи и налетов коррозии: проверяют
шпиндели, сальники и состояние компенсаторов; исправность при-
водного устройства; герметичность соединений задвижки и компенса-
тора с помощью мыльной эмульсии; спусковые скобы и крышки ко-
Рис. 47. Ручной насос для откачки
конденсата:

1 — корпус, 2 — кожа, 3 — медный поршень,
4—6 — шары, 5 — медное гнездо, 7 — трубка

лодца; наличие привязочных зна-
ков; окрашивают задвижки, ком-
пенсаторы и газопроводы.

При обходе трасс газопровода
удаляют лед, снег, воду и грязь с
поверхности, а также с внутрен-
ней части коверов. Во время ре-
монта дорожного покрытия необ-
ходимо следить за сохранностью
колодцев и коверов, крышки ко-
лодцев и коверов не должны иметь
перекосов, оседаний и других не-
исправностей.

Особое внимание необходимо
уделять проверке конденсатосбор-
ников и гидравлических затворов.
Резьба крана и пробки на трубках
гидрозатворов и конденсатосбор-
ников должны быть тщательно
смазаны тавотом, пробки иметь
подмотку льняной пряди. Если
пробки не имеют уплотнений, то в
осенне-весенний период через
пробки в газопроводы низкого

давления может проникнуть вода или выходить газ.

При каждом обходе трассы следует проверять состояние дорожно-
го покрытия. Если при производстве дорожных работ крышку ковера
покрывают асфальтом, находящаяся под ковером арматура может по-
вредиться, в результате чего возникают утечки газа.

Скопившуюся в конденсатосборниках жидкость необходимо уда-
лять. Конденсат из гидрозатворов и конденсатосборников низкого
давления можно откачивать насосом с ручным или механическим при-
водом (рис. 47), а из газопроводов высокого и среднего давле-
ний — давлением газа. Конденсат откачивают в специальную емкость
и опорожняют в заранее отведенном месте.

При откачке конденсата нельзя допускать к месту работы посто-
ронних лиц, курить и пользоваться открытым огнем. Работы прово-
дятся в строгом соответствии с утвержденной инструкцией.

Рассмотрим последовательность действий при откачке конденсата
из конденсатосборников газопроводов низкого давления:
отвертывается пробка на стоянке конденсатосборника;

мерной линейкой измеряется уровень конденсата в конденсатос-
борнике;

всасывающий патрубок ручного насоса опускается в конденсатос-
борник;

производится откачка конденсата;

по окончании откачки конденсата вынимается всасывающий пат-
рубок насоса и завертывается пробка;

плотность резьбовых соединений проверяется мыльной эмульси-
ей.

Из конденсатосборников среднего и высокого давлений:
проверяется закрытие крана на стоянке конденсатосборника;
отворачивается пробка на стояке;

устанавливается емкость для слива конденсата;

в муфту стояка заворачивается труба для отвода конденсата;
отводная труба соединяется с емкостью для слива конденсата;

открывается кран на стояке конденсатосборника и конденсат сли-
вается в специальную емкость;

по окончании откачки закрывается кран на стояке конденсатос-
борника;

отворачивается отводная труба;

вворачивается пробка в муфту стояка;

проверяется плотность кранов и резьбовых соединений.

Характерные неисправности конденсатосборников — утечки газа
из кранов и резьбовых соединений. На практике могут встретиться
случаи, когда конденсатосборники и гидрозатворы забиваются песком
и грязью. Наиболее эффективный способ их очистки — заполнение
емкости водой под определенным давлением для разжижения осадка,
который затем удаляют насосом. Если конденсат в стояках замерз, то
применяют специальные растворители (метанол, этиловый спирт).
Проведенные работы по проверке и обслуживанию газопроводов за-
писывают в журнал установленной формы.

Периодическое обследование газопроводов проводится с целью
определения состояния изоляции и тела трубы. В настоящее время при
обследовании с использованием современных приборов контроля вы-
полняются следующие работы:

составление маршрутных карт для приборного обследования;

изучение на местности особенностей трасс газопроводов, где бу-
дет проводиться приборное обследование. Определение и отметка на
маршрутных картах мест, где требуется повышенное внимание опера-
торов, наличия в этой зоне промышленных предприятий, линий элек-
троперадач и др.

Проверка технического состояния изоляционных покрытий с по-
мощью аппаратуры АНПИ или BTP-V с выполнением следующих ра-
бот:

уточнение места подключения генератора к газопроводу, подклю-
чение генератора, обеспечение контакта с грунтом;

проверка на соответствие частоты генератора и приемника, про-
верка чувствительности приемника, согласование напряжения генера-
тора с нагрузкой, проверка напряжения источника питания;

уточнение места расположения газопровода и глубины его залега-
ния;

обследование состояния изоляционного покрытия, периодическое
уточнение места расположения газопровода;

привязка каждого найденного места повреждения изоляции к бли-
жайшим зданиям;

составление акта проверки изоляционного покрытия и герметич-
ности газопровода, заполнение журнала учета;

проверка герметичности газопровода приборами типа «Вари-
отек», «Универсал» с выполнением проверки на загазованность грун-
та над газопроводом, газовых колодцев, контрольных трубок, на зага-
зованность колодцев и других подземных коммуникаций, располо-
женных до 15 м по обе стороны от газопровода; на загазованность ме-
стности в радиусе 50 м и определение зоны загазованности,
дополнительная проверка грунта на загазованность путем бурения
скважины на глубину 2/3 глубины заложения газопровода.

Периодическое приборное обследование газопровода должно про-
водиться не реже одного раза в пять лет.

Г азопроводы, включенные в план ремонта или заменцдолжны об-
следоваться не реже одного раза в год.

Внеочередные целевые технические обследования стальных газо-
проводов должны проводиться при обнаружении неплотности или
разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения, при
перерывах в работе электрозащитных установок в течение года, более
одного месяца — в зонах влияния блуждающих токов, более шести
месяцев — в остальных случаях.

При техническом обслуживании стальных подземных газопрово-
дов должны проверяться герметичность, качество стальных стыков,
подверженность коррозионной опасности, состояние защитного по-
крытия и металла труб. Порядок обследования и назначение газопро-
140
вода на капитальный ремонт определяется руководящими документа-
ми РД-204. Состояние металла трубы должно определяться во всех
шурфах, отрываемых в процессе эксплуатации газопровода с целью
проведения ремонта изоляции или устранения утечек газа. Качество
сварных стыков проверяется, если в процессе эксплуатации на данном
газопроводе обнаружены дефекты стыков. Осмотр подземных сталь-
ных газопроводов с целью определения состояния защитного покры-
тия металла трубы (путем вскрытия на газопроводах контрольных
шурфов длиной не менее 1,5 м) должен выполняться только в местах
выявления повреждений покрытия, а также там, где использование
приборов затруднено индустриальными помехами.

Места вскрытия контрольных шурфов, их количество в зонах ин-
дустриальных помех определяется главным инженером предприятия
газового хозяйства или начальником газовой службы. Для визуально-
го обследования должны выбираться участки, подверженные наи-
большей коррозионной опасности, места пересечения газопроводов
с другими подземными коммуникациями, конденсатосборники, гид-
розатворы. При этом должны вскрываться не менее одного шурфа на
каждые 500 м распределительных газопроводов и на каждые 200 м га-
зопроводов-вводов.

Проверку герметичности газопроводов-вводов допускается произ-
водить методом бурения скважин с последующим взятием проб при-
бором. Скважины бурятся у стыков газопровода. При отсутствии схе-
мы расположения стыков, а также на газопроводах-вводах скважины
должны буриться через каждые 2 м.

6.3.	Замер давления газа в газопроводах

В системах распределения газа имеют место колебания давлений
газа перед газовыми приборми. Эти колебания давлений особенно не-
желательны для газопроводов низкого давления, так как от них непо-
средственно снабжаются жилые дома и коммунально-бытовые пред-
приятия.

В связи с этим важное значение имеет правильный выбор и под-
держание величины номинального давления газа перед приборами.
Снижение колебаний давления позволяет улучшить условия сжигания
газа, повысить к. п. д. приборов.

Для проверки режима работы газопроводов и выявления участков
с наибольшим перепадом давления проводят замеры давления газа.
Для замеров используют газорегуляторные пункты, конденсатосбор-
I замер давления

2000	1990 /900 /650	1700	/710	1620 1950 1250

।-------1---1___।________।_____।______।____।______।

1	2	3	9	5	6	7	6	9

Изомер давления

?090	1960 1920 1670	1690	1600 920 770	600

L-------1---1---1--------1-----1------1____I______I

1	2	3	9	5	6	7	8	9

Рис. 48. Результаты измерения давления газа в газопроводе

ники, вводы в дома или непосредственно газовые приборы. В среднем
на каждые 500 м газопровода выбирают одну точку замера. Все рабо-
ты по замерам давления газа тщательно планируют и проводят по спе-
циальной инструкции, которую утверждает главный инженер треста
или конторы.

Замер давления газа проводят в часы максимального газопотреб-
ления, причем одновременно во всех намечаемых пунктах.

Для изучения режима работы газопроводов проводят замеры дав-
ления газа не реже двух раз в год, в период наибольшего расхода (зи-
мой) и наименьшего (летом). По результатам замеров составляют кар-
ты давлений в газовых сетях. По этим картам определяют те участки,
где имеется наибольший перепад давления газа.

При замерах давления следует пользоваться самопишущими ма-
нометрами, регистрирующими изменение давления в течение суток.
Различают следующие виды замера давления: маршрутная схема дав-
лений; районная съемка; съемка давления по всему городу.

Маршрутную съемку давлений применяют на тупиковых газопро-
водах для определения характера изменения давления газа по длине
газопровода и выявления мест закупорок. На рис. 48 приведены ре-
зультаты измерения давлений по маршруту 1...9 тупикового газопро-
вода. При первом замере падение давления от начального до конечно-
го участка газопровода составляет 750 Па. На первых трех четвертях
протяженности газопровода теряется около 0,5 общего перепада дав-
ления, а вторая половина перепада давления приходится на послед-
нюю четверть длины газопровода. При транспортировке газа гидрав-
лический уклон (перепад давлений) увеличивается по параболической
кривой. Эта закономерность выражается формулой
142
Рх = ^Р,2 -(Р,2-Р2)-^ ,	(45)

где Р| — начальное давление газа; Р2 — конечное давление; Рх — дав-
ление в промежуточной произвольной точке газопровода; I — длина
газопровода; х — длина газопровода до точки х.

При этом средний гидравлический уклон равен

'ср =	,	(46)

если х = 0, то Рх = Р] (начало газопровода); если х = I, то Рх = Р2 (конец
газопровода).

Формула (45) выражает характер изменения давления в действую-
щем газопроводе. В начальных участках газопровода это давление па-
дает медленно, но чем дальше, тем сильнее.Непрерывное увеличение
интенсивности падения давления в газопроводе, т. е. увеличение гид-
равлического уклона, объясняется тем, что с понижением давления
плотность газа уменьшается. Это приводит к повышению сопротивле-
ния трения (увеличению гидравлического уклона). На основе закона
изменения давления в действующем газопроводе выведена формула
для определения среднего давления в нем:

7 ( р2 )

Pep = -	,	(47)

45	3[' Р, + Р2) ’	4 }

Среднее давление, определяемое по этой формуле, больше средне-
го арифметического, так как давление в газопроводе изменяется не по
прямой, а по выпуклой кривой.

Как видно из рис. 48, при втором замере общее падение давления
составляет 1440 Па, а на участке 6 — 7 перепад составляет 880 Па.
Следовательно, на этом участке имеется закупорка, что приводит к
ухудшению режима газоснабжения последующих участков газопро-
вода.

Для выявления закупорок на закольцованных газопроводах произ-
водят районную съемку давлений. Это помогает определять радиус
действия газорегуляторных пунктов и принимать практические меры
для улучшения режимов газоснабжения отдельных районов.

Для совершенствования режима газоснабжения города произво-
дят единовременный замер давления по всему городу. По результатам
этих замеров определяют оптимальный режим работы газорегулятор-
ных пунктов и намечают конкретные меры по устранению выявлен-
ных недостатков.
Для улучшения режима газоснабжения проводятся следующие ме-
роприятия: изменяют выходные давления газа на газорегуляторных
пунктах, питающих эти газопроводы; заменяют отдельные участки га-
зопроводов на большие диаметры для увеличения их пропускной спо-
собности; кольцуют газовые сети; ликвидируют обнаруженные заку-
порки.

6.4.	Устранение закупорок на газопроводах

Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что
встречаются следующие виды закупорок: водяные, ледяные, смоля-
ные или нафталиновые, закупорки посторонними предметами.

Водяные закупорки. В газах нефтяных, нефтегазовых и чисто га-
зовых месторождений всегда имеется некоторое количество воды. Во-
да в газах является чрезвычайно вредной примесью.

При соответствующих величинах температуры и давления газ в
присутствии капельной влаги образует гидраты углеводородов; нали-
чие воды снижает теплоту сгорания газа.

Главная помеха при эксплуатации газопроводов — образование
гидратов. Эффективным способом предупреждения образования гид-
ратов является осушка газа непосредственно в начале газопровода.
Эти работы обычно проводят до подачи газа в магистральные газопро-
воды.

Несмотря на то что газ до подачи в городские газовые сети тща-
тельно очищают и осушают, в газе содержится некоторое количество
влаги. При определенных условиях влага конденсируется и происхо-
дит процесс ее накопления в газопроводах. Эту влагу необходимо пе-
риодически удалять из газопроводов через специально сооруженные
конденсатосборники. При несвоевременной откачке конденсата кон-
денсатосборники переполняются и подача газа может прекратиться.

Наличие водяных закупорок характеризуется пульсацией давле-
ния газа в газопровод. Это объясняется тем, что из-за уменьшения про-
ходного сечения газопровода уменьшается количество проходящего
газа, давление перед закупоркой увеличивается, а после закупорки
уменьшается.

Г аз проходит до тех пор, пока его давление достаточно, чтобы пре-
одолеть сопротивление, создаваемое водяной пробкой.

Из конденсатосборников необходимо откачать воду, если откачка
результатов не дает, то наиболее вероятно, что на газопроводе имеют-
ся прогибы. Они часто возникают на участках, где газопровод переко-
144
пан поперечными котлованами. Ликвидация закупорок в прогибах
связана со значительными трудностями, так как приходится раскапы-
вать газопровод. После установления места прогиба приступают к
просверливанию газопровода и спуску воды. После спуска воды необ-
ходимо исправить прогиб или установить конденсатосборник.

Ледяные пробки могут образоваться в зоне мерзлого грунта или в
тех случаях, когда заполненный водой участок газопровода зимой ока-
зался открытым.

Ледяные пробки возникают при транспортировке влажного газа
через неутепленные места газопроводов (в местах раскопок, на наруж-
ных газопроводах и т. д.). В этом случае конденсирующиеся водяные
пары выпадают в виде инея и постепенно уменьшают проходное сече-
ние газопровода.

Ликвидируют ледяные закупорки путем прогрева отдельных уча-
стков газопровода паром или электротоком. Образовавшаяся в резуль-
тате подогрева вода должна удаляться из газопроводов.

Смоляные или нафталиновые пробки. Эти пробки встречаются
на газопроводах, транспортирующих различные виды искусственных
газов. Закупорки состоят из смолы и нафталина, а также из различных
взвешенных частиц, выпадающих на стенках газопровода. Они обра-
зуются на открытых участках газопроводов. Смоляные и нафталино-
вые закупорки можно ликвидировать, пропуская ерш, а также прогре-
вая газопровод.

Пропуск ерша применяется редко, так как он связан с трудоемки-
ми операциями отключения и разрезания отдельных участков газо-
провода. При прогревании газопровода разжиженную массу необхо-
димо сразу же удалить через ближайшие конденсатосборники.

Закупорки посторонними предметами. В период строительства
из-за небрежности в газопроводах могут остаться строительный му-
сор, куски дерева, инструмент. В процессе эксплуатации вокруг этих
предметов скапливаются переносимые газом мелкие вещества — пе-
сок, окалина и т. д. По мере накопления этих веществ и с увеличением
расхода газа образуются закупорки. Их устраняют с помощью ерша
или вырезают отдельные участки газопровода. Работы эти очень тру-
доемки и связаны с отключением подачи газа. Во избежание подобных
мкупорок необходимо очищать газопроводы во время строитель-
но-монтажных работ и перед вводом в эксплуатацию продувать их
воздухом.
6.5.	Поиски утечек газа и их устранение

Утечка газа из газопроводов и сооружений на них наиболее веро-
ятна. в стыковых соединениях газопроводов; в местах установки кон-
денсатосборников и гидрозатворов; в сальниковых уплотнениях арма-
туры; в местах газопроводов, поврежденных коррозией; в местах с за-
водским или монтажным браком труб или арматуры; в местах, повре-
жденных случайно при производстве аварийно-поисковых или
строительно-монтажных работ; в местах установки арматуры, не обес-
печенной компенсационными устройствами; в местах соединений и
трещинах неметаллических труб.

Как показывает практика, около 3 % утечек газа из конденсатос-
борников и гидрозатворов приходится на соединительные муфты и
сварные стыки, около 10 % утечек газа происходит из-за небрежно за-
вернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и бо-
лее 30 % утечек газа приходится на стояки конденсатосборников и
гидрозатворов. Механические повреждения газопроводов и сооруже-
ний на них в 20 % случаев вызваны небрежной работой строительных
организаций, проводящих раскопку траншей, котлованов и др.

Наибольшее количество утечек газа приходится на те участки и
сооружения газопроводов, которые менее-защищены от внешних на-
грузок или построены из труб малых диаметров.

Методы поиска утечек газа бывают качественные и количествен-
ные. Методы качественного определения предусматривают распозна-
вание самого факта утечек газа без оценки их величины.

Наиболее распространены следующие методы качественного оп-
ределения утечек газа:

одоризация газа — придание специфического запаха, помогающе-
го обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и в других
местах даже при малой концентрации;

проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с по-
мощью бурового осмотра;

проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с по-
мощью мыльной эмульсии;

применение различных газовых анализаторов и индикаторов (при-
борные методы);

проверка на загазованность подземных коммуникаций и подвалов,
расположенных вдоль трассы газопроводов.

Методы количественного определения утечек газа предусматри-
вают измерение количества газа, проникающего в окружающее про-
146
странство через неплотности на проверяемом участке газопровода.
Количественное определение утечек газа связано с отключением от-
дельных участков газопровода, что на практике не всегда возможно
из-за недостаточной герметичности отключающих устройств.

Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа:
установление факта утечки газа и уточнение ее признаков;
установление возможной причины утечки газа;

выполнение проверочных операций по выявлению места утечки
газа.

Поиск утечек газа сопровождается различными трудоемкими опе-
рациями по раскопке и разборке отдельных участков газопровода.
Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о нали-
чии утечки газа. Потом установить возможные причины утечек газа:
разрыв стыков, коррозия на теле трубы, механические повреждения,
неплотности во фланцевых соединениях. Затем следует проверка ис-
правности отдельных элементов газопровода.

Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обу-
словлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и
значительной его протяженностью, что делает возможным его сплош-
ную проверку. Поэтому поиск утечек газа требует хорошего знания
устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа, при-
знаков, характеризующих отдельные неисправности, и т. д.

До последнего времени наиболее распространенным методом ка-
чественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов
являлся буровой осмотр газопроводов.

Перед началом буровых работ необходимо пригласить представи-
телей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные соору-
жения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безо-
пасному выполнению работ. Затем все колодцы и коллекторы подзем-
ных сооружений, расположенные вдоль трассы, где будут вестись ра-
боты, тщательно проверить и проветрить.

После определения участка газопровода, на котором будет прово-
диться буровой осмотр и выполнение их подготовительных работ,
приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м.
Диаметры скважин 20...30 мм, а глубина зависит от расстояния до вер-
ха трубы. Если бурение ведется в мерзлом грунте, то глубина скважин
должна быть равна глубине промерзания грунта, а в летнее
время — глубине укладки газопровода.
Рис. 49. Устройства для бурения
скважии:

а — ручной инструмент для бурения: / —
клин, 2 — вороток; б — электровибратор;
1 — шпилька, 2 — рукоятка, 3 — электро-
вибратор, 4 — оголовок, 5 — патрубок, 6 —
клин, 7 — электрокабель; в — буровой ком-
байн, 1 — электрогенератор, 2 — раздаточ-
ная коробка, 3 — коробка отбора мощности,
4 — трансформатор, 5 — тельфер, 6 — пнев-
мобур, 7 — компрессор, 8 — электровиб-
ратор

В летних условиях глубину скважин можно уменьшить. Скважи-
ны необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от
оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Несоблю-
дение этих условий может привести к повреждению газопровода.

В настоящее время скважины бурят специальными пневматиче-
скими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами,
а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные
клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротом
(рис. 49. а). Если буровые работы ведутся в мерзлом грунте, то клинья
необходимо нагревать. В зимних условиях при извлечении клиньев из
скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процес-
се соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэто-
му работы должны вестись при строгом соблюдении правил техники
безопасности. Работающие должны быть в спецодежде и защитных
очках, во время производства работ не следует становиться друг про-
тив друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.

Из механических приспособлений для бурения чаще всего исполь-
зуют электровибратор (рис 49, б), с его помощью скважина бурится за
1 мин. Удобнее бурить им скважины в мягких грунтах. При бурении
10

Рис. 50. Схема опробования буровых скважии огием:
/ - 9— буровые скважины, 10 — пламя, II —сварочный шов, 12 — газопровод

скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению
клиньев, поэтому процесс выемки клиньев из скважин механизирован.

На рис. 48, в показана установка электровибратора на буровом
комбайне. Во время производства бурения по трассе газопровода со
стороны движения транспорта необходимо выставить предупреди-
тельные знаки.

При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо прояв-
лять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления
грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму рабо-
тающему.

После бурения скважин приступают к проверке наличия газа в них
с помощью газоанализаторов. Для этой цели применяют огонь, если
скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и
других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует снача-
ла поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опус-
тить в скважину.

На рис. 50 дана схема опробования скважин огнем. В скважинах 1
и 9 газ не воспламеняется. В скважинах 2, 3, 8 при поджигании газ
вспыхивает внутри и гаснет. В скважине 4 газ воспламенился, но пла-
мя не выходит за ее пределы. В скважинах 5, 6, 7 газ горит над поверх-
ностью земли устойчивым пламенем, причем в скважине 6 пламя наи-
более устойчивое и высокое. Место повреждения газопроводов нахо-
дится обычно в непосредственной близости от скважин с наибольшей
высотой пламени. Однако в городах с многочисленными подземными
ф

Рис. 51 Ремонтные муфты:
и— с гофрой; б — лепестковая

коммуникациями (теле-
фонные колодцы, тепло-
сеть. водосток и т. д.) бу-
ровой осмотр нс всегда
дает удовлетворительные
результаты.

Когда трасса газопро-
вода проходит вдоль те-
лефонной канализации,
каналы могут быть зага-
зованы на значительных
расстояниях. В этих слу-
чаях сначала необходимо
проветрить телефонную
канализацию. До бурово-
го осмотра провести ряд
подготовительных работ.
Сначала открыть теле-
фонные колодцы, а затем
мятой белой глиной зама-

зать .все отверстия, выхо-
дящие в колодец. Далее
просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает по-
ступать газ, и установить направление его поступления. Для этого сле-
дует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех
пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного мес-
та повреждения газопровода и на этом интервале трассы газопровода
приступить к буровому осмотру.

По результатам бурового осмотра определяется наиболее точное
место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей
концентрацией газа приступают к раскопке шурфа.

Процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и за-
тратами, поэтому ведутся поиски методов определения мест утечек га-
за без производства буровых работ.

В соответствии с действующими правилами безопасности вместо
бурового осмотра плотность дворовых газопроводов можно прове-
рить опресовкой воздухом по инструкциям, разработанным соответст-
вующими эксплуатационными организациями.

Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величи-
ны давления газа в газопроводе.
Разрыв стыков газопроводов ликвидируют путем вварки катушки
длиной не менее 200 мм или наваркой усилительных муфт.

Если работы ведутся на газопроводах высокого и среднего давле-
ний. то можно временно установить ремонтные муфты (рис. 51). Для
пого на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъем-
ную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют
опресовкой воздухом через пробку, которая затем заваривается. Такие
муфты применяют и в тех случаях, когда на стыках имеются сквозные
отверстия. Во всех случаях категорически запрещается подварка сты-
ков.

На стыки с трещинами должны навариваться лепестковые муфты,
а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включения, непро-
вар,— усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Навар-
ка муфт проводится по специальной инструкции.

Если на газопроводе появились продольные трещины размером
более 0,8 м, то необходимо сначала отключить подачу газа и только
потом вваривать катушки требуемой длины. После этого сварные со-
единения испытывают на плотность, и отключенный участок газопро-
вода продувают газом. Неплотности в арматуре устраняют, заменяя
отдельные детали, прокладки, подтягивая болты фланцевых соедине-
ний и заменяя сальниковую набивку.

6.6.	Современные приборные методы контроля
за техническим состоянием подземных газопроводов

В последние годы используют приборные методы контроля за тех-
ническим состоянием подземных газопроводов. Утечки газа из под-
земных газопроводов обнаруживают лазерные установки: «Иска-
тель- 1» для магистральных газопроводов на базе автомобиля Г АЗ-66 и
«Детектор метана лазерный ДМП-У2» на базе автомобиля УАЗ-452В.

Положительно зарекомендовала себя лазерная газоаналитическая
система ЛГА, разработанная Киевским институтом ВНИИАП. Работа
газоаналитической системы основана на измерении поглощения мета-
ном инфракрасного излучения. Газопроводы, проложенные по проез-
жей части улиц, обследуются со скоростью 10 км/ч. Высокую эффек-
тивность при определении мест повреждения изоляции газопроводов
показывают приборы АНПИ и ВТР-У.

При обнаружении и локализации утечек применяют приборы, ис-
пользующие пламенно-ионизационный метод анализа газа. Высокая
чувствительность этих приборов позволяет обнаруживать утечку газа
из газопроводов, проложенных под твердым покрытием.

В газовых хозяйствах применяются также приборы, выпускаемые
за рубежом.

Современные методы приборного контроля за техническим со-
стоянием подземных газопроводов очень эффективны. Они способст-
вуют дальнейшему повышению качества и обеспечению безопасной
эксплуатации газопроводов.

Рассмотрим устройство и принцип работы наиболее распростра-
ненных приборов контроля за техническим состоянием подземных га-
зопроводов.

Лазерная передвижная лаборатория. Передвижная лаборатория
с использованием лазерной газоаналитической системы ЛГА, предна-
значенной для обнаружения места утечки газа из подземных газопро-
водов, смонтирована на автомобиле УАЗ-452. Кузов автомобиля раз-
делен перегородкой на два отсека: агрегатный и приборный. Верхняя;
часть перегородки, разделяющая кабину водителя и кузов, снята. Бо-
ковые стенки, потолок и пол приборного отсека покрыты теплоизоля-
ционным и облицовочным материалом. В приборном отсеке установ-
лены анализатор ЛАГ, воздухозаборник, выносное пробоотборное
устройство, кресло и два ящика, в которые укладывают газоанализа-
тор и другие контрольно-измерительные приборы. В агрегатном отсе-
ке находятся бензиновый электроагрегат, побудитель расхода и огне-
тушитель.

В передней части автомобиля на раме установлен кронштейн для
крепления пробоотборных устройств, которые гибким шлангом со-
единяются с системой ЛАГ и с побудителем расхода. Приборный и аг-
регатный отсеки вентилируются через жалюзи и отверстия в боковых
стенках кузова.

В приборном отсеке имеется радиостанция, обеспечивающая
связь с диспетчерской службой газового хозяйства. Принцип работы;
лаборатории основан на измерении поглощения инфракрасного излу-
чения метаном. В качестве источника излучения используется лазер
(квантовый генератор), излучающий на длине волны 3,39 мкм. Приме-
нение лазера обеспечивает высокую избирательность системы ЛГА.

Анализ проводят следующим образом: через пробоотборное уст-
ройство и устройство пробоподготовки с помощью побудителя расхо-
да засасывают пробу воздуха в измерительную кювету. При этом из-
лучение лазера разделяется на два луча — опорный и измерительный.
Измерительный луч, прежде чем попасть на фотоприемник, проходит
152
Муфта

фильтр

^Пылезащитный
фильтр

-Ь—Зонд

| Проба

'Шула

о)
воздушный^ фильтр Датчик

Насос

Точно

Измерительная
камера

^Дыкод
, г.. пробы
Грут

дстроенные_аккунутторы
ЧВск'дтпчик ТрлтикУ

Питание измерит, схемы
t)

Измерит

Индикатор

клтты Репродуктор

Рис. 52. Переносной индикатор утечки газа «Универсал»:

и - общий вид прибора: / — прецизионный потенциометр, 2—8 — муфты, 3 — кнопка включения,
4 тумблер включения звуковой сигнализации, 5 — стрелочный индикатор, 6 — киопочиый
включатель, 7 — переключатель диапазонов, 9 — переключатель чувствительности, 10 — шести-
контактный разъем; б — функциональная схема прибора

через измерительную кювету. Поглощение пробой излучения измери-
тельного луча пропорционально концентрации метана в пробе. С фо-
топриемника сигналы поступают в измерительный блок, в котором
происходит преобразование и сравнение опорного и измерительного
сигналов.

Переносной индикатор утечки газа «Универсал». Предназна-
чен для обнаружения мест утечек газа из подземных газопроводов, а
также неплотностей резьбовых фланцевых и сварных соединений на-
ружных газопроводов. Индикатор не во взрывобезопасном исполне-
нии, поэтому включение его в помещениях с взрывоопасной концен-
трацией газа не допускается. Работа прибора основана на принципе
отсасывания воздуха с поверхности грунта, вдоль которого проложен
газопровод. При наличии утечки из подземного газопровода газ диф-
фундирует к поверхности грунта воронкообразно. Вследствие этого
концентрация газа над местом повреждения (в центральной части «во-
ронки») будет выше, чем на периферии зоны его распространения.

На рис. 52 приведены общий вид и функциональная схема прибо-
ра. Прибор смонтирован в металлическом корпусе прямоугольной;
формы. Два штифта на боковых стенках корпуса обеспечивают закре-
пление наплечных ремней. На лицевой панели прибора имеются: стре-
лочный индикатор 5 со шкалой 100 усл. ед. На шкале между отметка--
ми деления 80 и 100 имеется сплошная линия, служащая для контроля:
степени зарядки аккумулятора; кнопка 3 включения прибора; тумблер;
«Тревога» 4 для включения звуковой сигнализации; прецизионный
потенциометр 1 установки нуля прибора (нулевая точка); кнопочный
включатель «Тест-вольт» 6 для контроля рабочего напряжения акку-
муляторов; переключатель диапазонов 7 «Грубо» — «Точно»; пере-
ключатель чувствительности 9 на шесть ступеней чувствительности;;
быстродействующая муфта 2 для подключения пробозаборного шлан-
га при работе в режиме измерений «Грубо».

В стене имеется отверстие, через которое проба воздуха выходите»
атмосферу.

Торцовая муфта 8 служит для подключения пробозаборного шлан-)
га при работе в диапазоне измерений «Точно»; шестиконтактный
разъем 10 служит для подключения зарядного устройства. Внутри
прибора обе муфты соединены с гильзой, в которую засыпается специ-
альный фильтрующий материал со стороны торцовой муфты. В нера-
бочем состоянии прибора обе муфты находятся в закрытом состоянии,,
что обеспечивает герметичность газовоздушной системы прибора; от-
верстия обеспечивают подход к потенциометрам грубой регулировки1
нуля прибора.

Прибор «Универсал» имеет ряд конструктивных особенностей,
которые необходимо учитывать при его применении.

Специальный газовый фильтр служит для осушения и разделения-
газов на входе в прибор. Селективные свойства фильтра ухудшаются
при насыщении его влагой и другими продуктами (выхлопными газа-
ми автомашин, испарением бензина, масел). Поэтому при работе с
прибором необходимо применять методы и приемы, уменьшающие
насыщение влагой фильтрующего материала.
Пылезащитный фильтр расположен у зонда прибора и представля-
ет собой пластмассовый цилиндр, заполненный гофрированной бума-
гой. При загрязнении фильтра его можно промыть теплой водой или
заменить. Для защиты насоса и измерительной камеры от пыли и вла-
ги перед ними установлена фильтровальная вата, при загрязнении ее
легко заменить.

Электрическая схема прибора питается от двух групп встроенных
аккумуляторов. Три аккумулятора напряжением по ± 2 В обеспечива-
ют питание насоса, чувствительного датчика и выходной ступени «ге-
нератора» звуковой частоты. Два аккумулятора напряжением по ± 9 В
служат для питания измерительного усилителя и части схемы звуко-
вой сигнализации. Необходимо периодически контролировать вели-
чину рабочего напряжения. Для этого нужно нажать на кнопку
«Тест-вольт», при этом стрелка индикатора должна находиться в пре-
делах сектора шкалы между 80 и 100 делениями. В противном случае
аккумуляторы нуждаются в подзарядке. Для зарядки аккумулятора
служит зарядное устройство, обеспечивающее одновременную заряд-
ку всех аккумуляторов. Для этого необходимо соединить разъем вы-
прямителя с гнездом на приборе и включить шнур питания в сеть на-
пряжением 220 В. Продолжительность зарядки не более 12 ч. После
окончания зарядки аккумуляторов необходимо проверить величину
всех рабочих напряжений.

Звуковая сигнализация в виде сигнала в наушниках или репродук-
торе служит дополнительным средством индикации факта наличия в
пробе воздуха следов газа. Звуковая сигнализация включается тумбле-
ром «Тревога» и должна применяться в необходимых случаях, так как
чрезмерное использование ее приводит к быстрой разрядке аккумуля-
торов.

Встроенный насос производительностью до 4 л/ч служит для вса-
сывания пробы воздуха. Насос связан с измерительной камерой и
муфтами прибора системой полихлоридных шлангов. При проверке
работы насоса и газовоздушной системы необходимо обратить внима-
ние на направление всасывания воздуха насосом. Если насос работает
на прокачивание воздуха в обратном направлении, следует шланги на
штуцерах насоса поменять местами. В нормальном режиме воздух
должен засасываться со стороны автоматических муфт.

Прибор может работать в режимах «Грубо» и «Точно». При работе
в режиме «Грубо» стрелка индикатора в исходном состоянии находит-
ся в левом крайнем положении шкалы. Переключатель «Ступени чув-
ствительности» и регулятор установки нуля при этом не действуют.
Таким образом, фиксация утечки и оценка ее величины производятся
по относительному отклонению стрелки индикатора, т. е. точного из-
мерения концентрации газа в пробе прибор не обеспечивает.

В режиме «Точно» чувствительность прибора может изменяться в
6 диапазонах. Это достигается с помощью переключателя «Ступени
чувствительности». При этом в зависимости от предполагаемой кон-
центрации газа выбирается чувствительность от 1 до 6. При необходи-
мости более точного определения концентрации газа в пробе следует
пользоваться газоанализатором.

Для подготовки прибора к работе в диапазонах 1...6 необходимо с
помощью прецизионного регулятора установить нуль индикатора.
Последовательность действий при регулировке нуля такая:

установить переключатель «Ступени чувствительности» в поло-
жение 6;

подсоединить всасывающий шланг к торцовой муфте прибора;

нажать на кнопку включения и включить прибор;

через 5 мин ручкой регулятора «Нулевая точка» установить стрел-'
ку индикатора на нулевую отметку;

последовательно переключая диапазоны с 6 до 1, установить
стрелку в нулевое положение.

Принцип работы прибора заключается в следующем. Проба возду-
ха с помощью встроенного насоса подается в измерительную камеру с
чувствительным датчиком. Если в пробе воздуха имеются следы газа,
то проводимость чувствительного элемента изменится, и возникаю-
щий при этом электрический сигнал под действием усилителя усили-
вается, что фиксируется стрелочным индикатором. Одновременно,
как это показано на рис. 51,6, возможна звуковая индикация в виде,
сигнала в репродукторе.

При подготовке прибора к работе необходимо:

подсоединить заборный шланг к торцовой муфте;

включить прибор и проверить величину напряжения аккумулято-
ров;

установить переключатель режимов в положение «Точно», а пере-
ключатель «Ступени чувствительности» на диапазон 6;

обеспечить поступление в прибор чистого воздуха, регулятором
«Нулевая точка» проверить установку нуля во всех диапазонах до 1 и
устойчивость положения стрелки в нулевом положении;

проверить плотность газовоздушной системы;
проверить действие звуковой сигнализации. Для этого включить
тумблер «Тревога» и рукой «Нулевая точка» установить стрелку инди-
катора на середину шкалы;

выключить звуковую сигнализацию и прибор.

До начала работ необходимо уточнить место прокладки газопро-
вода, при этом отмечаются места, где требуется повышенное внима-
ние оператора. Зона загазованности грунта определяется путем мед-
ленного перемещения тележки со специальным заборником (около 2
км/ч) вдоль трассы газопровода и фиксации показаний стрелочного
индикатора. При обходе трассы необходимо проверить также загазо-
ванность газовых колодцев, контрольных трубок и других сооруже-
ний, расположенных на 15 м в обе стороны от газопровода. Особое
внимание обращается на места возможного выхода газа на поверх-
ность.

Рекомендуется такая последовательность действий;

уточнение места прокладки газопровода и выбор начальной точки
обхода трассы;

включение прибора и проверка его работоспособности;

установка переключателя режимов в положение «Точно», а пере-
ключателя диапазонов чувствительности в положение 1. Включение
(при необходимости) звуковой сигнализации;

обход трассы, внимательное наблюдение за работой прибора;

при отклонении стрелки индикатора оператор фиксирует место,
отходит назад на несколько метров и обеспечивает продувку прибора
чистым воздухом до восстановления нуля индикатора;

установив переключатель диапазонов в положение 2, оператор пе-
редвигает тележку к месту фиксации показания индикатора.

Если нарастание сигнала повторится, то изменяя позиции чувстви-
тельности (3, 4, 5, 6) и повторяя предыдущие действия, необходимо
определить максимальное устойчивое положение прибора;

путем круговых перемещений тележки в данной зоне и изменения
диапазонов чувствительности вплоть до 1 определить зону загазован-
ности грунта;

после обнаружения зоны загазованности, являющейся следствием
предполагаемой утечки газа из газопровода, необходимо проверить
ближайшие сооружения (подвалы, колодцы) для определения степени
загазованности. Для этих целей можно использовать газоанализаторы
типа ПГФ;

в зоне загазованности определить локальную зону максимальных
показаний прибора;
для обнаружения места повреждения газопровода в зоне предпо-
лагаемой утечки газа пробурить отверстия через 20 см на глубину,
превышающую толщину дорожного покрытия. Опуская заборный
шланг в эти отверстия, определить место наибольшей концентрации
газа;

путем анализа результатов работ устанавливается предполагаемое
место повреждения газопровода и принимается решение на вскрытие
траншеи и производство ремонтных работ.

Для обнаружения утечки газа из соединений наружных газо-
проводов и газовой арматуры рекомендуется следующий режим ра-
боты:

установить переключатель режимов в положение «Точно»;

установить переключатель диапазонов чувствительности в поло-
жение 6;

пробозаборный шланг включить на торцовую муфту;
специальный газовый фильтр не засыпать.

Места утечки газа устанавливают, перемещая пробозаборный
шланг вдоль предполагаемого места повреждения газопровода или ар-
матуры. Для обнаружения утечки газа в труднодоступных местах ре-
комендуется изготовить стержневые пробозаборники из медных, ла-
тунных или пластмассовых трубок. Форму и размер наконечников вы-
бирают в зависимости от конкретных условий работы.

Аппаратура для нахождения мест повреждений изоляции газо-
проводов (АНПИ). Аппаратура АНПИ разработана Саратовским ин-
ститутом Гипрониигаз. Она предназначена для нахождения мест
сквозных повреждений изоляции строящихся и эксплуатируемых под-
земных металлических газопроводов, уложенных под различными ви-
дами дорожных покрытий, без вскрытия грунта. Аппаратура может
быть использована также для определения месторасположения и глу-
бины прокладки газопроводов и силового электрического кабеля под
нагрузкой. Максимальный радиус действия аппаратуры при проверке
изоляции газопроводов: для эксплуатируемого — 500 м и для строя-
щегося — 2000 м, при этом точность определения места повреждения
составляет 0,5 м.

Аппаратура успешно зарекомендовала себя при работе на откры-
том воздухе при относительной влажности не более 80 % и при темпе-
ратуре от —20 до + 30° С. Проверяемый газопровод при минусовых
температурах должен находиться в талом грунте, толщина промерза-
ния грунта не должна превышать 10 см.
Аппаратура состоит из генератора, приемника и аккумуляторных
батарей. Генератор вмонтирован в переносной металлический корпус,
в котором имеется отсек для приемника. Питание генератора осущест-
вляется от аккумуляторной батареи, находящейся в деревянном ящи-
ке.

Приемник вместе с источником питания смонтирован в отдельном
металлическом корпусе и представляет собой избирательный усили-
тель с высокоомным входом. В приемнике имеется звуковая и визу-
альная индикация принимаемого сигнала. Принцип работы аппарату-
ры при определении мест повреждения изоляции состоит в регистра-
ции характера изменений потенциалов вдоль газопровода. Потенциа-
лы образуются при прохождении переменного тока частотой около
1000 Гц от генератора по цепи: генератор — газопровод — зем-
ля — генератор. Определение трассы газопровода и глубины его зало-
жения основано на индуктивном методе. Суть этого метода заключа-
ется в процессе улавливания магнитного поля над трассой газопрово-
да, по которому протекает ток частотой 1000 Гц.

6.7.	Ремонтные работы на газопроводах

Важное значение в бесперебойной работе подземных газопрово-
дов имеет их ремонт.

Ремонтные работы представляют собой совокупность мер по под-
держанию газопроводов и других сооружений в состоянии техниче-
ской готовности и по сохранению этими сооружениями необходимых
эксплуатационных качеств. Основное внимание работников газовых
хозяйств должно быть сосредоточено на предупреждении аварий и
поддержании газопроводов и оборудования в хорошем состоянии. Это
достигается с помощью системы планово-предупредительного ремон-
та, который представляет собой комплекс периодически осуществляе-
мых организационно-технических мероприятий по надзору и уходу за
сооружениями, по проверкам оборудования и производству всех ви-
дов ремонта. Система планово-предупредительного ремонта преду-
сматривает выполнение профилактических работ, текущего и капи-
тального ремонта.

К профилактическим работам относятся периодические осмотры,
а также устранение мелких неисправностей, выявленных в процессе
осмотра.
Текущий ремонт заключается в устранении небольших неисправ- %
ностей и повреждений газопроводов и сооружений, а также в проведе- /
нии ревизий отдельного оборудования.

В процессе капитального ремонта заменяются изношенные узлы и
детали, разбирается оборудование, заменяются отдельные участки га- |
зопровода. При капитальном ремонте устраняется износ и восстанав- i
ливается первоначальное состояние газопроводов и оборудования. «
Своевременное и качественное проведение ремонтных работ способ- j
ствует улучшению использования газопроводов и сооружений и обес- #
печивает бесперебойное снабжение потребителей газом.	;

Текущий ремонт. Все работы по текущему ремонту можно под- |
разделить на две группы: профилактический ремонт, выявляемый в J
процессе эксплуатации и планируемый заранее по объему и времени
его выполнения; непредвиденный ремонт; выполняемый в срочном 1
порядке. Непредвиденный текущий ремонт заключается в срочном ис- Ц
правлении повреждений, которые не могут быть заранее обнаружены Ж
и устранены при профилактическом ремонте.	

К текущему ремонту относятся следующие работы:

устранение мелких дефектов и утечек газа на арматуре, ремонт :
разрывов стыков вваркой катушек, ремонт отдельных мест поврежде- <
ний изоляции;

усиление сварных стыков на газопроводах с давлением газа до ;
0,3 МПа путем установления на стык муфт с гофрами, усиление свар- =
ных стыков лепестковыми муфтами на газопроводах с давлением газа .
свыше 0,3 МПа, ремонт стыков газопроводов с давлением до 0,3 МПа i
путем наварки лепестковых муфт;

устранение провеса газопроводов, снежно-ледяных и кристалле-
гидратных закупорок, удаление конденсата путем заливки раствори-
теля в газопровод, обогрева места ледяной закупорки паром, шуровки >
газопровода проволокой;	t

устранение закупорок, не подлежащих растворению, путем вырез- »
ки окон в газопроводах, демонтажа отдельных участков газопровода, у
продувки газопровода инертным газом;	i

окраска надземных газопроводов, приведение в порядок настен-
ных указателей, закрепление опор и креплений надземных газопрово- а
дов;

очистка колодцев от грязи, проверка состояния крышек колодцев, S
устранение перекосов и других неисправностей, проверка и закрепле- <
ние лестниц и скоб;	*
ремонт стенок колодцев, восстановление отмостки, уплотнение
крышек газовых колодцев;

проверка, осмотр и чистка задвижек и компенсаторов, смазка чер-
вяка задвижки, проверка и набивка сальника, проверка исправности
приводного устройства, плотности соединений задвижек и компенса-
торов, их окраска;

устранение перекосов крышек и коверов, проверка плотности
резьбовых соединений, смазка резьбы пробок и кранов, устранение
повреждений оголовков и стояков конденсатосборников, гидразатво-
ров и контрольных трубок; наращивание (или обрезка) выводных тру-
бок конденсатосборников, гидрозатворов и контрольных трубок;

растворение льда в стояках конденсатосборников и гидрозатворов
специальными растворителями с последующим удалением конденса-
та;

очистка конденсатосборников от грязи путем подачи через стояк
воды с последующим удалением осадка насосом; замена неисправных
деталей конденсатосборников и гидрозатворов.

Капитальный ремонт. При капитальном ремонте подземных га-
зопроводов выполняются следующие работы:

все виды работ, выполняемых при текущем ремонте;

замена изоляции газопроводов, восстановление стенки трубы с за-
меной изоляции, наложение заплат, вырезка и врезка новой катушки,
замена отдельных участков труб;

ремонт кладки колодцев с разборкой и заменой перекрытия, ре-
монт гидроизоляции и оштукатуривание колодцев, смена лестниц и
ходовых скоб, нарашивание высоты колодцев;

вынос отдельных участков газопроводов на фасады зданий;

разборка задвижек и смена износившихся деталей, шабровка, рас-
точка или замена уплотнительных колец, смазка;

замена износившихся задвижек;

демонтаж или замена конденсатосборников и гидрозатворов, ре-
монт и замена коверов;

прокладка отдельных участков газопроводов.

Механические повреждения газопроводов и сооружений на
них. Наибольшее количество механических повреждений приходится
ча газовые вводы. Это объясняется тем, что большинство строитель-
но-монтажных и других работ, при производстве которых поврежда-
ются газопроводы, ведется вблизи зданий.

Чаще всего возникают такие механические повреждения:

6.	К. Г. Кязимов

161
раздавливание и разрыв газопроводов малых диаметров при осад- J
ке сооружений, пересекающих газопроводы (коллекторы теплосети, Ц
колодцы водопровода и канализации);	||

обрыв ввода при осадке грунта, которым засыпались пазухи возле ,К
фундамента вновь выстроенного здания;	Ж

отрыв ввода от распределительного газопровода или разрыв ввода Ц
при раскопке траншей экскаваторами;	®

случайные пробоины тела трубы пиками отбойных молотков при <
разработке мерзлого или плотно слежавшегося	грунта;	J

обрыв гидрозатвора на вводе при обвале незакрепленной стенки Ж
рядом раскопанной траншеи;	>

коррозионные повреждения газопроводов.	Я

Повреждения газопроводов сопровождаются	значительными ж

утечками газа и проникновением его в подвалы зданий и другие под- >
земные коммуникации и сооружения. Особая опасность возникает при,
проникновении газа в подвальные помещения зданий. Если место про- i
никновения газа установлено, необходимо вдоль фундамента на глу-
бину около 1 м выкопать траншею, чтобы прекратить доступ газа че-
рез фундамент и дать ему выход в атмосферу.

Механические повреждения встречаются также на распредели-;
тельных газопроводах в основном из-за нарушения правил производ-
ства строительно-монтажных работ. Распределительные газопроводы ’
имеют большое количество устройств (конденсатосборники, отклю-
чающие приборы, установленные в колодцах, контрольные трубки и
пункты и т. д.), повреждение которых может привести к серьезным.
авариям.

Крышки коверов ломаются чаще всего в тех местах, где коверы ус-1
тановлены не в одной плоскости с дорожным покровом. Проломы чу-
гунных крышек часто приводят к повреждению арматуры. Стальные
крышки продавливаются и в результате изгибаются. Поврежденная S
арматура может стать причиной пожаров, так как вытекающий газ вое- 1
пламеняется от искр, вылетающих из выхлопных патрубков транспор- I
та, или других источников огня.	I

В тех местах, где газопроводы проложены вблизи трамвайных пу- I
тей или под трассой движения троллейбусов, возникает вибрационное |
колебание дорожного покрытия. Колебания, передаваясь на газопро- S
воды, могут стать причиной разрыва стыков. Особенно опасны вибра-
ционные колебания для газопроводов, проложенных под мостами, по
которым проходят трамвайные и троллейбусные линии. Опасны для
сварных стыков и ударные нагрузки. На практике имели место случаи '
162
разрыва стыков при забивке свай вблизи газопроводов и трамбовке
грунта над газопроводом различными ударными механизмами.

Наибольшая опасность возникает при производстве строительных
работ экскаваторами или бульдозерами вблизи газопроводов. Харак-
терными повреждениями, возникающими при небрежной работе этих
механизмов, являются: пробоины в стенках газопровода зубьями ков-
ша экскаватора, смятие труб и повреждение изоляции, обрыв отклю-
чающих устройств, обрыв труб и т. д. Большинство таких поврежде-
ний можно предотвратить, если строительные организации до начала
работ получат от соответствующих представителей газового хозяйст-
ва письменное уведомление установленной формы о порядке произ-
водства работ вблизи газопровода с указанием мер предосторожности
и эскиз с привязками и глубиной прокладки газопровода. Правила
безопасности предусматривают, что при производстве земляных ра-
бот вблизи газопроводов ударные механизмы для рыхления грунта
можно применять на расстоянии не ближе чем 3 м от газопровода.

Ремонт запорных устройств. Характерные неисправности запор-
ных устройств: утечка газа в сальниках и во фланцевых соединениях.

В процессе эксплуатации задвижек и кранов возникают такие не-
исправности, как: отрыв фланца, поломка нажимной буксы сальника,
поломка крышки сальника самосмазывающего крана, трещины в кор-
пусе задвижек. Утечки газа, вызванные этими неисправностями, чрез-
вычайно опасны и могут вызвать серьезные аварии.

Утечки во фланцевых соединениях устраняют подтягиванием бол-
тов или сменой прокладок. Перед установкой новых прокладок флан-
цы очищают от сурика, белил и прокладок. Работы проводят при низ-
ком давлении газа с соблюдением мер безопасности.

Утечки газа в сальниках устраняют подтягиванием сальника или
сменой сальниковой набивки. Большинство утечек связано с тем, что
сальник набит не специальной набивкой, а обыкновенной паклей, сма-
занной тавотом или солидолом. Такая набивка не долговечна. Многое
зависит и от равномерного натяжения нажимной буксы с помощью на-
кидных болтов. Односторонняя перетяжка болтов может вызвать над-
лом фланца буксы и привести к утечке газа. Необходимо следить за
тем, чтобы сальник не был сильно затянут, так как это может привести
к изгибу шпинделя и выходу из строя задвижки.

Если задвижка закрыта не полностью и для закрытия или открытия
требуется большое усилие, то следует проверить шпиндель задвижки,
который может оказаться погнутым. В этом случае заменяют шпин-
дель или полностью задвижку.

6-	163
Могут быть случаи, когда задвижка легко закрывается, шпиндель •
исправен, но отключение негерметичное. Это следствие того, что за-
движки эксплуатировались с неполностью открытыми запорными ..
дисками и под действием различных примесей в газе часть дисков из-
носилась и задвижка потеряла герметичность. Характерные повреж-
дения чугунных задвижек — различного рода трещины во фланцах и в '
корпусе. Такие задвижки не ремонтируют, а заменяют.

Для замены задвижки на разъединяемых участках газопровода не-
обходимо отключить электрозащиту, если она имеется, и установить
перемычку для предотвращения искрообразования от действия блуж-
дающих токов. Если перемычку установить нельзя, то работы, связан-
ные с разъединением газопровода, следует проводить после продувки
газопровода воздухом. Новую чугунную задвижку устанавливают «
вместе с компенсатором. При этом гайки на стяжных болтах освобож-
дают, чтобы обеспечить работу компенсаторов.

Перед установкой компенсатора проводят его предварительную j
растяжку или сжатие с учетом температуры окружающего воздуха. |
Характерная неисправность компенсаторов — утечка газа из фланце- 1
вых соединений, возникающая вследствие периодически повторяю- 1
щихся растягивающих и сжимающих усилий, которые приводят к ос- 3
лаблению болтовых креплений фланцев и могут вызвать срыв резьбы в
у болтов.	1

Ремонт конденсатосборников и гидрозатворов. Наибольшее ко- 2
личество утечек газа из конденсатосборников и гидрозатворов прихо- В
дится на резьбовые соединения и краны. Наиболее слабым местом яв- ||
ляются стояки конденсатосборников. Если стояки изготовлены из I
шовных труб, то при нарезке резьбы, сварке и обрезке трубы |
продольный шов стояка дает трещины, что сопровождается интенсив- 4
ным выходом газа в окружающее пространство.	g

Трещины продольного шва стояка могут образоваться и в резуль- f
тате изгиба стояка под действием динамических нагрузок, передавае- I
мых при просадке ковера от движущегося транспорта. При осмотрах 
трассы и арматуры необходимо обращать внимание на то, чтобы верх- |
няя часть стояка не была зажата в горловине основания ковера. Для ,
этого периодически внутренняя полость ковера должна очищаться от
снега, льда и грязи.	I

Стояки конденсатосборников и весь конденсатосборник могут
подвергаться коррозии, что приводит к утечкам газа. Характерными
признаками наличия отверстия в конденсатосборниках являются: вы-
деление пены при откачке конденсата, загрязнение конденсата окру-
164	i
Рис. 53. Набор инструмента для ремонта конденсатосборников низкого
давления:

а—торцовый ключ: I — квадрат для воротка. 2—рукоятка подачи, 3— гайка подачи,
4 — шпиндель, 5 — трубка подачи, 6 — клин. 7 — сухарь, 8 — головка ключа, 9 — ребро;
б—труборез: /—вороток, 2—рукоятка подачи, 3 — стопор гайки, 4 — трубка подачи,
5— шпиндель, 6~ кольцо скольжения, 7 — клин, 8— режущий ролик, 9— державка ролика,
10— кольцо скольжения, И — головка, 12 — гайка направляющая, 13 — гайка подачи;
* — торцовый клупп: 1 — квадрат для воротка, 2 — штанга, 3 — корпус клуппа; 4 — стопорный
болт, 5 — гнездо для плашки, 6 — направляющая гайка

жающим грунтом, трудность откачки конденсата, отсутствие вакуума
при работе насоса.

Конденсатосборники и гидрозатворы, поврежденные коррозией,
не ремонтируют, а заменяют новыми.

Ремонт стояков связан с трудоемкими операциями по вскрытию
дорожного покрытия, раскопке грунта, снятию ковера и т. д.

На рис. 53 показан набор инструмента для ремонта стояков кон-
денсатосборников низкого давления.

С помощью торцового ключа (см. рис. 53, а) снимают муфты. Для
этого ключ надевают головкой на муфту, поворотом рукоятки опуска-
ют клин и плотно прижимают им сухарь к муфте. Ключ вращают с по-
мощью воротка, надеваемого на квадратную головку шпинделя. Далее
приступают к обрезке стояка, для чего применяют труборез.
Режущей частью трубореза (см. рис. 53, б) является ролик. Перед
установкой трубореза на стояк необходимо вращением рукоятки пода-
чи установить клин в крайнее верхнее положение, вследствие чего под
действием пружины режущий ролик выходит из пустотелой полости
головки. Перед обрезкой стояк предварительно очищают от изоляции.

Труборез вращается с помощью воротка. Вращением рукоятки
опускают клин и создают нажим ролика на стояк. Для разметки стояка
на определенную длину используют стержень-ограничитель, имею-
щий нарезку с одного конца. Перемещением гайки по резьбе стержня
устанавливают длину отрезаемой трубы. Для нарезки резьбы на стоя-
ке используют торцовый клупп (см. рис. 53, в). Для этого плашку
вставляют в гнездо корпуса клуппа и зажимают ее направляющей гай-
кой. Для наращивания стояков гидрозатворов и конденсатосборников
производят раскопку и снятие ковера.

В конденсатосборниках высокого давления часто наблюдаются
утечки газа из неплотных кранов. Недостаточной герметичностью от-
личаются пробковые краны, когда они плохо притерты или гайка на
хвостовике не обеспечивает достаточного натяжения. Для предотвра-
щения утечки газа через неплотный кран в свободную муфту крана
ввертывают глухую пробку, которая при пользовании краном вывер-
тывается. При небрежном выполнении этих операций также могут
возникнуть утечки газа.

После окончания работ вносят соответствующие коррективы в
техническую документацию. Капитально отремонтированные газо-
проводы и сооружения принимаются специальной комиссией, которая
составляет акт приемки объекта с указанием объема выполненных ра-
бот и их качества.

Основные направления улучшения качества производства работ:
механизация ремонтных работ; организация мастерских по ремонту
оборудования; внедрение прогрессивных методов ведения ремонтных
работ; централизация изготовления узлов, деталей и трубных загото-
вок; внедрение научной организации труда.

6.8.	Подготовка систем газоснабжения к работе
в зимних условиях

Подготовка систем газоснабжения к работе в зимних условиях яв-
ляется важнейшим элементом обеспечения их безаварийной эксплуа-
тации и бесперебойного газоснабжения городов и других населенных
166
пунктов. Каждое предприятие газового хозяйства разрабатывает план
организационно-технических мероприятий.

Основными мероприятиями по подготовке систем газоснабжения
к работе в зимних условиях являются следующие.

1.	Очистка газовых колодцев от воды и грязи, проверка состояния
запорной арматуры и конденсаторов, их окраска, обновление настен-
ных указателей. Проверка наличия отверстий в крышках колодцев
подземных коммуникаций.

2.	Разработка и согласование с предприятиями, потребляющими
газовое топливо, графиков ограничения и очередности подачи газа в
осенне-зимний период. Разработка и согласование планов взаимодей-
ствия с соответствующими службами (пожарной охраной со службой
МЧС, скорой помощью, милицией и др.) в период аварий в системах
газоснабжения.

3.	Обеспечение противопожарной безопасности.

4.	Проверка готовности к зиме газовых хозяйств и ведомственных
газовых служб. Проведение семинара-совещания с ответственными за
газовое хозяйство представителями ведомств по вопросам обеспече-
ния безопасной эксплуатации систем газоснабжения.

5.	Завершение работ по проверке технического состояния подзем-
ных газопроводов с помощью приборных методов или опрессовки га-
зопроводов.

6.	Уточнение маршрутных карт, нанесение места отбора проб воз-
духа в подвалах зданий.

7.	Проверка состояния насосов для откачки конденсата: создание
необходимого запаса метанола для устранения закупорок.

8.	Проведение ремонта и наладки установок защиты газопроводов
от коррозий.

9.	Проверка состояния систем газоснабжения коммунально-быто-
вых предприятий, отопительных котельных и других предприятий с
сезонным потреблением газа. Контроль за своевременным представ-
лением актов о проверке и прочистке дымоходов и вентиляционных
каналов.

10.	Проведение переосвидетельствования емкостей групповых ре-
зервуарных установок. Ревизия подземных газопроводов, обвязки ре-
зервуаров по жидкой фазе, всех групповых установок, установки до-
полнительных контрольных трубок под сварными стыками, обвязок
жидкой фазы, проверка контрольных трубок на проходимость.
11.	Проверка качества заделки швов между фундаментами зданий
и стеновыми панелями подвалов, наличия герметизации вводов инже-
нерных коммуникаций в подвалы помещений.

12.	Проведение подготовительных работ по предупреждению и
устранению образования конденсатов и закупорок на цокольных вво-
дах и фасадных газопроводах сжиженного газа.

13.	Проведение ремонта ГРП путем ревизии оборудования и арма-
туры, проверки и клеймения контрольно-измерительных приборов,
настройки регулятора к работе систем отопления.

14.	Обеспечение выполнения планов промежуточного техниче-
ского обслуживания и годового планового ремонта внутридомового
газового оборудования. Завершение работ по капитальному ремонту
газопроводов и сооружений.

15.	Обеспечение готовности к работе в зимних условиях транспор-
та, компрессоров, газосварочных агрегатов.

16.	Проверка состояния и работоспособности сигнализаторов зага-
зованности помещений и концентрации газа, установленных на газо-
наполнительных станциях и пунктах.

17.	Отработка планов и схем систем газоснабжения по каждому
населенному пункту, определение мест отключения газа на отдельные
участки в случае аварии.

18.	Консервация резервуарных установок сезонных потребителей,
освобождение емкостей от остатков сжиженного газа.

19.	Выбор наиболее оптимальных режимов работы газопотреб-
ляющих агрегатов и приборов.

20.	Осуществление мероприятий по снижению потерь тепла и
электроэнергии в производственных и служебных зданиях.

Контрольные вопросы

1. Что такое неравномерность потребления газа, чем отличается сезонная, суточная
и часовая неравномерности? 2. Какие меры принимают для покрытия неравномерно-
стей потребления газа? 3. Назовите состав работ при техническом обслуживании газо-
проводов. 4. Как производится обход трассы газопроводов? 5. Как производится замер
давления газа на газопроводах? 6. Расскажите, как устраняются закупорки на газопрово-
дах. 7. Как производится поиск утечек газа из газопроводов? Когда применяют буровой
и шурфовой осмотры газопроводов? 8. Расскажите об устройстве и принципе работы
новых приборов для проверки плотности и состояния изоляции газопроводов. 9. Как оп-
ределяют техническое состояние газопроводов с помощью приборных методов контро-
ля. 10. Как производится присоединение новых газопроводов к действующим? 11. Ка-
кие виды ремонтных работ производятся на газопроводах? 12. Перечислите наиболее
распространенные повреждения газопроводов и способы их устранения. 13. Как обеспе-
чивается надежность систем газоснабжения? 14. Перечислите меры по подготовке сис-
тем газоснабжения к работе в зимних условиях.
ГЛАВА 7

ЗАЩИТА ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ОТ КОРРОЗИИ

7.1.	Сущность коррозионных процессов

Коррозией металлов называется разрушение металлических по-
верхностей под влиянием химического или электрохимического воз-
действия окружающей среды.

Коррозии могут подвергаться наружные и внутренние поверхно-
сти труб. Коррозия внутренних поверхностей происходит в результате
взаимодействия металла в присутствии влаги с такими агрессивными
компонентами, как сероводород и кислород.

Очистка газа от сероводорода и кислорода практически устраняет
коррозию внутренних поверхностей труб.

Наибольшую опасность представляет коррозия внешних поверх-
ностей подземных газопроводов. В зависимости от коррозионных
факторов различают почвенную коррозию и корррозию блуждающи-
ми токами. Почвенная коррозия — электрохимическое разрушение
стальных газопроводов, вызванное действием почвы, грунтов и грун-
товых вод. Коррозия блуждающими токами — электрохимическое
разрушение подземных газопроводов, вызванное действием постоян-
ного и переменного токов, источниками которых является электрифи-
цированный рельсовый транспорт (магистральный, пригородный, го-
родской и промышленный).

Почвенной коррозии подвергаются незащищенные наружные по-
верхности стальных труб. Скорость коррозии металла зависит от
свойств грунта — влажности, температуры, электропроводности, воз-
духопроницаемости, наличия солей. Чем больше влажность и прони-
цаемость воздуха, тем быстрее протекает процесс коррозии. При по-
ниженной температуре грунта и при замерзании его во влажном со-
стоянии процесс коррозии замедляется.

Электрохимическая коррозия в почве (рис. 54) обусловлена взаи-
модействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При
этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные раство-
ры — роль электролитов. Вблизи участков газопровода, где происхо-
дит процесс растворения металла с выходом ионов, образуются анод-:
ные зоны, а там, где процесс растворения происходит менее интенсив-
Рис. 54. Процесс электрохимической
коррозии в грунте:

1 — катодная зона, 2 — анодная зона

Рис. 55. Схема возникновения и
распространения блуждающих токов:
/ — газопровод, 2 — рельс, 3 — тяговая подс-
танция, 4 — контактный провод, 5 — блуж-
дающие токи, 6 — вход блуждающих токов

но,— катодные зоны. Таким образом на поверхности трубы образует-
ся гальваническая пара, в которой ток по металлу трубы течет от
катодной к анодной зоне, а в электролите (грунте) — от анодной к ка-
тодной. В местах выхода тока (анодная зона) будет происходить рас-
творение металла, т. е. разрушение газопровода. В теле трубы образу-
ются каверны и сквозные отверстия.

На рис. 55 показана схема возникновения и распространения блу-
ждающих токов. Для питания электрифицированного транспорта при-
меняется постоянный ток, причем в качестве второго провода служат
рельсы. Хотя рельсы являются хорошим проводником, то часть тока,
особенно в местах соединений рельсов, попадает в грунт. Двигаясь в
грунте, эти токи возвращаются к своим источникам по различным пу-
тям наименьшего сопротивления. Одним из таких путей являются га-
зопроводы, имеющие поврежденную изоляцию.

В местах повреждения изоляции блуждающие токи попадают на
газопровод и выходят из него вблизи тяговой подстанции. Участки
входа тока в газопровод называют катодными, а участки выхо-
да — анодными.

Анодные зоны опаснее, так как токи выходят из газопровода в ви-
де положительных ионов, что сопровождается интенсивным выносом
частичек металла и образованием сквозных отверстий. В анодной зоне
происходит интенсивная коррозия газопроводов, причем эта коррозия
во много раз опаснее почвенной. В крупных городах это наиболее рас-
пространенный вид коррозии.
7.2.	Коррозионная активность грунтов
и электрические измерения

Для выбора соответствующих мер защиты подземных газопрово-
дов от коррозии необходимо определить коррозионную активность
грунта и характер распространения блуждающих токов вдоль трассы
газопровода.

Коррозионная активность грунта зависит от его состава, влажно-
сти, воздухопроницаемости и электропроводности. Влажные грунты
более активно действуют на металл, чем сухие. Наиболее коррозион-
но-активными являются городские грунты, насыщенные сточными
водами. Менее опасны чистые пески.

Удельное сопротивление грунта определяется с помощью симмет-
ричной четырехэлектродной установки (рис. 56), размеченной в одну
линию, которая должна совпадать с осью трассы проектируемого газо-
провода, а для уложенного в землю — проходить параллельно послед-
нему в 2...4 м от него. Расстояние (АВ) должно находиться в следую-
щих пределах:

2h < АВ < 4h,	(48)

где h — глубина прокладки газопровода.

Величину удельного сопротивления грунта р, Ом • м, определяют
по формуле

Р = К^- ,	(49)

где AU— разность потенциалов, измеряемая между приемными элек-
тродами MN и В; I — величина тока, протекающего через цепь питаю-
щих электродов АВ и А ; К — коэффициент, определяемый по формуле

К = 2л—.	(50)

где /2, /з — расстояния между электродами, м.

Отечественная промышленность выпускает различные приборы
для измерения удельного сопротивления грунта. Прибор МС-08 (рис.
57) применяется в комплекте со стальными электродами длиной
250...350 мм и диаметром 15...20 мм. В приборе использован метод ам-
перметра — вольтметра. Источником тока является генератор посто-
янного тока с ручным приводом через редуктор. Амперметр и вольт-
метр выполнены в виде магнитоэлектрического логометра, что прак-
171
Рис. 56. Схема определения удельного
сопротивления грунта

тически исключает зависимость
показаний прибора от частоты
вращения генератора, т. е. силы
измеряемого тока.

Для определения удельного
сопротивления грунта, измерения
сопротивления заземляющих уст-
ройств, активных сопротивлений
применяется прибор М-416. Прин-
цип действия прибора основан на

компенсационном методе измерения.

Удельное электрическое сопротивление по трассе газопровода оп-
ределяют (с составлением карт коррозионной активности) с интерва-
лом между пунктами измерений в 100...500 м.

После определения величины удельного сопротивления грунта
можно произвести его оценку по табл. 19.

Таблица 19. Коррозионная активность грунтов в зависимости от их
удельного электрического сопротивления

Сопротивление грунта, Ом • м	До 5	5...10	10...20	20... 100	Более 100
Коррозионная активность грунта	Весьма высокая	Высокая	Повышен- ная	Средняя	Низкая

Чем выше электрическое со-
противление грунта, тем меньше
его коррозионная активность.
Электрическое сопротивление
грунта не является постоянной ве-
личиной в течение года. Наиболь-
шее сопротивление грунта — ле-
том, наименьшее — весной и осе-
нью в периоды наибольшей влаж-
ности. Оценку коррозионной ак-
тивности грунта проводят по наи-
меньшему годовому электриче-
скому сопротивлению.

Для выявления коррозионного
состояния газопроводов проводят
электрические измерения с помо-
щью приборов, присоединяемых к

Рис. 57. Схема измерения удельного
сопротивления грунта прибором

МС-08:

1 — ручка генератора, 2 — переключатель пре-
делов измерений, 3 — регулировочный рео-
стат
Рис. 58. Контрольные пункты:

а — устройство контрольного пункта: / — контакт, 2 — контактная гайка, 3 — шайба, 4 — гайка,
5—прокладка, 6 — текстолитовая втулка, 7— проводник, 8, 10 — кожух, 9 — изоляция,
// — воронка, 12, 15 — битум, 13 — ковер, 14 — бетонная подушка под ковер, 18 — минусовой
зажим, 19 — плюсовой зажим, 20 — газопровод; б — приспособление конденсатосборника для
замера потенциалов: / — пруток для замера разности потенциалов

специальным проводникам, которые называются контрольными пунк-
тами (рис. 58, а). Контрольные пункты устанавливают на газопрово-
дах через каждые 200 м. При отсутствии контрольных пунктов для из-
мерений можно использовать открытые части газопроводов, оборудо-
вание газорегуляторных пунктов, выводы конденсатосборников и
другие элементы газопроводов.

На рис. 58, б показано приспособление конденсатосборника для
замера потенциалов.
Рис. 59. Измерение разности
потенциалов:

а - - относительно земли: / - - зазем-
ляющий электрод, 2 — контрольный щит,
3 - - газопровод; б - - между газопро-
водом и металлическим сооружением:
/ - подземное сооружение, 2 конт-
рольный пункт сооружения, 3 — во-
льтметр, 4 — контрольный пункт газоп-
ровода, 5 - газопровод; в — между
газопроводом и рельсами: / — газоп-
ровод, 2 — контрольный пункт, 3 —
соединительный проводник, 4 — вольт-
метр, 5 — рельс

Оценка опасности коррозии газопроводов блуждающими токами
складывается после определения следующих показателей: наличия
блуждающих токов в земле; разности потенциалов между газопрово-
дом и землей; разности потенциалов между газопроводом и рельсами
электрифицированного транспорта и другими смежными подземными
сооружениями; величины и направления тока в газопроводе; плотно-
сти тока, стекающего из газопровода в землю.

Измерение потенциалов. Измерение электрических потенциалов
производят для выявления анодных зон и проверки эффективности ра-
боты защитных установок. По результатам замеров составляют свод-
ные ведомости, а результаты измерений потенциалов на контактных
устройствах защитных установок заносят в специальный журнал. Эти
результаты используют при планировании ремонтных работ. При вы-
явлении устойчивых анодных зон необходимо принимать срочные ме-
ры по защите газопроводов.

Потенциалы газопровода относительно земли измеряют высоко-
омными вольтметрами. Вольтметры подключают к газопроводу и
электроду по схеме (рис. 59). Наименьшая продолжительность изме-


рения потенциалов в ка-
ждой точке составляет
20 мин с интервалом ме-
жду записями показаний
5 с. Результаты измере-
ний заносят в протокол.
После этого подсчитыва-
ют сумму положитель-

Рис. 60. Потенциальная диаграмма газопровода

ных и отрицательных по-

казаний, определяют их среднее значение делением суммы потенциа-
лов одного знака на общее количество записей показаний прибора. По

полученным значениям максимальных, минимальных и средних по-
тенциалов строят потенциальные диаграммы.

После ввода газопроводов в эксплуатацию периодически измеря-
ют электропотенциалы. Если положительные потенциалы не обнару-
жены, то измерения сводят только к определению разности потенциа-
лов «газопровод — земля». При обнаружении положительных потен-
циалов необходимо принимать меры по дополнительной защите газо-

проводов.

Определение направления и величины тока. Направление блу-
ждающих токов в газопроводе определяют милливольтметрами, под-
ключаемыми к газопроводу. Если стрелка прибора отклоняется впра-
во, то можно сделать вывод, что положительный потенциал будет на
той точке газопровода, к которой подключен положительный полюс
прибора. А так как ток течет от точки с положительным потенциалом к
точке с отрицательным потенциалом, то при отклонении стрелки при-
бора вправо направление движения тока будет справа налево.

Величину тока, протекающего по газопроводу, можно определить
по формуле

RI

(51)

где ДС/ср — среднее значение падения напряжения на участке подзем-
ного газопровода, В; R — сопротивление газопровода длиной 1 м,
Ом  м; I — длина измеряемого участка газопровода, м.

По результатам измерений определяют среднее значение положи-
тельных и отрицательных потенциалов газопроводов. По этим дан-
ным можно построить потенциальную диаграмму газопровода (рис.
60). На начальном участке газопровода (катодная зона) опасность кор-
розии блуждающими токами отсутствует, а на следующем участке
(анодная зона) такая опасность есть.

На основании данных о коррозионной активности грунта и резуль-
татов электрических измерений на газопроводе выбирают способ за-
щиты газопровода от коррозии.

7.3.	Защита газопровода изоляционными покрытиями

Изоляционные покрытия и их характеристики. Подземные га-
зопроводы защищают от почвенной коррозии и коррозии блуждаю-
щими токами двумя способами: пассивным и активным.

Пассивный способ заключается в изоляции газопровода от контак-
та с окружающим грунтом. Активный способ (электрохимическая за-
щита) заключается в создании защитного потенциала газопровода по
отношению к окружающей среде.

В качестве защитных используют битумно-резиновые, битум-
но-полимерные, битумно-минеральные покрытия и эмаль-этиленовые
с использованием армирующих оберток из стекловолокнистых мате-
риалов, а также покрытия из полимерных материалов, наносимых в
виде лент или в порошкообразном состоянии.

В зависимости от коррозионной активности грунтов применяют
три типа изоляции трубопроводов: нормальную, усиленную и весьма
усиленную.

На стальные газопроводы, прокладываемые в грунте городов, дру-
гих населенных пунктов и промышленных предприятий, должны на-
носиться защитные весьма усиленные покрытия. Участки газопрово-
дов, пересекающие свалки мусора, шлака, стоки промышленных пред-
приятий, а также железнодорожные и автомобильные дороги, водные
преграды и поймы рек, должны иметь весьма усиленную изоляцию не-
зависимо от коррозионной активности грунта.

Противокоррозионные защитные покрытия должны быть диэлек-
трическими, сплошными, химически стойкими, иметь необходимую
механическую прочность и прилипаемость, быть эластичными и водо-
непроницаемыми.

Технология изоляционных работ. Первым слоем защитного по-
крытия является грунтовка, ее применяют для улучшения прилипае-
мости изоляции к телу газопровода. Грунтовка представляет собой
раствор битума в бензине в соотношении 1:3 по объему. Куски битума
марки IV или смеси битумов марок III и V загружают в котел и разо-
гревают до температуры 200° С, после чего расплавленный битум ох-
176
лаждается до 70° С, вливается тонкой струей в бензин и перемешива-
ется.

Вливать бензин в битум категорически запрещается; это мо-
жет привести к несчастным случаям.

Для повышения прочности изолирующего покрытия в битум до-
бавляют различные наполнители: резиновую крошку, доломинизиро-
ванный известняк средней плотности, асфальтовый известняк, доло-
мит. Такая смесь называется битумной мастикой.

Качество изоляционного покрытия во многом зависит от техноло-
гии приготовления битумной мастики. Работы эти следует выполнять
в такой последовательности.

Битумный котел на 3/4 загружают кусками битума и постепенно на-
гревают до 150° С. Затем при непрерывном перемешивании добавля-
ют наполнитель и постепенно повышают температуру до 180° С, по-
сле чего мастика готова к нанесению на трубу.

Изолируемый участок газопровода трубоочистными машинами
или специальными щетками очищают от загрязнений и ржавчины до
металлического блеска. Затем наносят грунтовку толщиной 0,1 ...0,2 мм.
Для различных видов покрытий применяют разные составы грунто-
вок. Для покрытий на битумной основе используют битумные грун-
товки, для покрытий полимерными лентами — грунтовки из клеев,
растворенных в бензине.

Очистку и грунтовку труб в полевых условиях на трассе произво-
дят специальными машинами, которые передвигаются вдоль трассы
газопровода. В городах эти операции выполняют на трубозаготови-
тельных базах.

После высыхания грунтовки на газопровод наносят битумную
мастику. Для обеспечения равномерности и надежности покрытия
слои битумной мастики армируют, обертывая рулонным материалом.
Для предохранения покрытия от воздействия температурных измене-
ний окружающего воздуха, а также механических повреждений по-
следний слой битумного покрытия покрывают крафт-бумагой.

К выполнению изоляционных работ допускаются рабочие, про-
шедшие специальное обучение и медицинский осмотр.

Битумную мастику следует доставлять в специальных передвиж-
ных котлах, монтируемых на одноосных прицепах.

Для переноски битумной мастики от котла до рабочих мест необ-
ходимо пользоваться специальными лейками с закрывающимися
крышками. Лейки должны наполняться на 3/4 объема с помощью чер-
пака с длинной ручкой.
Приготовление битумной мастики и грунтовки, разливку, пере-
носку и нанесение изоляции рабочие должны производить в спецоде-
жде, брезентовых рукавицах, кожаной обуви и защитных очках. Бен-
зин, используемый для приготовления грунтовки, необходимо хра-
нить в герметичной таре на расстоянии не менее 50 м от варочного
котла.

Полимерные изоляционные покрытия (полиэтиленовые и поливи-
нилхлоридные) выпускают в виде липких лент шириной 450 мм и тол-
щиной до 0,8 мм. Изоляционные покрытия выполняют из слоя грун-
товки и одного, двух или трех слоев липкой полимерной ленты. При
этом однослойные покрытия соответствуют нормальной, двухслой-
ные — усиленной, а трехслойные — весьма усиленной изоляции.

Поливинилхлоридную ленту наносят на трубопровод при темпе-
ратуре окружающего воздуха не ниже 5° С. При отрицательной темпе-
ратуре (до —5° С) изоляцию можно наносить после выдерживания ру-
лонов в теплом помещении не менее суток.

В процессе производства работ необходимо следить за тем, чтобы
соблюдалась правильная нахлестка витков и на покрытии не было
складок, морщин и пузырей. При появлении дефектов ленту необхо-
димо размотать, устранить дефекты и вновь намотать. При однослой-
ной намотке нахлестки витков должны составлять 2...2,5 см. При двух-
слойном покрытии нахлестки наматываемой ленты на ранее уложен-
ный виток делают на 50 % ширины ленты плюс 2 см.

Защитную обертку различными рулонными материалами выпол-
няют также с нахлесткой витков. Концы защитной обертки должны
быть прочно приклеены горячей битумной мастикой или клеем.

Обычные полимерные липкие ленты пригодны только для работы
в летних условиях. Для северных районов страны разработаны и при-
меняются специальные морозостойкие липкие ленты.

7.4.	Проверка качества изоляции

На все материалы, применяемые для производства изоляционных
работ, должны быть паспорта или другие документы, подтверждаю-
щие их качество. При отсутствии таких документов необходимо про-
водить лабораторные испытания материалов. Качество нанесенной на
трубы изоляции проверяют: на бровке траншеи (прилипаемость,
сплошность по всей трубе, равномерность и толщину); после опуска-
ния труб в траншею и присыпки грунтом на 20...25 см (предваритель-
но следует убедиться в том, что нет прямого электрического контакта
178
Рис. 61. Схема дефектоскопа:

1 — выключатель, 2 — аккумулятор, 5 — конденсатор,
4 — прерыватель, 5 — катушка, 6 — предохранительный
}азор, 7, 13 — провода высокого напряжения, 8 — газоп-
ровод, 9 — искатель, 10— изоляция газопровода,
11 — воздушный зазор, / 2 — рукоятка дефектоскопа,
14 — неоновая лампочка

Рис. 62. Схема искателя
повреждения ИПИТ:

1, 6 — электроды, 2 — выключатель,
3 — реле прерывателя, 4 — батарея,
5 — наушники, 7 —- газопровод

между металлом трубы и грунтом). При наружном осмотре изоляции
проверяют равномерность и гладкость покрытия и отыскивают повре-
жденные участки.

Толщина защитных покрытий контролируется приборным мето-
дом неразрушающего контроля с применением толщиномеров или
других измерительных приборов:

для экструдированного полиэтилена и битумно-мастичных по-
крытий в базовых и заводских условиях — на каждой десятой трубе
одной партии не менее, чем в четырех точках по окружности трубы, и
в местах, вызывающих сомнения;

для битумно-мастичных покрытий в трассовых условиях — на
10 % сварных стыков труб, изолируемых вручную, в тех же точках;

для битумно-мастичных покрытий на резервуарах в одной точке
на каждом квадратном метре поверхности, а в местах перегибов изоля-
ционных покрытий — через один метр по длине окружности.

Адгезия защитных покрытий к стали контролируется в соответст-
вии с НТД на покрытие:

в трассовых условиях — на 10 % сварных стыков труб, изолиро-
ванных вручную;

в базовых и заводских условиях — на каждой десятой трубе пар-
тии.
Допускается определение адгезии методом выреза треугольника с
углом 45° в соответствии с НТД.

Сплошность покрытий контролируется после окончания процесса
изоляции труб, а также на берме траншеи после изоляции трубопрово-
да и стыков при напряжении в соответствии с таблицей ГОСТ
9.602—89.

После окончания монтажа и полной засыпки сооружения грунтом
сплошность защитных покрытий контролируется приборами, обнару-
живающими контакт оголенных мест трубопровода с землей. Качест-
во изоляции проверяют специальными приборами. Проверку сплош-
ности изоляции покрытий газопроводов, не засыпанных грунтом, про-
изводят дефектоскопами конструкции Ленгаза, Оргаза, ВНИИСТ
(ДИ-74, ДИР-69), а газопроводов, присыпанных грунтом,— искателя-
ми повреждений изоляции типа ИПИТ. Изоляцию полностью засы-
панных газопроводов проверяют приборами типа ТПК-1, АНПИ-0,5,
ПККИ-200.

Места повреждения изоляции находят искровым дефектоскопом
(рис. 61). К зачищенному концу газопровода 8 прикрепляют провод
высокого напряжения 7. Электрическую цепь дефектоскопа замыкают
выключателем 1. Искатель 9 дефектоскопа устанавливают над газо-
проводом и перемещают вдоль него. В местах с плохой изоляцией
произойдет искровой пробой, который зафиксируется сигнальной не-
оновой лампой 14, вмонтированной в рукоятку 12.

Принцип работы искателя повреждения изоляции ИПИТ (рис. 62)
заключается в том, что на газопровод 7 подается пульсирующий ток,
который стекает с газопровода в грунт в тех местах, где повреждена
изоляция и вокруг образуется электрическое поле, которое фиксируют
два индикаторных электрода 6 и передают соответствующие сигналы
в наушники 5. По максимальному звуку можно уточнить местонахож-
дение повреждения. После этого приступают к исправлению повреж-
денных мест изоляции.

7.5.	Электрические методы защиты газопроводов

Основными методами электрической защиты являются электриче-
ский дренаж, катодная и протекторная защита.

Электродренажная защита. Электрическим дренажем называет-
ся организованный отвод блуждающих токов от газопровода к источ-
нику этих токов. Получили распространение следующие виды элек-
трического дренажа: прямой, поляризованный и усиленный. Каждый
180
из этих дренажей осуществляется пу-
тем соединения газопроводов через
дренажное устройство с отрицатель-
ной шиной тяговой подстанции, с
рельсами железных дорог или с отса-
сывающим пунктом.

Прямой дренаж обладает двусто-
ронней проводимостью, поэтому его
можно применять только на участках
с устойчивым анодным потенциалом,
т. е. в тех случаях, когда исключена
возможность стекания токов с рель-
сов или отрицательной шины тяговой
подстанции в газопровод. Поляризо-

Рис. 63. Схема универсального
поляризованного дренажа:

/ — газопровод, 2, 4 — резисторы (пре-
дохранитель), 3 — сопротивления, 5, 7 —
контакты, 6 — диод, 8 — дренажная об-
мотка, 9 — включающая обмотка, 10 —
шунт амперметра, // — амперметр, 12—•
рубильник, 13—рельс

ванный дренаж имеет одностороннюю проводимость за счет включе-
ния в его схему полупроводниковых диодов, обладающих односто-

ронней проводимостью или за счет установки релейно-контактной ап-
паратуры. Поляризованный электрический дренаж, как правило, под-
ключают к рельсам железной дороги или к отсасывающим пунктам.

Дренажи с усиленным источником питания называют усиленны-
ми. Их применят при незначительной разности потенциалов между
рельсами и защищаемыми сооружениями и положительной полярно-

сти на рельсах.

Электрическая схема универсального поляризованного дренажа
показана на рис. 63. Принцип работы заключается в следующем. При
возникновении на газопроводе 1 положительного потенциала по отно-
шению к рельсу 13 ток пройдет через предохранитель 2, сопротивле-
ние 3, предохранитель 4, диод 6, обмотку 9, шунт 10 и рубильник 12 на
рельс 13. Движение тока будет продолжаться, пока разность потен-
циалов не достигнет 1... 1,2 В, в противном случае ток потечет не через
обмотку 8 (контакты 5 и 7 замкнутся), а по ответвлению к диоду 6 че-
рез шунтирующие контакты 5.

Дренажная цепь разорвется при уменьшении разности потенциа-
лов до 0,1 В, так как контакты разомкнутся.

Если потенциал рельса будет больше потенциала трубы, то диод б
не пропустит ток. Усиленные дренажи применяют в тех случаях, когда
имеются несколько источников блуждающих токов, при значитель-
ном удалении защищаемого газопровода от рельсов электрифициро-
ванной железной дороги, при незначительных и знакопеременных по-

тенциалах на рельсах.
5

3

Рис. 64. Схема катодной защиты:

/ — место повреждения изоляции газопровода,
2 — газопровод, 3 — точка присоединения дренаж-
ного кабеля, 4 — дренажные кабели, 5 — источник
постоянного тока, 6 — заземление из старых труб

Рис. 65. Схема протекторной
защиты:

/ — газопровод, 2 — изолированные кабели,
3 — контрольный вывод, 4—протектор,
5 — заполнитель для протектора

Катодная защита. Катодной защитой (рис. 64) называется способ
защиты газопроводов от коррозии за счет их катодной поляризации с
помощью тока от внешнего источника. На газопровод 2 от специаль-
ного источника постоянного тока 5 накладывают отрицательный по-
тенциал. Таким образом, защищаемый участок газопровода искусст-
венно превращают в катодную зону. Анодную зону создают закопан-
ные вокруг газопровода металлические предметы (старые трубы,
рельсы), которые подключают к положительному полюсу источника
постоянного тока через кабели 4. В этом случае движение тока идет от
положительного полюса источника питания по кабелю 4 на анодное
заземление 6, а от него в грунт и через поврежденные участки 1 газо-
провода на защищаемый газопровод. От газопровода ток потечет по
кабелю 4 на отрицательный полюс источника питания. В результате
происходит постепенное разрушение не газопровода, а вкопанных в
землю старых труб или рельсов.

Протекторная защита (рис. 65). Этот способ защиты заключает-
ся в том, что катодная поляризация защищаемого газопровода дости-
гается подключением к нему анодных заземлителей из металла, обла-
дающего в грунтовой среде более отрицательным электрохимическим
потенциалом, чем сам газопровод. Защищаемому газопроводу прида-
ют отрицательный потенциал (подключением к нему протекторов, об-
ладающих большей отрицательной величиной потенциала, чем сам га-
зопровод). В результате защищаемый участок превращается в катод
без постороннего источника тока.
Протекторы представляют собой цилиндры, состоящие из алюми-
ния, магния, цинка или их сплавов. В центре протекторов имеется
стальной сердечник. Протекторы располагают на расстоянии до 4,5 м
от газопровода.

Электрическое секционирование. Этот метод защиты дополняет
устройства электрической защиты. Газопровод разъединяют на от-
дельные секции, монтируя промежуточные диэлектрические изоли-
рующие вставки, что значительно ограничивает зону действия блуж-
дающих токов. В качестве вставок используют изолирующие фланцы,
а также вставки из диэлектрических полиэтиленовых труб.

Для подземных газопроводов наиболее эффективна комплексная
защита от коррозии, сочетающая пассивную защиту с электрическими
методами. При наличии в городе различных подземных коммуника-
ций наиболее целесообразно защищать их вместе с газопроводами.

7.6.	Обслуживание защитных установок

Обслуживание установок электрической защиты в процессе экс-
плуатации должно осуществляться в соответствии с графиком техни-
ческих осмотров и планово-предупредительных ремонтов.

Основное назначение работ по профилактическим осмотрам и
планово-предупредительным ремонтам — содержание электрохими-
ческой защиты в состоянии работоспособности, предупреждение их
преждевременного износа и отказов в работе.

Сроки проведения технических осмотров и планово-предупреди-
тельных ремонтов:

технический контроль станций — 2 раза в месяц, дренажных уста-
новок — 4 раза в месяц, для протекторных установок — 1 раз в 6 меся-
цев;

технический осмотр с проверкой эффективности — 1 раз в 6 меся-
цев, а также при каждом измерении режима работы электрозащитных
установок и при измерениях, связанных с развитием сети подземных
сооружений и источников блуждающих токов;

текущий ремонт — 1 раз в год;

капитальный ремонт — в зависимости от состояния электроза-
щитных установок и условий их эксплуатации.

Технический осмотр по протекторной защите включает осмотр
всех элементов установки с целью выявления внешних дефектов, про-
верку плотности контактов, исправности монтажа, отсутствия меха-
нических повреждений.
По дренажной защите проверяют плотность контактов, отсутствие
различных повреждений, состояние предохранителей и контактов ре-
ле, а также проводят очистку дренажа от грязи, чистку контактов и
смену предохранителя.

По катодной защите проверяют плотность контактов, техническое
состояние установки, наличие соответствующего напряжения тока.

При контрольных замерах проводят следующие работы.

По протекторной защите: измерение потенциалов газопровода от-
носительно земли при различных режимах работы (отключенная и
включенная защита); измерение величины тока, протекающего в цепи
протектор — газопровод; измерение сопротивления в цепи протек-
тор — газопровод.

По катодной защите: измерение величины тока в цепи; измерение
потенциалов газопровода относительно земли на защищаемом участ-
ке; проверка состояния одного заземления путем измерения сопротив-
ления растеканию.

По дренажной защите: измерение направления и величины тока;
измерение разности потенциалов между газопроводом и рельсами,
при котором срабатывает поляризованный дренаж; измерение потен-
циалов газопровода относительно земли на защищаемом участке; про-
верка работы контрольно-сигнального устройства.

По изолирующим фланцам: измерение разности потенциалов ме-
жду газопроводом и землей в месте установки изолирующих фланцев;
определение величины и направления тока; одновременное измерение
потенциалов газопровода относительно земли на контрольных выво-
дах по обе стороны изолирующих фланцев.

Обслуживать электрозащитные установки могут работники, про-
шедшие специальную подготовку и имеющие удостоверения на право
работы на установках с напряжением до 1000 В.

При измерениях потенциалов через элементы газопроводов, рас-
положенных в колодцах или коллекторах, крышки колодцев, коверов
и люков необходимо открывать специальным крючком, но не руками.
После открытия крышек колодцев и коллекторов с помощью газоана-
лизатора следует проверить, не заполнены ли они газом.

При наличии газа опускаться в колодцы и коллекторы для
производства электроизмерительных операций запрещается!

Опускаться в колодец можно только с надетым поясом и прикреп-
ленной к лямкам пояса веревкой. Второй конец веревки должен дер-
жать рабочий, находящийся наверху. Запрещается очищать металли-
184
ческие шкафы от снега, грязи, пыли голыми руками, а также касаться
электрических частей дренажной и протекторной установок, предва-
рительно не отключив их от источника тока.

Контрольные вопросы

1. В чем сущность коррозионных процессов? 2. Что такое коррозионная активность
грунта и как производят электрические измерения на газопроводах? 3. Как производят
защиту газопроводов изоляционными покрытиями? 4. Как проверяют качество изоля-
ционных покрытий? 5. Какие существуют приборы для проверки качества изоляцион-
ных покрытий, каково их устройство и принцип работы1 6. В чем сущность электриче-
ских методов защиты газопроводов? 7. Назовите наиболее распространенные способы
электрической защиты газопроводов. 8. Перечислите состав работ при обслуживании
защитных установок.

ГЛАВА 8

УСТРОЙСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ

8.1.	Устройство газорегуляторных пунктов

Управление режимом работы систем газоснабжения осуществля-
ется газорегуляторными пунктами (ГРП) и установками (ГРУ), кото-
рые автоматически поддерживают постоянное давление в сетях неза-
висимо от интенсивности потребления газа.

Газорегуляторные пункты и установки являются автоматически-
ми устройствами и выполняют следующие функции: снижают давле-
ние газа до заданной величины; поддерживают заданное давление вне
зависимости от изменений расхода газа и его давления перед регуля-
торными пунктами; прекращают подачу газа при повышении или по-
нижении его давления после регуляторов сверх заданных пределов;
очищают газ от механических примесей.

ГРП сооружают на распределительных сетях городов и населен-
ных пунктов, а также на территории коммунальных, промышленных и
других предприятий.

ГРУ монтируют непосредственно в помещениях, где расположе-
ны газопотребляющие агрегаты. В зависимости от величины давления
газа на входе ГРП и ГРУ подразделяют на ГРП и ГРУ среднего давле-
ния (свыше 0,005 до 0,3 МПа) и на ГРП и ГРУ высокого давления (свы-
ше 0,3 до 1,2 МПа).
Поскольку принци-
пиальные технологи-
ческие схемы ГРП и
ГРУ аналогичны, ус-
ловимся в дальней-
шем применять тер-
мин ГРП.

Г азорегуляторные
пункты, как правило,
размещаются в от-
дельно стоящих зда-
ниях или шкафах.
Здание ГРП должно
быть надземным, од-
ноэтажным, из мате-
риалов I и II степени
огнестойкости.

Пол в здании ГРП
выполняют из несго-
раемых и не дающих
искру материалов для
того, чтобы не возни-
кали искры при паде-
нии металлических
предметов, от метал-
лических подковок на
обуви и т. д. Двери в
здании ГРП должны
открываться наружу.

Помещение ГРП
должно освещаться

естественным светом (через окна) и искусственным (электрическим).
Проводку электрического освещения выполняют во взрывобезопасном
исполнении. В целях безопасности допускается кососвет, т. е. освеще-
ние помещения рефлекторами, установленными снаружи помещения.

Вентиляция помещения ГРП должна быть естественной и обеспе-
чивать трехкратный воздухообмен в 1 ч. Приток свежего воздуха осу-
ществляется через жалюзийную решетку, а вытяжка — через дефлек-
тор в перекрытии помещения.
186
Помещение ГРП можно отапливать водяными или паровыми (низкое
давление пара) системами от близлежащей котельной или от АГВ и дру-
гих котлов, расположенных в пристройке. При всех условиях отопление
должно обеспечить температуру в помещении ГРП не ниже 5° С.

Грозозащита помещения ГРП необходима в тех случаях, когда
здание не попадает в зону грозовой защиты соседних объектов. В этом
случае устанавливают молниеотвод. Если здание ГРП находится в зо-
не грозовой защиты других объектов, то в нем делают только контур
заземления.

Помещение ГРП оборудуют пожарным инвентарем (ящик с пес-
ком, огнетушители, кошма и т. д.).

На вводе газопровода в ГРП и на выходном газопроводе устанав-
ливают отключающие устройства на расстоянии не менее 5 м и не бо-
лее 100 м.

На рис. 66 показана компоновка и расположение газового обору-
дования ГРП. В ГРП имеется следующее оборудование: приборный
щит, на который вынесены контрольно-измерительные приборы; об-
водной газопровод (байпас), оборудованный двумя задвижками, кото-
рые при отключенной основной линии используют как ручной двух-
ступенчатый регулятор давления газа; газовое оборудование основной
линии. На основной линии газовое оборудование располагается в та-
кой последовательности: входная задвижка для отключения основной
линии; фильтр для очистки газа от различных механических приме-
сей; предохранительный запорный клапан, автоматически отключаю-
щий подачу газа потребителям в случае выхода из строя регулятора
давления газа; регулятор, который снижает давление газа и автомати-
чески поддерживает его на заданном уровне независимо от расхода га-
за потребителями; гидрозатвор, присоединенный к газопроводу после
выходной задвижки (служит для сброса в атмосферу части газа, когда
неисправный регулятор начинает повышать выходное давление). Вме-
сто гидрозатвора в ГРП могут применять другие сбросные устройства,
например предохранительный сбросной клапан (ПСК). Таким обра-
зом, выходное давление газа контролируется предохранительным за-
порным клапаном (ПЗК) и предохранительным сбросным клапаном
(ПСК).

ПЗК контролирует верхний и нижний пределы давления газа, а
ПСК — только верхний. Причем сначала должен сработать ПСК, а за-
тем ПЗК, поэтому ПСК настраивается на меньшее давление, чем ПЗК.
ПСК настраивают на давление, превышающее регулируемое на 15 %,
ПЗК настраивают на давление на 25% больше рабочего.
8.2.	Регуляторы давления

Классификация регуляторов. Регуляторы давления классифици-
руют по назначению, характеру регулирующего воздействия, связи
между входной и выходной величинами, способу воздействия на регу-
лирующий клапан. Кроме того, регуляторы давления различаются по
устройству, диапазонам входных и выходных давлений, способам на-
стройки, регулировки.

По характеру регулирующего воздействия регуляторы подразде-
ляют на пропорциональные (статические) и астатические.

Мембрана 2 астатического регулятора давления газа (рис. 67, а)
имеет поршневую форму и ее активная площадь, воспринимающая
давление газа, практически не меняется при любых положениях регу-
лирующего клапана 6. Следовательно, если сила давления газа урав-
новешивает силу тяжести мембраны 2 стержня 7 и клапана 6, то мем-
бранной подвеске соответствует состояние астатического (безразлич-
ного) равновесия. Процесс регулирования давления газа будет проте-
кать следующим образом. Предположим, что расход газа через
регулятор равен его притоку и клапан 6 занимает какое-то определен-
ное положение. Если расход газа увеличится, то давление уменьшится
и произойдет опускание мембранного устройства, что приведет к до-
полнительному открытию регулирующего клапана. После того как
произойдет восстановление равенства между притоком и расходом,
давление газа увеличится до заданной величины. Если же расход газа
уменьшится и соответственно произойдет увеличение давления газа,
процесс регулирования будет протекать в обратном направлении. На-
стройка регулятора на необходимое давление газа достигается с помо-
щью специальных грузов 3, причем с увеличением их массы выходное
давление газа возрастает.

Астатические регуляторы после возмущения приводят регулируе-
мое давление к заданному значению независимо от величины нагруз-
ки и положения регулирующего клапана. Равновесие системы воз-
можно только при заданном значении регулируемого параметра, при
этом регулирующий клапан может занимать любое положение. В на-
стоящее время астатические регуляторы часто заменяют пропорцио-
нальными.

В пропорциональных (статических) регуляторах (рис. 67, б) в от-
личие от астатических подмембранная полость отделена от коллекто-
ра сальником и соединяется с ним импульсной трубкой, т. е. узлы об-
ратной связи расположены вне объекта. Вместо грузов на мембрану
188
Рис. 67. Схема регуляторов давления:

а — астатического регулятора давления: 1 — стержень, 2 — мембрана, 3 — грузы, 4 — под-
мембранная полость, 5 выход газа, 6 — клапан; б — пропорционального регулятора давления:
1 — стержень, 2 - пружина. 3 — мембрана, 4 — подмембранная полость, 5 — импульсная трубка,
6 — сальник, 7 — клапан

действует сила сжатия пружины 2. Если в астатическом регуляторе
малейшее изменение выходного давления газа может привести к пере-
мещению регулирующего клапана из одного крайнего положения в
другое, то в статическом полное перемещение клапана из одного край-
него положения в другое происходит только при соответствующем
сжатии пружины.

Как астатические, так и пропорциональные регуляторы при рабо-
тах с очень узкими пределами пропорциональности обладают свойст-
вами систем, работающих по принципу «открыто — закрыто», т. е.
при незначительном изменении параметра газа перемещение клапана
происходит мгновенно. Чтобы устранить это явление, устанавливают
специальные дроссели в штуцере, соединяющем рабочую полость
мембранного устройства с газопроводом или свечой. Установка дрос-
селей позволяет уменьшить скорость перемещения клапанов и до-
биться более устойчивой работы регулятора.

По способу воздействия на регулирующий клапан различают регу-
ляторы прямого и непрямого действия. В регуляторах прямого дейст-
вия регулирующий клапан находится под действием регулирующего
параметра прямо или через зависимые параметры и при изменении ве-
личины регулируемого параметра приводится в действие усилием,
возникающим в чувствительном элементе регулятора, достаточным
для перестановки регулирующего клапана без постороннего источни-
ка энергии.
Рис. 68. Дроссельные устройства регулятора давления газа:

а — клапан жесткий одиоседельиый, б — клапан мягкий односедельиый, в — клапан цилинд-
рический с окном для прохода газа, г — клапан жесткий двухседельный неразрезиой с нап-
равляющими перьями, д — клапан мягкий двухседельный со свободио насаженными на шток
клал анами

В регуляторах непрямого действия чувствительный элемент воз-
действует на регулирующий клапан посторонним источником энер-
гии (сжатый воздух, вода или электрический ток).

При изменении величины регулирующего параметра усилие, воз-
никающее в чувствительном элементе регулятора, приводит в дейст-
вие вспомогательное устройство, открывающее доступ энергии от по-
стороннего источника в механизм, перемещающий регулирующий
клапан.

Регуляторы давления прямого действия менее чувствительны, чем
регуляторы непрямого действия. Относительно простая конструкция
и высокая надежность регуляторов давления прямого действия обу-
словила их широкое применение в газовом хозяйстве.

Дроссельные устройства регуляторов давления. Дроссельными
устройствами (рис. 68) регуляторов давления являются клапаны раз-
личных конструкций. В современных регуляторах давления газа при-
меняются односедельные и двухседельные клапаны. На односедель-
ные клапаны действует одностороннее усилие, равное произведению
190
площади отверстия седла на разность давлений с обеих сторон клапа-
на. Наличие усилия только с одной стороны затрудняет процесс регу-
лирования и одновременно увеличивает влияние изменения давления
до регулятора на выходное давление. Вместе с тем эти клапаны обес-
печивают надежное отключение газа при отсутствии его отбора, что
обусловило их широкое применение в конструкциях регуляторов, ис-
пользуемых в ГРП.

Двухседельные клапаны (рис. 68, г, д) не обеспечивают герметич-
ного закрытия. Это объясняется неравномерностью износа седел,
сложностью притирки затвора одновременно к двум седлам, а также
тем, что при температурных колебаниях неодинаково изменяются раз-
меры затвора и седла.

От размера клапана и величины его хода зависит пропускная спо-
собность регулятора. Поэтому регуляторы подбирают в зависимости
от максимально возможного потребления газа, а также по размеру кла-
пана и величине его хода.

Регуляторы, устанавливаемые в ГРП, должны работать в диапазо-
не нагрузок от 0 («на тупик») до максимума.

Пропускная способность регулятора зависит от отношения давле-
ний до и после регулятора, плотности газа и конечного давления. В ин-
струкциях и справочниках имеются таблицы пропускной способности
регуляторов при перепаде давления 0,01 МПа. Для определения про-
пускной способности регуляторов при других параметрах необходимо
делать пересчет.

Мембраны. С помощью мембран энергия давления газа перево-
дится в механическую энергию движения, передающуюся через сис-
тему рычагов на клапан. Выбор конструкции мембран зависит от на-
значения регуляторов давления. В астатических регуляторах постоян-
ство рабочей поверхности мембраны достигается приданием ей порш-
невой формы и применением ограничителей изгиба гофра.

Наибольшее применение в современных конструкциях регулято-
ров нашли кольцевые мембраны (рис. 69). Их использование облегчи-
ло замену мембран во время ремонтных работ и позволило унифици-
ровать основные измерительные устройства различных видов регуля-
торов. Движение мембранного устройства вверх и вниз происходит за
счет деформации плоского гофра, образованного опорным диском 1.
Если мембрана находится в крайнем нижнем положении, то активной
площадью мембраны (Ртах) является вся ее поверхность. Если мембра-
на перемещается в крайнее верхнее положение, то ее активная пло-
щадь уменьшается до площади диска (Лпш). С уменьшением диаметра
2

Рис. 69. Кольцевая мембрана:
и — с одним диском, о — с двумя дисками: / - диск: 2—гофра

диска разность между максимальной и минимальной активной площа-
дью будет увеличиваться. Следовательно, для подъема кольцевых
мембран необходимо постепенное нарастание давления, компенси-
рующее уменьшение активной площади мембраны. Если мембрана в
процессе работы подвергается попеременному давлению с обеих сто-
рон, ставят два диска — сверху и снизу.

У регуляторов низкого выходного давления одностороннее давле-
ние газа на мембрану уравновешивается пружинами или грузами. У «
регуляторов высокого или среднего выходного давления газ подво-
дится к обеим сторонам мембраны, разгружая ее от односторонних
усилий.

Регуляторы прямого действия подразделяют на пилотные и беспи-
лотные. Пилотные регуляторы (РСД, РДУК и РДВ) имеют управляю-
щее устройство в виде небольшого регулятора, который называется
пилотом.

Беспилотные регуляторы (РД, РДК и РДГ) не имеют управляюще-
го устройства и отличаются от пилотных габаритами и пропускной
способностью.

Рассмотрим наиболее распространенные регуляторы давления
прямого действия.

Регуляторы РД-32М и РД-50М. Эти регуляторы беспилотные,
прямого действия, различаются по условному проходу 32 и 50 мм и
обеспечивают подачу газа соответственно до 200 и 750 м /ч. Корпус
регулятора РД-32М (рис. 70) присоединяется к газопроводу накидны-
ми гайками 5. По импульсной трубке 10 редуцируемый газ подается в
подмембранное пространство регулятора и оказывает давление на эла-
стичную мембрану 1. Сверху на мембрану оказывает противодавление
пружина 2. Если расход газа увеличится, то его давление за регулято-
ром понизится, соответственно уменьшится и давление газа в подмем-
192
Рис. 70. Регулятор давления РД-32М:

I — мембрана. 2 — регулируемая пружина, 3. 5 — гайки, 4 — регулировочный винт. 6 — пробка,
ниппель. 8. 12 — клапаны. 9— поршень. 10— импульсная трубка конечного давления.

/ / — рычажный механизм

бранном пространстве регулятора, равновесие мембраны нарушится и
она под действием пружины 2 переместится вниз. Вследствие переме-
щения мембраны вниз рычажный механизм II отодвинет поршень 9
от клапана 8. Расстояние между клапаном и поршнем увеличится, это
приведет к увеличению расхода газа и восстановлению конечного дав-
ления. Если расход газа за регулятором уменьшится, то выходное дав-
ление повысится и процесс регулирования произойдет в обратном на-
правлении. Сменные клапаны 8 позволяют изменять пропускную спо-
собность регуляторов. Настройка регуляторов на заданный режим
давления осуществляется с помощью регулируемой пружины 2, гайки
.? и регулировочного винта 4.

В часы минимального газопотребления выходное давление газа
может повыситься и вызвать разрыв мембраны регулятора. Предохра-

i  К. Г. Кязичов

193
Рис. 71. Регуляторы давления РСД-32М и РСД-50М (в скобках даны размеры
для РСД-32М):

1 — диск, 2 — пружина, 3 — регулятор управления (пилот), 4 — стакан, 5 — шайба, 6 — шток, 7,
9 — импульсные трубки, 8 — клапан, 10 — рычажная передача, И — штуцер, 12, 14 —
подмембранное пространство, 13 — мембрана, 15 — дроссель, 16 — предохранительный клапан

няет мембрану от разрыва специальное устройство, предохранитель-
ный клапан 12, встроенный в центральную часть мембраны. Клапан
обеспечивает сброс газа из подмембранного пространства в атмосфе-
ру-

Регуляторы РСД-32М и РСД-50М. Эти регуляторы пилотные
прямого действия различаются по условному проходу 32 и 50 мм,
обеспечивают снижение давления газа с 0,3 до 0,01...0,11 МПа. Регу-
ляторы тип РСД (рис. 71) разработаны на базе регуляторов РД-32М и
РД-50М. Принцип работы регуляторов заключается в следующем. Г аз
выходного давления по импульсной трубке 7 через штуцер 11 посту-
пает в подмембранное пространство 12 регулятора и стремится пере-
местить мембрану вверх. Перемещению мембраны вверх содействует
также сжатая пружина 2, опирающаяся внизу на шайбу 5, а вверху в
диск 1, закрепленный на штоке 6, связанном с мембраной.

По импульсной трубке 9 газ начального давления подается на ре-
гулятор управления. После понижения до заданной величины давле-
ния газ из пилота 3 поступает через дроссель 15 в надмембранное про-
194
6)

Рис. 72. Регулятор РДУК-2:

а — регулятор в разрезе; б — пилот регулятора; в — схема обвязки
регулятора: 1, 3, 12, 13, 14 — импульсные трубки, 2 — регулятор
управления (пилот), 4 — корпус регулятора, 5 — клапан,
6—колонна, 7 — шток клапана, 8 — мембрана, 9— опора,
10 — дроссель, 11 — штуцер, 15 — шток с толкателем, 16,
23 — пружины, 17—пробка, 18 — седло клапана пилота,
19 — гайка, 20 — крышка корпуса, 21—корпус пилота,

22 — резьбовой стакан, 24 — диск

странство регулятора и создает противодействующее усилие на мем-
брану сверху.

В результате усилия на мембрану сверху и снизу выравниваются и
клапан 8 устанавливается на определенном расстоянии от седла. Если
расход газа увеличится, то давление в импульсной трубке 7 и в под-
мембранном пространстве уменьшится, мембрана переместится вниз
и через рычажную передачу 10 клапан переместится влево, увеличив
проход газа. Это приведет к восстановлению выходного давления газа.
Если расход газа уменьшится, процесс регулирования осуществится в
обратном направлении. Предохранительный клапан 16 при отсутст-
вии расхода газа и неплотном закрытии клапана пилота сбрасывает че-
рез свечу избыточное давление газа. Регулятор на заданный режим
давления настраивают, регулируя пружины регулятора и пилота.

Регуляторы давления конструкции Казанцева (РДУК). Регуля-
торы РДУК-2 выпускаются с условным проходом 50, 100 и 200 мм. Их
характеристики указаны в табл. 20. Регуляторы РДУК-2 (рис. 72) со-
стоят из следующих элементов: регулирующего клапана с мембран-
ным приводом (исполнительный механизм); регулятора управления
(пилот); дросселей и соединительных трубок. Газ начального давле-
7*	195
ния до поступления в регулятор управления проходит через фильтр,
что улучшает условия работы пилота. Мембрана регулятора по пери-
ферии зажата между корпусом и крышкой мембранной коробки, а в
центре — между плоским и чашеобразным диском. Чашеобразный
диск упирается в проточку крышки, что обеспечивает центрирование
мембраны перед ее зажимом.

В середину гнезда тарелки мембраны упирается толкатель, а на не-
го давит шток 7, который свободно перемещается в колонне 6. На
верхний конец штока свободно навешен золотник клапана. Плотное
закрытие седла клапана обеспечивается за счет массы золотника и дав-
ления газа на его площадь.

Газ, выходящий из пилота (рис. 72, б), по импульсной трубке 12
поступает под мембрану регулятора и частично по трубке 14 сбрасы-
вается в выходной газопровод. Для ограничения этого сброса в месте
соединения трубки 14 с газопроводом устанавливается дроссель диа-
метром 2 мм, за счет чего достигается получение необходимого давле-
ния газа под мембраной регулятора при незначительном расходе газа
через пилот. Импульсная трубка 13 соединяет надмембранную по-
лость регулятора с выходным газопроводом. Надмембранная полость
пилота, отделенная от его выходного штуцера, также сообщается с вы-
ходным газопроводом через импульсную трубку 1. Если давление газа
на обе стороны мембраны 8 регулятора одинаково, то клапан регуля-
тора закрыт. Клапан может быть открыт только в том случае, если дав-
ление газа под мембраной достаточно для преодоления давления газа
на клапан сверху и преодоления силы тяжести мембранной подвески.

Регулятор работает следующим образом. Газ начального давления
из надклапанной камеры регулятора попадает в пилот. Пройдя клапан
пилота, газ движется по импульсной трубке 12, проходит через дрос-
сель и поступает в газопровод после регулирующего клапана.

Таблица 20. Характеристика регуляторов РДУК

Пропускная способ- ность при перепаде 10 000 Па и плотно-		Диаметр, мм		Давление, МПа	
		условного прохода	клапана	максимальное входное	конечное
сти	1 кг/м3, м3/ч				
	300	50	35	1,2	0,0005—0,06
					0,06...0,6
	610	100	50	1,2	0,0005...0,06
	1000		70	1,2	0,06...0,6
	2200	200	105	1,2	0,0005...0,06
	3200		140	0,6	0,06...0,6
Клапан пилота, дроссель 10 и импульсные трубки 12, 13, 14 пред-
ставляют собой усилительное устройство дроссельного типа.

Импульс конечного давления, воспринимаемый пилотом, усили-
вается дроссельным устройством, трансформируется в командное
давление и по трубке 12 передается в подмембранное пространство
исполнительного механизма, перемещая регулирующий клапан.

При уменьшении расхода газа давление после регулятора начина-
ет возрастать. Это передается по импульсной трубке 1 на мембрану
пилота, которая опускается вниз, закрывая клапан пилота. В этом слу-
чае газ с высокой стороны по импульсной трубке 3 не может пройти
через пилот. Поэтому давление его под мембраной регулятора посте-
пенно уменьшается. Когда сила давления под мембраной окажется
меньше тяжести тарелки и давления, оказываемого клапаном регуля-
тора, а также давления газа на клапан сверху, то мембрана пойдет
вниз, вытесняя газ из-под мембранной полости через импульсную
трубку 14 на сброс. Клапан постепенно начинает закрываться, умень-
шая отверстие для прохода газа. Давление после регулятора понизится
до заданной величины.

При увеличении расхода газа давление после регулятора
уменьшается. Это передается по импульсной трубке 1 на мембрану
пилота. Мембрана пилота под действием пружины идет вверх,
открывая клапан пилота. Газ с высокой стороны по импульсной
трубке 3 поступает на клапан пилота и затем по импульсной трубке 12
идет под мембрану регулятора. Часть газа поступает на сброс по
импульсной трубке 14, а часть — под мембрану. Давление газа под
мембраной регулятора возрастает и, пересиливая тяжесть мембранной
подвески и давления газа на площадь клапана, перемещает ее вверх.
Клапан регулятора при этом открывается, увеличивая отверстие для
прохода газа. Давление газа после регулятора повышается до заданной
величины.

При повышении давления газа перед регулятором РДУК реагиру-
ет так же, как в первом рассмотренном случае. На понижение давле-
ния газа перед регулятором РДУК срабатывает так же, как во втором
случае.

Регуляторы давления РДБК-1. Регуляторы давления типа
РДБК-1 являются модернизацией рассмотренного выше регулятора
РДУК-2, а также статическим устройством прямого и непрямого дей-
ствия с командным прибором — регулятором управления. Регулятор
поддерживает заданное выходное давление при переменном входном
давлении и при изменении расхода газа от нуля до максимального. Ре-
гуляторы могут применяться на закольцованных и тупиковых город-
ских ГРП, а также на газорегуляторных пунктах промышленных и
коммунальных предприятий. В зависимости от исполнения в состав
регулятора давления типа РДБК могут включаться различные прибо-
ры (табл. 20).

Эти приборы управления имеют следующие назначения:
регулирующий клапан с регулируемыми дросселями обеспечива-
ет настройку регулятора на устойчивую работу (без вибрации и качки)
путем изменения площади проходных сечений потоков газа на сбросе
к подмембранной камере регулирующего клапана.

Регулятор управления непрямого действия обеспечивает поддер-
жание постоянного давления за регулятором независимо от изменения
входного давления и расхода путем изменения давления в подмем-
бранной камере регулирующего клапана;

регулятор управления прямого действия обеспечивает поддержа-
ние постоянного давления на выходе регулятора независимо от изме-
нения входного давления и расхода путем поддержания постоянного
давления в подмембранной камере регулирующего клапана;

стабилизатор обеспечивает поддержание постоянного перепада
давления на клапане регулятора управления непрямого действия; ра-
боту регулятора практически независимой от колебаний входного
давления.

Таблица 20. Модификация и комплектация регуляторов РДБК-1

Модификация	Регулирую- щий клапан с регулируе- мыми дрос- селями (ис- полнитель- ный меха- низм)	Приборы управления			Принцип работы
		Регуля- тор не- прямого действия	Регуля- тор пря- мого действия	Стаби-  лизатор	
РДБК1-25	+	-t-	—		По схеме непря- мого действия
РДБК1П-25	-t-	—			По схеме прямо- го действия
РДБК1-50			—	—	По схеме непря- мого действия
РДБКШ-50	+			--	По схеме прямо- го действия
РДБК1-100	+	u_	—		По схеме непря- мого действия
РДБК1П-100		—		—	По схеме прямо- го действия
a— комбинированный РДНК-400: 1 — клапан сбросный, 2. 20 — гайки, 3 — пружина настройки
сбросного клапана, 4 — мембрана рабочая, 5 — штуцер, 6—пружина настройки выходного
давления, 7 — винт регулировочный, 8 — камера мембранная, 9, 16—пружины, 10—клапан
рабочий, 11, 13 — трубки импульсные, 12 — сопло, 14 — стакан, 15 — крышка, 17 — клапан
отсечный, 18 — фильтр, 19 — корпус,?/, 22 — механизм рычажный (шток клапана и коромысло)

Регуляторы РДБК изготовляют в двух исполнениях.

В первом исполнении: регулятор типа РДБК1, собранный по схеме
непрямого действия и включающий односедельный регулирующий
клапан, регулятор управления непрямого действия, стабилизатор, два
регулируемых дросселя и дроссель из надмембранной камеры регули-
рующего клапана.

Во втором исполнении: регулятор типа РДБКШ, собранный по
схеме прямого действия и включающий односедельный регулирую-
щий клапан, регулятор управления прямого действия, два регулирую-
щих дросселя, а также дроссель из надмембранной камеры регули-
рующего клапана.

В обоих случаях регуляторы устанавливают только на горизон-
тальном участке газопровода мембранной камерой вниз.

Комбинированные регуляторы. Отечественная промышлен-
ность выпускает четыре разновидности регуляторов: РДНК-400,
РДГД-20, РДСК-50, РДГ-80. В корпусе регулятора вмонтированы
сбросной и запорной клапан. На рис. 73 а—г показаны схемы комби-
нированных регуляторов.
Регулятор давления газа с выходным низким давлением ком-
бинированный РДНК-400. Регулятор давления газа с выходным низ-
ким давлением комбинированный РДНК-400 предназначен для регу-
лирования высокого или среднего давления на низкое до 2—3; 5 кПа,
автоматического поддержания низкого выходного давления на
заданном уровне независимо от изменения расхода и входного
давления, автоматического отключения подачи газа при аварийных
повышениях и понижениях выходного давления сверх допустимых за-
данных значений.

Регулятор рассчитан на устойчивую работу при воздействии тем-
пературы окружающего воздуха от —30 до + 60° С и относительной
влажности до 95 % при температуре + 35° С.

Устройство и принцип работы. В комбинированном регуляторе
скомпонованы, соединены и независимо работают устройства: непо-
средственно регулятор давления, автоматическое отключающее уст-
ройство, сбросный клапан, фильтр для отделения пыли.

Регулятор давления состоит из корпуса 19, в котором запрессовано
седло рабочего клапана 10, одновременно являющееся седлом отсеч-
ного клапана.

Рабочий клапан посредством штока 21 и рычажного механизма 22
соединен с рабочей мембраной 4.

В мембране 4 находится сбросный клапан 1 со сменной пружиной
3 и гайкой 2.

В крышке мембранной камеры 8 имеется штуцер 5 для сброса газа
в атмосферу. Сменная пружина 6 с нажимной гайкой предназначены
для настройки выходного давления.

Корпус регулятора 19 соединен с помощью винтов и гаек с отклю-
чающим клапаном 17.

Подаваемый к регулятору газ среднего или высокого давления
проходит через входной патрубок, сетчатый фильтр и, проходя через
щель между рабочими клапаном 10 и седлом, редуцируется до низко-
го давления и по выходному патрубку поступает к потребителю.

Импульс от выходного давления передается в подмембранную по-
лость отключающего устройства по импульсной трубке 28.

В случае повышения давления на выходе регулятора до 2,8 кПа от-
крывается сбросный клапан 1, обеспечивая сброс газа в атмосферу че-
рез свечу.

При дальнейшем повышении давления газа мембрана отсеченого
клапана перемещается. Шток мембраны выйдет из зацепления и под
действием пружины перекроет вход газа в регулятор.
Техническая характеристика

1.	Регулируемая среда

2.	Максимальное входное давление, МПа	।

3.	Диапазон настройки выходного давления, кПа |

4.	Пропускная способность при входном давлении 0.6 ।
МПа, м’/ч, не менее 6 атм.

5.	Неравномерность регулирования, не более

6.	Диапазон настройки давления начала срабатыва-
ния сбросного клапана, кПа

7.	Диапазон настройки давления срабатывания авто-
матического отключающего устройства, кПа:

при понижении выходного давления

при повышении выходного давления

8.	Масса (без ответных фланцев), кг, не более

— природный газ
0.6 6 кгс/см

-2- -3.5. 200- 350 мм.

400

- 10

- 2,8- 4,0:
280—400 мм

— 0,7—1,1;

70—110 мм. в

— 4,0—5,0;

400—500 мм. в
— 14

Пуск регулятора в работу производится вручную после устране-
ния причин, вызвавших срабатывание отключающего устройства. Для
этого вывертывается пробка и плавно перемещается шток до того мо-
мента, когда за его выступ западет конец штока. Этот момент опреде-
ляется на слух по характерному щелчку. Затем пробка устанавливает-
ся на место и ввертывается до упора.

Регулятор РДСК-50. (Регулятор давления газа с выходным сред-
ним давлением, комбинированный).

Назначение регулятора. Для снижения высокого или среднего
давления до 0,2—1 кгс/см“.

Для автоматического поддержания выходного давления постоян-
ным независимо от расхода газа.

Для автоматического отключения подачи газа при повышении или
понижении выходного давления выше или ниже допустимых задан-
ных значений.

Для автоматического сброса газа в атмосферу при кратковремен-
ном повышении выходного давления выше допустимого.

Для очистки газа от механических примесей.

Устройство РДСК. В регуляторе соединены и независимо работа-
ют следующие устройства: регулятор давления; автоматическое от-
ключающее устройство, сбросный клапан, фильтр для очистки от ме-
ханических примесей.

В корпусе регулятора находятся: сетчатый фильтр 32, отсечной
клапан /, рабочий (регулирующий) клапан 17, мембрана регулятора
Продолжение рис. 73 (б)

1—клапан отсечной; 2 —седло клапана; 3 — корпус; 4, 20 — мембрана; 5 — крышка; б — гайка;
7—штуцер; 8, 12. 21, 22, 25, 30 — пружины; 9, 23, 24 — направляющие; 10 — стакан; 11, 15, 26,
28 — щгоки; 13 — клапан сбросный; 14 — мембрана разгрузочная; 16 — седло рабочего клапана;
17 — клапан рабочий; 18, 29 —трубки импульсные; 19— толкатель; 27—пробка; 31 — корпус
регулятора; 32 — сетка

(рабочего клапана), 4 она же мембрана сбросного клапана, сбросный
клапан 13, разгрузочная мембрана 14, разделяющая полость выходно-
го давления от полости входного давления, пружина настройки регу-
лятора 18 с направляющей в стакане 10, пружина настройки сбросного
клапана 12 с гайкой 16, мембрана отключающего устройства 20, пру-
жины настройки отключающего устройства на макс. 22 и мин. 21, сис-
тема штоков 26, 28, соединяющая мембрану отключающего устройст-
ва с его клапаном, импульсные трубки 18, 29.

Технические характеристики

1.	Максимальное входное давление

2.	Пределы настройки выходного давления

3.	Допустимые колебания выходного давления (при
колебании входного давления) не более + 25 %

4.	Пределы настройки сбросного клапана

5.	Пределы настройки запорного клапана:
при повышении выходного давления
при понижении выходного давления

6.	Пропускная способность при входном давлении 3
кгс/см2, не менее

— 12 кгс/см2

— 0,2—1 кгс/см2

— ± 10%

— 1,1—1,2 кгс/см2

— 1,2—1,4 кгс/см2

— 0,18—0,04 кгс/см2

— 200 м3/час

Для пуска регулятора необходимо вывернуть пробку 27, открыть
кран перед регулятором, кран после регулятора должен быть закрыт.
Потянуть за шток 28 вниз до щелчка. При этом шток 26 западет за вы-
ступ штока отсечного клапана, и отсечной клапан откроется. Открыть
кран после регулятора и проверить рабочее давление газа по маномет-
ру. При необходимости подрегулировать рабочее давление вращени-
ем направляющей 19, воздействующей на пружину 8. При вращении
по часовой стрелке — выходное давление увеличивается, против —
уменьшается.

Установить пробку 27 на место.

Настройка давления срабатывания сбросного клапана производит-
ся путем ослабления или сжатия пружины 12 вращением гайки.

Настройка давления срабатывания отключающего устройства при
понижении рабочего давления производится путем ослабления или
сжатия пружины 21 вращением направляющей 23.

Настройка отключающего устройства на повышение давления
производится путем ослабления или сжатия пружины 21 вращением
направляющей 24.

Принцип работы: подаваемый к регулятору газ проходит через
входной патрубок, сетчатый фильтр 32, седло отсечного клапана 2 и,
проходя через щель между рабочим клапаном 1 и его седлом 2, реду-
203
цируется до рабочего давления и через выходной патрубок поступает
к потребителю.

Импульс от рабочего давления передается по импульсной трубке
28 в подмембранную полость регулятора и по трубке 29 в надмембран-
ную полость отключающего устройства.

При изменении расхода и следовательно, рабочего давления меня-
ется положение мембраны 4, движение которой через шток передается
к регулирующему клапану. Клапан изменяет свое положение и при
этом рабочее давление восстанавливается.

При повышении рабочего давления до предела срабатывания
сбросного клапана, открывается сбросный клапан 13, расположенный
в мембране 4 и газ будет через свечу сбрасываться в атмосферу до тех
пор, пока давление восстановится.

При дальнейшем повышении рабочего давления мембрана 20 от-
ключающего устройства опустится вниз вместе с толкателем 19, вы-
талкивая шток 26 вправо. Когда шток 28 полностью выйдет из сопри-
косновения со штойом отсечного клапана, то клапан I под действием
пружины 30 закроет проход газа. При понижении рабочего давления
мембрана 20 с толкателем 19 перемещается вверх, выталкивая шток 26
также вправо до тех пор, пока клапан 1 закроет проход газа.

Регулятор РДГД-20. Регулятор давления газа домовый РДГД-20
предназначен для снижения давления природного газа со среднего до
низкого. Главной конструктивной особенностью РДГД-20 является
наличие в нем встроенного отсечного клапана, исполняющего функ-
ции ПЗК. Регулятор рассчитан на работу при температуре окружаю-
щего воздуха от —30 до + 50° С и относительной влажности до 95 %
при температуре + 35° С без дополнительного обогрева. Зона неравно-

мерности (пропорциональности) регулирования ± 10 %, зона нечувст-
вительности ± 2,5 %. Максимальная пропускная способность 80 м3/ч,
при снижении входного давления до 0,5 кгс/см2 она составляет не ме-
нее 20 м3/ч. Пропускная способность сбросного клапана не менее
0,12 м3/ч при давлении 350 кгс/м2, диапазон его настройки на начало
срабатывания 280—310 кгс/м2. Отсечный клапан настраивается на
срабатывание при понижении выходного давления до 70—110 или его
повышении до 400—500 кгс/м2.

Во входном патрубке регулятора (см. рис. 73, г) установлена
фильтрующая сетка 35. Для приварки подводящего газопровода пре-
дусмотрен штуцер Юу = 20 мм, соединяющийся со входным патруб-
ком накидной гайкой. Очищенный газ проходит через открытое впрес-
сованное в корпус 34 седло 3 отсечного клапана в камеру Б, дроссели-
руется в регулирующем органе до низкого давления и через выходной
патрубок поступает к потребителям. Для присоединения газопровода
низкого давления служит штуцер 18 Dy = 32 мм, соединяющийся с вы-
ходным патрубком накидной гайкой.

Регулирующий орган состоит из впрессованного в корпусе седла 5
и плунжера 4, соединенного штоком 15 с приводом — эластичной
мембраной 14. Подмембранная полость Л от входной полости Б корпу-
са отделена разгрузочной мембраной 13 и соединена с выходным пат-
рубком импульсной трубкой 16. Эта трубка на конце имеет головку 17
обтекаемой формы с несколькими радиальными отверстиями для вос-
приятия только статического напора в выходном патрубке. При изме-
нении расхода газа меняется давление его в выходном патрубке и ка-
мере А регулятора. Мембрана 14 через шток 15 меняет расстояние
плунжера от седла 5 так, чтобы давление в выходном патрубке восста-
новилось до заданного. Для настройки регулятора на выходное давле-
ние служит пружина 11, сжатие которой регулируется вращением в
резьбе стакана 12 шайбы 10.

Для предохранения от разрыва в случае повышения выходного
давления сверх заданного в мембрану 14 встроен предохранительный
сбросный клапан б, настройка которого производится изменением
сжатия пружины 7 при вращении гайки 9 на резьбе штока 15. Излиш-
ки газа из полости Л через открывшийся сбросный клапан поступают в
надмембранную полость, из которой через штуцер 8Dy = 15 мм и при-
соединяемый к нему сбросный трубопровод выводятся в атмосферу.

Если давление в выходном патрубке регулятора увеличится до
400—500 кгс/м2, то сработает отсечный клапан, привод которого мем-
брана 22 расположена в коробке 21 под корпусом 34 регулятора. Над-
мембранная полость В привода соединена импульсной трубкой 19 с
выходным патрубком регулятора, и в ней поддерживается давление,
равное выходному. При нормальной работе регулятора и находящем-
ся в нижнем (открытом) положении плунжере 2 ПЗК горизонтальный
шток 30 пружиной 2 7 через втулку 28 и упор 29 прижат к тонкой части
штока 32, нижний, более толстый конец которого упирается в гори-
зонтальный шток, препятствуя закрытию клапана. Когда выходное
давление увеличивается более 300 кгс/м2, мембрана 22, преодолевая
усилие пружины 26, начинает опускаться вниз вместе с толкателем 20.
Толкатель при этом своей верхней скошенной кромкой передвигает
вправо горизонтальный шток, преодолевая сопротивление пружины
27. Когда выходное давление достигает 400—500 кгс/м2, горизонталь-
ный шток выходит из зацепления со штоком 32, запорный плунжер 2-
1 2

manUMoip

Продолжение рис. 73 (в)

в — комбинированный РДГ-80: / — стабилизатор давления, 2 — регулятор давления, 3 — входной
кран, 4 — отсечной клапан, 5 — рабочий большой клапан, 6 — пружина, 7 — рабочий малый
клапан, 8 — дроссель регулирующий, 9 — поворотная ось отсечного клапана, 10 — поворотный
рычаг, 11—входной газопровод, 12 — импульсный газопровод, 13 — механизм контроля
отсечного устройства, 14— шумогаситель

под действием пружины 33 поднимается вверх и прижимается к седлу
3. Поступление газа к потребителям прекращается. Настройка отсека-
теля на срабатывание при повышении давления производится измене-
нием сжатия пружины 26 с помощью регулировочной гайки 25.

Если давление в выходном патрубке регулятора уменьшается до
70—110 гс/м2, то отсечный клапан также закрывается, и подача газа к
потребителям прекращается. Уменьшение выходного давления вызы-
вает подъем мембраны 22 и связанного с ней толкателя 20 вверх.
При этом толкатель своей нижней скошенной кромкой толкает
вправо горизонтальный шток, и когда выходное давление достигает
70—110 кгс/м2, зацепление горизонтального штока 30 и вертикально-
го 32 прекращается. Запорный плунжер 2 пружиной 33 подталкивает-
ся вверх к седлу, перекрывая проход газа. Настройка отсекателя на
срабатывание при понижении давления производится изменением
сжатия пружины 23 регулировочной гайкой 24.

Открытие отсечного клапана производят вручную после устране-
ния причин, вызвавших его срабатывание. Для этого вывертывают
206
пробку 31 и плавно перемещают вниз шток 32 до момента, когда за его
выступ западет конец горизонтального штока 30. Этот момент опреде-
ляют на слух по характерному щелчку, создаваемому ударом торца го-
ризонтального штока о тонкую часть штока 32 под воздействием пру-
жины 27. Затем пробку 31 устанавливают на место и ввертывают до
упора.

Регулятор должен монтироваться на горизонтальном участке газо-
провода стаканом 12 вверх. Размещаться регулятор может на вводе в
здание, в нише домового фасада, в проветриваемом нежилом помеще-
нии (лестничная клетка и т. п.). При необходимости его защищают от
повреждения запирающимся металлическим кожухом.

В процессе эксплуатации регулятора могут наблюдаться следую-
щие неполадки:

1)	ПЗК срабатывает из-за значительного понижения выходного
давления, вызванного заеданием подвижной системы регулятора, за-
грязнением фильтра, поломкой настроечной пружины, разрывом ра-
бочей мембраны или намораживанием кристаллогидратов в зоне дрос-
селирующего органа;

2)	ПЗК срабатывает из-за значительного повышения выходного
давления, вызванного заеданием подвижной системы регулятора, раз-
рыва разгрузочной мембраны, поломки настроечной пружины, износа
уплотнения регулирующего плунжера или намораживания кристалло-
гидратов в зоне дросселирующего органа;

3)	ПЗК не срабатывает, выходное давление значительно выше или
ниже давления настройки из-за заедания подвижной системы, полом-
ки пружин или износа уплотнения отсечного клапана (ПЗК);

4)	наблюдается сброс газа в атмосферу при нормальном выходном
давлении. Причины: поломка, нарушение настройки пружины или из-
нос уплотнения сбросного клапана, износ уплотнения регулирующего
плунжера, намораживание кристаллогидратов в зоне дросселирующе-
го органа.

Во всех перечисленных случаях следует регулятор разобрать, очи-
стить от пыли и кристаллогидратов и при необходимости заменить не-
исправные детали.

Регулятор РДГ-80. В настоящее время разрабатывается и осваи-
вается производство базовых образцов параметрического ряда комби-
нированных регуляторов для районных ГРП на условные проходы 50,
80, 100, 150, которые лишены недостатков, присущих другим регуля-
торам.
Каждый тип регуляторов предназначен для редуцирования высо-
кого или среднего давления газа на среднее или низкое, автоматиче-
ское поддерживание выходного давления на заданном уровне незави-
симо от изменения расхода и входного давления, а также для автома-
тического отключения подачи газа при аварийных повышении и пони-
жении выходного давления сверх допустимых заданных значений.

Область применения их — регуляторные пункты и узлы редуци-
рования газорегуляторных установок промышленных, коммунальных
и бытовых объектов.

Регуляторы этого типа непрямого действия.

В состав регулятора входят: исполнительное устройство, стабили-
затор, регулятор управления (пилот).

Один из этого ряда регулятор давления газа РДГ-80 обеспечивает
устойчивое и точное регулирование (неравномерность регулирования
не превышает 5 % Р газа во всем диапазоне расходов) газа от мини-
мального до максимального, тем самым повышая надежность работы
в системах газоснабжения. Это достигается тем, что регулирующий
клапан исполнительного устройства выполнен в виде двух подпружи-
ненных клапанов разных диаметров, обеспечивающих устойчивость
регулирования во всем диапазоне расходов, а в регуляторе управления
(пилоте) рабочий клапан расположен на двухплечем рычаге, противо-
положный конец которого подпружинен, задающее усилие на рычаг
накладывается между опорой рычага и пружиной. Так обеспечивается
герметичность рабочего клапана и точность регулирования пропор-
ционально соотношению плеч рычага.

Исполнительное устройство состоит из корпуса, внутри которо-
го установлено большое седло. Мембранный привод включает мем-
брану жестко соединенного с ней штока, на конце которого закреплен
малый клапан, между выступом штока и малым клапаном свободно
сидит на штоке большой клапан, одновременно в нем расположено
седло малого клапана. Оба клапана подпружинены. Шток перемеща-
ется во втулках направляющей колонки корпуса. Под седлом располо-
жен шумогаситель в виде патрубка с целевыми отверстиями.

Стабилизатор — предназначен для поддержания постоянного дав-
ления на входе в регулятор управления (пилот), т. е. для исключения
влияния колебания входного давления на работу регулятора в целом.

Стабилизатор выполнен в виде регулятора прямого действия и
включает в себя: корпус, узел мембраны с пружинной нагрузкой, рабо-
чий клапан, который расположен на двухплечем рычаге, противопо-
ложный конец которого подпружинен. При такой конструкции уда-
208

Ж»
лось достигнуть надежной герметичности рабочего клапана регулято-
ра управления и выдачу управляемого давления с большой точностью.

Регулятор управления (пилот) вырабатывает управляющее дав-
ление в надмембранную полость исполнительного устройства с целью
перестановки регулирующих клапанов исполнительного устройства в
случае рассогласования системы регулирования.

Надклапанная полость регулятора управления импульсной труб-
кой через дроссельные устройства связана с подмембранной поло-
стью исполнительного механизма и со сбросным газопроводом.

Подмембранная полость связана импульсной трубкой с надмем-
бранной полостью исполнительного механизма. С помощью регули-
ровочного винта мембранной пружины регулятора управления осуще-
ствляется настройка регулирующего клапана на заданное выходное
давление.

Регулируемые дроссели из подмембранной полости исполни-
тельного устройства и на сбросной импульсной трубке служат для на-
стройки на спокойную работу регулятора.

Регулируемый дроссель включает: корпус, иглу с прорезью и
пробку.

Манометр служит для контроля давления после стабилизатора.

Механизм контроля отсечного клапана обеспечивает непрерыв-
ный контроль выходного давления и выдачу сигнала на срабатывания
отсечного клапана в исполнительном устройстве при аварийных по-
вышении и понижении выходного давления сверх допустимых задан-
ных значений.

Механизм контроля состоит: из разъемного корпуса, мембраны,
штока большой и малой пружины, уравновешивающих действие на
мембрану импульса выходного давления.

Перепускной вентиль предназначен для уравновешивания давле-
ния в камерах входного патруба до и после отсечного клапана при вве-
дении его в рабочее состояние.

Регулятор работает следующим образом. Для пуска регулятора в
работу необходимо открыть перепускной вентиль, входное давление
газа поступает по импульсной трубке в надклапанное пространство
исполнительного устройства. Давление газа до отсечного клапана и
после него выравнивается. Поворотом рычага открывают отсечный
клапан. Давление газа через седло отсечного клапана поступает в над-
клапанное пространство исполнительного устройства и по импульс-
ному газопроводу в подклапанное пространство стабилизатора. Под
усилием пружины и давлением газа клапаны исполнительного устрой-
ства закрыты.
Продолжение рис. 73 (г)

г — регулятор РДГД-20:1, 34 — корпус, 2.4 — плунжер, 3, 5 — седло, 6 — сбросный клапан, 7, 11,
23—27, 33 — пружина, 8, 18 — штуцер, 9, 24, 25 — гайка, 10—шайба, 12— стакан, 13,14 и
22 — мембрана, 15, 30, 32 — шток, 16, 19 — импульсная трубка, 17 — головка, 20 — толкатель,
21—коробка, 28— втулка, 29 — упор, 31 — пробка, 55— фильтрующая сетка

Пружина стабилизатора настроена на заданное выходное давле-
ние газа. Входное давление газа редуцируется до заданной величины
(0,3—0,5 атм) поступает в надклапанное пространство стабилизатора
и через сверление в подмембранное пространство стабилизатора и по
импульсу в подклапанное пространство регулятора давления (пило-
210
г

та). Сжатие регулировочной пружины пилота действует на мембрану,
мембрана опускается вниз, через тарелку действует на шток, который
перемещает коромысло, клапан пилота открывается. От регулятора
управления (пилот) газ через регулируемый дроссель поступает в под-
мембранНую полость исполнительного механизма. Через дроссель
подмембранная полость исполнительного устройства соединяется с
полостью газопровода за регулятором давления газа в подмембранной
полости исполнительного устройства больше, чем в надмембранной.
Мембрана с жестко соединенным с ней штоком, на конце которого за-
креплен малый клапан, придет в движение и откроет проход газу через
образовавшуюся щель между управлением малого клапана и малым
седлом, который непосредственно установлен в большом клапане.

При этом большой клапан под действием пружины и входного
давления прижат к большому седлу и поэтому расход газа определяет-
ся проходным сечением малого клапана.

Выходное давление газа по импульсным линиям (без дросселей)
поступает в подмембрайное пространство регулятора давления
(пилота), в надмембранное пространство исполнительного устройства
и на мембрану механизма контроля отсечного клапана.

При увеличении расхода газа под действием управляющего пере-
пада давления, в полостях исполнительного устройства мембрана при-
дет в дальнейшее движение и шток своим выступом начнет открывать
большой клапан и увеличит проход газа через дополнительно образо-
вавшуюся щель между уплотнением большого клапана и большим
седлом.

При уменьшении расхода газа большой клапан под действием пру-
жины и отходящего в обратную сторону под действием измененного
управляющего перепада давления в полостях исполнительного уст-
ройства штока с выступами уменьшит проходное сечение большого
клапана и в дальнейшем перекроет большое седло, при этом малый
клапан остается открытым и регулятор начнет работать в режиме ма-
лых нагрузок. При дальнейшем уменьшении расхода газа малый кла-
пан под действием пружины и управляющего перепада давления в по-
лостях исполнительного устройства вместе с мембраной придет в
дальнейшее движение в обратную сторону и уменьшит проход газа, а
при отсутствии расхода газа малый клапан перекроет седло.

В случае аварийных повышений или понижений выходного давле-
ния мембрана механизма контроля перемещается влево или вправо,
шток отсечного клапана выходит из соприкосновения со штоком ме-
ханизма контроля, отсечный клапан под действием пружины перекры-
вает вход газа в регулятор.
Таблица 21. Возможные неисправности и способы их устранения

Наименование неисправностей, внешнее их проявление	Вероятность причины	Метод устранения
1. Значительное снижение	1. Заедание подвижной сис-	Разобрать регу-
выходного давления — сра-	темы регулятора	лятор, очистить от
ботало отключающее устрой-	2. Загрязнение трущихся	пыли и кристалло-
ство	частей.  3.	Прорыв рабочей мембраны  4.	Поломка пружниы на- стройки выходного давления  5.	Намораживание кристал- логидратов в зоне рабочего клапана	гидратов, заме- нить неисправные детали, настроить регулятор
2. Значительное повышение	1. Заедание подвижной сис-	Разобрать регу-
выходного давления — сра-	темы регулятора	лятор, очистить от
ботало отключающее устрой-	2. Прорыв мембраны	пыли и кристал-
ство	3.	Поломка пружины наст- ройки выходного давления  4.	Намораживание кристал- логидратов в зоне рабочего клапана  5.	Износ или вырыв газовым потоком уплотнения рабочего клапана	логидратов, заме- нить иеиеправные детали, настроить регулятор
3. Давление газа перед прн-	1. Заедание подвижной сис-	Заменить иене-
борами не соответствует нор-	темы отключающего устрой-	правные детали,
ме за счет значительного снн-	ства	настроить сброс-
женил или повышения выход- ного давления. Отключающее устройство не срабатывает	2.	Поломка пружины от- ключающего устройства  3.	Износ или вырыв газо- вым потоком уплотнения от- сечного клапана  4.	Прорыв мембраны от- ключающего устройства	ный клапан
4. Сброс газа в атмосферу	1.	Износ уплотнения сброс- ного клапана  2.	Поломка илн нарушение настройки пружины сбросно- го клапана  3.	Износ уплотнения рабо- чего клапана  4.	Намораживание кристал- логидратов в зоне рабочего клапана	Заменить неис- правные детали, настроить сброс- ный клапан
8.3.	Предохранительные устройства регуляторов

Газорегуляторные пункты и установки помимо регуляторов давле-
ния комплектуют также вспомогательными устройствами и оборудо-
ванием: предохранительно-запорными клапанами, гидравлическими
затворами, пружинными сбросными клапанами, фильтрами для очи-
стки газа от механических примесей и т. д.

Предохранительно-запорные устройства устанавливают перед ре-
гулятором давления газа. Их мембранная головка через импульсную
трубку соединена с газопроводом конечного давления. При увеличе-
нии конечного давления сверх установленных норм предохранитель-
но-запорные клапаны (ПЗК) автоматически отсекают подачу газа на
регулятор.

Предохранительно-сбросные устройства, применяемые в ГРП,
обеспечивают сброс избыточного количества газа в случае неплотного
закрытия предохранительно-запорного клапана или регулятора. Мон-
тируются они на отводящем патрубке газопровода конечного давле-
ния. Их выходной штуцер подключают к отдельной свече. Если техно-
логический процесс потребителей газа предусматривает непрерыв-
ную работу газовых горелок, то предохранительно-запорные клапаны
не устанавливаются, а монтируются только сбросные клапаны. В этом
случае необходимо установить сигнализаторы давления газа, опове-
щающие о повышении давления газа сверх допустимой величины. Ес-
ли газорегуляторные пункты и установи снабжают газом тупиковые
объекты, то установка ПЗК необходима. Рассмотрим наиболее распро-
страненные типы запорных и предохранительных устройств.

Предохранительно-запорные клапаны ПКН и ПКВ. Клапаны
(рис. 74) контролируют верхний и нижний пределы выходного давле-
ния газа, они выпускаются с условными проходами 50, 80, 100 и
200 мм. Клапан ПКВ отличается от клапана ПКН тем, что у него ак-
тивная площадь мембраны меньше за счет наложения на нее стального
кольца.

В открытом положении клапан удерживается рычагом 4. Сам ры-
чаг удерживается в верхнем положении за штифт 3 крючком анкрено-
го рычага 2. Ударник 9 за счет штифта 10 упирается в коромысло 11 и
удерживается в вертикальном положении.

Импульс конечного давления газа через штуцер 1 подается в под-
мембранное пространство клапана и производит противодавление на
213
Рис. 74. Предохранительио-запориые клапаны ПКН (ПКВ):

1— штуцер, 2, 4 — рычаги, 3, 10 — штифты, 5 — гайка, 6 — тарелка, 7, 8 — пружины,
9 — удариик, 11— коромысло, 12 — мембрана

мембрану 12. Перемещению мембраны вверх препятствует пружина 7.
Если давление газа повысится сверх нормы, то мембрана переместит-
ся вверх и соответственно переместится вверх гайка 5. Вследствие
этого левый конец коромысла переместится вверх, а правый опустится
и выйдет из зацепления со штифтом 10. Ударник, освободившись от
зацепления, упадет и ударит по концу анкерного рычага 2. Вследствие
этого рычаг выводится из зацепления со штифтом 3 и клапан перекро-
ет проход газа. Если давление газа понизится ниже допустимой нор-
мы, то давление газа в подмембранном пространстве клапана стано-
вится меньше усилия, создаваемого пружиной 8, опирающейся на вы-
ступ штока мембраны 12. В результате мембрана и шток с гайкой 5 пе-
реместятся вниз, увлекая конец коромысла 11 вниз. Правый конец
коромысла поднимется, выйдет из сцепления со штифтом 10 и вызо-
вет падение ударника 9.
<?

Рис. 75. Устройство и схема обвязки
шкафной ГРУ:

а — принципиальная схема: 1 — входной
штуцер, 2 — входной клапан, 3 — фильтр,
4 — штуцер для манометра, 5 — ПКК-40М,
6 — регулятор РД-32М (РД-50М), 7 — штуцер
замера конечного давления, 8 — выходной

клапан, 9 — сбросная линия встроенных в
регуляторы предохранительных клапанов,

10 — импульсная линия конечного давления,

11 — импульсная линия, 12 — штуцер с тройником, 13 — манометр; б — разрез клапана ПКК-40М:
1, 13 —клапаны, 2 — штуцер, 3, 11 —пружины, 4 — резиновое уплотнение, 5, 7 — отверстия, 6,
10 — мембраны, 8 — пусковая пробка, 9 — импульсная камера, 12— шток

Рекомендуется следующий порядок настройки. Сначала клапан
настраивают на нижний предел срабатывания. Во время настройки
давление за регулятором следует поддерживать несколько выше уста-
новленного предела, затем, медленно снижая давление, убедиться, что
клапан срабатывает при установленном нижнем пределе. При на-
стройке верхнего предела необходимо поддерживать давление немно-
го больше настроенного нижнего предела. По окончании настройки
нужно повысить давление, чтобы убедиться, что клапан срабатывает
именно при заданном верхнем пределе допустимого давления газа.

Запорно-предохранительный клапан ПКК-40М. В шкафных га-
зорегуляторных установках устанавливают малогабаритный запор-
Рис. 76. Гидравлический
затвор:

но-предохранительный клапан ПКК-40М.
Этот клапан разработан институтом
Мосгазпроект и рассчитан на входное
давление 0,6 МПа. На рис. 75 показаны
устройство и схема обвязки шкафной га-
зорегуляторной установки (а) и разрез
клапана ПКК-10М (б). Для открытия
клапана отвинчивается пусковая пробка
8 (рис. 75, а), после чего импульсная ка-
мера клапана сообщается с атмосферной

i — корпус, 2 — аодомсрное стекло, через отверстие 7. Под действием давле-
3 —запорная жидкость	НИЯ ra3a MeMfjpaHa ][), ШТОК 12 И КЛапаН

13 перемещаются вверх, при этом, когда
мембрана находится в крайнем верхнем положении, отверстие 5 в
штоке клапана прикрывается резиновым уплотнением 4 и поступле-
ние газа из корпуса в импульсную камеру 9 прекращается. Затем пус-
ковая пробка завинчивается. Через открытый клапан газ поступает на
регуляторы давления б и по импульсной трубе в камеру 9. Если давле-
ние газа за регуляторами повысится сверх установленных пределов, то
мембрана 6, преодолевая упругость пружины 3, переместится вверх, в
результате чего отверстие 5, прикрытое ранее резиновым уплотнени-
ем 4, откроется. Верхняя мембрана б, поднимаясь, упирается своим
диском в крышку, а нижняя под действием пружины 11 и массы клапа-
на со штоком опускается вниз и клапан закрывает проход газа.

Сбросные предохранительные устройства. В отличие от запор-
ных они не перекрывают подачу газа, а сбрасывают часть его в атмо-
сферу, за счет чего снижается давление газа в газопроводе.

Существует несколько видов сбросных устройств, различных по
конструкции, габаритам, принципу действия и области применения:
гидравлические рычажно-грузовые, пружинные и мембранно-пру-
жинные. Некоторые из них применяют только для низкого давления
(гидравлические); другие — как для низкого, так и для среднего (мем-
бранно-пружинные).

Гидравлический сбросной предохранитель, гидрозатвор (рис.
76). Верхний штуцер служит для присоединения газопровода, а боко-
вой штуцер подсоединяют к свече для выброса в атмосферу. С внеш-
ней стороны корпуса установлено водомерное стекло 2, позволяющее
определить высоту столба жидкости, залитой в корпус.
При нормальном давлении газ не может преодолеть массы столба
жидкости, залитой в гидрозатвор, и поэтому в атмосферу не сбрасыва-
ется. Но как только давление окажется больше массы столба жидкости
в гидрозатворе, газ начинает вытеснять жидкость из трубки штуцера,
доходит до ее нижнего края и, поднимаясь вверх, уходит через свечу в
атмосферу.

В качестве запорной жидкости 3 может использоваться вода, если
гидрозатвор установлен в помещении с положительной температурой,
или глицерин, керосин и веретенное масло при отрицательных темпе-
ратурах.

Жидкость в гидрозатвор заливают через пробку, расположенную в
верхней части корпуса 1. Необходимый уровень жидкости в гидроза-
творе определяется по формуле

h = Р/р,	(52)

где h — высота столба жидкости в гидрозатворе; Р — давление, при
котором должен срабатывать гидрозатвор; р — плотность жидкости.

Предохранительно-сбросной клапан ПСК. Мембранно-пру-
жинный сбросной клапан ПСК (рис. 77) устанавливают на газопрово-
дах низкого и среднего давления. Клапаны ПСК-25 и ПСК-50 отлича-
ются друг от друга только габаритами и пропускной способностью.

Газ из газопровода после регулятора поступает на мембрану 3 кла-
пана ПСК. Если давление газа оказывается больше давления пружины
2 снизу, то мембрана отходит вниз, клапан открывается и газ идет на
сброс. Как только давление газа станет меньше усилия пружины, кла-
пан закрывается. Сжатие пружины регулируют винтом 1 в нижней
части корпуса. Для установки ПСК на газопроводах низкого или высо-
кого давления подбирают соответствующие пружины.

Золотник 5 сбросного клапана ПСК-25 имеет форму крестовины и
перемещается внутри седла 6. В ПСК-50 золотник клапана снабжен
профилированными окнами. Надежность работы ПСК во многом за-
висит от качества сборки. При сборке необходимо:

очистив клапанное устройство от механических частиц, убедить-
ся, что на кромке седла и на уплотняющей резине золотника нет цара-
пин или забоев;

добиться соосности расположения золотника сбросного клапана с
центральным отверстием мембраны. Для проверки соосности осла-
1



Рис. 78.

Предохранительно-сбросной
клапан типа ППК-4:

1 — седло клапана, 2 — золотник, 3 —
пружина, 4 — регулировочный винт,
5 — кулачок

Рис. 77. Предохранительно-сбросной клапан
ПСК:

I — регулировочный виит, 2 — пружина, 3 — мембрана,
4 — уплотнение, 5 — золотник, 6 — седло

бить или вынуть пружину и, нажимая
на золотник через отверстие сброса,
убедиться, что он свободно перемеща-
ется внутри седла.

Предохранительно-сбросной кла-
пан ППК-4. Пружинный предохрани-
тельный клапан среднего и высокого

давления ППК-4 (рис. 78) выпускается промышленностью с условны-
ми проходами 50, 80,100 и 150 мм. В зависимости от диаметра пружи-
ны 3 они могут настраиваться на давление 0,05...2,2 МПа. Принцип ра-
боты клапана заключается в следующем. Импульс конечного давле-
ния газа подается под золотник 2, который под действием упругости
пружины 3 герметично прижимается к седлу 1. При повышении давле-
218
ния сверх установленного предела сила его давления на площадь зо-
лотника преодолевает силу пружины, и клапан, отрываясь, сбрасывает
излишки газа. Настройка пружины на заданный режим работы произ-
водится регулировочным винтом 4.

Для проверки и продувки клапана необходимо повернуть ось ку-
лачка 5.

8.4.	Газовые фильтры

Для очистки газа от механических примесей и предотвращения за-
сорения импульсных трубок, дроссельных отверстий, износа запор-
ных и дроссельных органов арматуры устанавливают фильтры.

В зависимости от типа регуляторов и давления газа применяют
различные конструкции фильтров.

В газорегуляторных установках с условным проходом до 50 мм ус-
танавливают угловые сетчатые фильтры (рис. 79, а), в которых фильт-
рующим элементом является обойма, обтянутая мелкой сеткой. В ГРП
с регуляторами с условным проходом более 50 мм применяют чугун-
ные волосяные фильтры (рис. 79, б). Фильтр состоит из корпуса,
крышки и кассеты. Обойма кассеты с обеих сторон обтянута металли-
ческой сеткой, которая задерживает крупные частицы механических
примесей. Более мелкая пыль оседает внутри кассеты на прессован-
ном волокне, которое смазывают висциновым маслом.

Кассета фильтра оказывает сопротивление потоку газа, что вызы-
вает перепад давлений до фильтра и после него. Повышение перепада
давления газа в фильтре более 10 000 Па не допускается, так как это
может вызвать унос волокна из кассеты.

Чтобы уменьшить перепады давления, кассеты фильтра рекомен-
дуется периодически очищать (вне здания ГРП). Внутреннюю полость
фильтра следует протирать тряпкой, смоченной в керосине.

На рис. 80, а показано устройство фильтра, предназначенного для
ГРП, оборудованного регуляторами РДУК. Фильтр состоит из сварно-
го корпуса с присоединительными патрубками для входа и выхода га-
за, крышки и заглушки. Со стороны входа газа внутри корпуса прива-
рен металлический лист, защищающий сетку от прямого попадения
твердых частиц. Твердые частицы, поступающие с газом, ударяясь в
металлический лист, собираются в нижней части фильтра, откуда их
В)

Рис. 79. Газовые фильтры:

а — угловой сетчатый; о — аолосяиой: / — корпус, 2 — крышка, 3 — сетка, 4 — капроновое
волокно, 5 — кассета

периодически удаляют через люк. Внутри корпуса имеется сетчатая
кассета, заполненная капроновой нитью.

Оставшиеся в потоке газа твердые частицы фильтруются в кассе-
те, которая по мере необходимости прочищается. Для очистки и про-
мывки кассеты верхнюю крышку фильтра можно снимать.

Для замера перепада давления используют дифференциальные ма-
нометры, присоединяемые к специальным штуцерам. Перед ротаци-
220
Рнс. 80. Фильтры сварные:

а — фильтр к регуляторам РДУК: I — сварной корпус, 2 — верхняя крышка, 3 — кассета, 4 — люк
для чистки, 5 — отбойным лист; б — фильтр-ревизия: 1 — выходной патрубок, 2 — сетка,
3 — корпус, 4 — крышка

онными счетчиками устанавливают дополнительное фильтрующее
устройство — фильтр-ревизию (рис. 80, б).

8.5.	Контрольно-измерительные приборы

В нашей стране разработана и внедряется государственная систе-
ма приборов (ГСП). Она представляет собой совокупность унифици-
рованных блоков, приборов и устройств, имеющих стандартизирован-
ные параметры входных и выходных сигналов, нормированные габа-
риты, присоединительные размеры, а также параметры питания. Та-
ким образом, ГСП позволит решать все задачи автоматического
контроля, регулирования и управления производственными процесса-
ми. В ГРП для контроля за работой оборудования и измерения пара-
метров газа применяют ряд контрольно-измерительных приборов:
термометры для замера температуры газа, показывающие и регистри-
рующие (самопишущие) манометры для замера давления газа, прибо-
ры для регистрации перепада давлений на скоростных расходомерах,
приборы учета расхода газа (газовые счетчики или расходомеры).
Все контрольно-измерительные приборы должны подвергаться
государственной или ведомственной периодической проверке. Они
должны быть в постоянной готовности к выполнению измерений. Го-
товность обеспечивается метрологическим надзором. Метрологиче-
ский надзор заключается в осуществлении постоянного наблюдения
за состоянием, условиями работы и правильностью показаний прибо-
ров, осуществлении их периодической проверки, изъятии из эксплуа-
тации пришедших в негодность и не прошедших проверки приборов.
Контрольно-измерительные приборы должны устанавливаться непо-
средственно у места замера или на специальном приборном щитке. Ес-
ли КИП монтируют на приборном щитке, то для замера используют
один прибор с переключателями для замера показаний в нескольких
точках.

Контрольно-измерительные приборы к газопроводам присоединя-
ют стальными трубами. Импульсные трубки соединяют сваркой или
резьбовыми муфтами.

Все контрольно-измерительные приборы должны иметь клейма
или пломбы органов Государственного комитета РФ по стандартам.

Контрольно-измерительные приборы с электрическим приводом,
а также телефонные аппараты должны быть во взрывозащищенном
исполнении, в противном случае их ставят в помещении, изолирован-
ном от ГРП.

Рассмотрим наиболее распространенные виды контрольно-изме-
рительных приборов, применяемых в ГРП.

Приборы для измерения давления газа делятся на две основные
группы: жидкостные, в которых измеряемое давление определяется
величиной уравновешивающего столба жидкости; пружинные, в кото-
рых измеряемое давление определяется величиной деформации упру-
гих элементов (трубчатые пружины, сильфоны, мембраны). Жидкост-
ные манометры используются для замера избыточных давлений в пре-
делах до 0,1 МПа. Для давлений до 10 КПа манометры заполняют во-
дой или керосином (при отрицательных температурах), а при
измерении более высоких давлений — ртутью.

К жидкостным майометрам относятся и дифференциальные мано-
метры (дифманометры). Они применяются для замеров перепада дав-
ления. В газовом хозяйстве применяют U-образный дифманометр
ДТ-50 (рис. 81). Толстостенные стеклянные трубки 5 прочно закрепля-
ются в верхней 2 и нижней 6 стальных колодках. Вверху трубки
присоединяются к камерам-ловушкам 3, предохраняющим трубки от
выброса ртути в случае повышения максимального давления. Там же
222
расположены игольчатые вентили 1,
с помощью которых можно отклю-
чать стеклянные трубки 5 от изме-
ряемой среды, продувать соедини-
тельные линии, а также выключать и
включать дифманометр. Между труб-
ками расположены измерительная
шкала 4 и два указателя 7, которые
можно устанавливать на верхний и
нижний уровни ртути в трубках.

Дифманометры можно исполь-
зовать и как обычные манометры
для замера избыточных давлений га-
за, если одну трубку вывести в атмо-
сферу, а другую — в измеряемую
среду.

Основной частью манометра с
одновитковой трубчатой пружиной
(рис. 82) является изогнутая пусто-
телая трубка 6, которая нижним не-
подвижным концом закреплена к
штуцеру 9, с помощью которого ма-
нометр присоединяют к газопрово-
ду. Второй конец трубки запаян и
шарнирно связан с тягой 7. Давле-
ние газа через штуцер 9 передается
на трубку 6, свободный конец кото-
рой через тягу 7 вызывает переме-
щение сектора 5, зубчатого колеса 4
и оси 3. Ось дает отклонение наса-
женной на нее стрелки 2. Пружин-
ный волосок 8 обеспечивает сцепле-
ние зубчатого колеса и сектора и
плавность хода стрелки. Перед ма-
нометром устанавливают отклю-

Рис. 81. Дифференциальный манометр
ДТ-50:

/ — вентили высокого давления, 2, 6 — колодки,
3 — камеры-ловушки, 4 — измерительная шкала,
5 — стеклянные трубки, 7—указатели

Схема расположения каналов
i верхней колодке манометра
к штуцеру
3 4 5

Рис. 83. Схема самопишущего
манометра с многовитковой пружиной:
1 — многовигковая пружина, 2,4, 7 — рычаги, 3
и 6 — оси, 5 — тяга, 8 — мостик, 9 — стрелка с
пером, 10 — картограмма

Рис. 82. Манометр с одновитковой
трубчатой пружиной:

1 — шкала, 2 — стрелка, 3 — ось, 4 — зуб-
чатое колесо, 5 — сектор, 6 — трубка, 7 —
тяга, 8 — пружинный волосок, 9 — штуцер

чающий кран, позволяющий при необходимости снять манометр и за-
менить его. Манометры в процессе эксплуатации должны проходить
государственную поверку один раз в год. Рабочее давление, измеряе-
мое манометров, должно находиться в пределах от */з до 2/3 их шкалы.

На рис. 83 изображена схема самопишущего манометра с много-
витковой пружиной. Пружина выполнена в виде сплюснутой окруж-
ности диаметром 30 мм и шестью витками. Вследствие большой дли-
ны пружины ее свободный конец может перемещаться на 15 мм (у од-
новитковых манометров только на 5...7 мм), угол раскручивания пру-
жины достигает 5O...6O0. Такое конструктивное исполнение позволяет
применять простейшие рычажные передаточные механизмы и осуще-
ствлять автоматическую запись показаний с дистанционной переда-
чей. При подключении манометра к измеряемой среде свободный ко-
нец пружины 1 рычага 2 будет поворачивать ось 3, при этом переме-
щение рычагов 4 и 7 и тяги 5 будет передаваться оси 6. На оси 6 закреп-
лен мостик 8, который соединен со стрелкой пера 9. Изменение
давления и перемещение пружины через рычажный механизм переда-
ется стрелке, на конце которой установлено перо для записи измеряе-
мой величины давления. Диаграмма вращается с помощью часового
механизма.

Ротационные счетчики типа РГ. Счетчиками называются при-
боры, измеряющие суммарный расход газа за определенный промежу-
ток времени. Объемное измерение в счетчиках осуществляется вслед-
224
Рис. 84. Схема ротационного счетчика РГ:

1 — корпус счетчика, 2 — роторы, 3 — дифференциальный манометр, 4 — указатель счетного
механизма

ствие вращения двух роторов за счет разности давления газа на входе
и выходе. Необходимый для вращения роторов перепад давления в
счетчике составляет до 300 Па, что позволяет использовать эти счет-
чики даже на низком давлении. Отечественная промышленность вы-
пускает счетчики РГ-40-1, РГ-100-1, РГ-250-1, РГ-400-1, РГ-600-1 и
РГ-1000-1 на номинальные расходы газа от 40 до 1000 м3/ч и давление
не более 0,1 МПа. (В системе единиц СИ расход 1 м3^ = 2,78 • 10"4 м3/с.)
При необходимости можно применять параллельную установку счет-
чиков.

Ротационный счетчик РГ (рис. 84) состоит из корпуса 1, двух по-
филированных роторов 2, коробки зубчатых колес, редуктора, счетно-
го механизма и дифференциального манометра 5. Газ через входной
патрубок поступает в рабочую камеру. В пространстве рабочей каме-
ры размещены роторы, которые под действием давления протекающе-
го газа приводятся во вращение.

При вращении роторов между одним из них и стенкой камеры об-
разуется замкнутое пространство, которое заполнено газом. Враща-
ясь, ротор выталкивает газ в газопровод. Каждый поворот ротора пе-
редается через коробки зубчатых колес и редуктор счетному механиз-
му. Таким образом учитывается количество газа, проходящего через
счетчик.

Подготовку ротора к работе производят следующим образом. Сни-
мают верхний и нижний фланцы и под счетчик устанавливают лист.
8. к. г. кя.шмов	225
Затем роторы промывают бензином и мягкой кистью, поворачивая их
деревянной палочкой, чтобы не повредить шлифованную поверх-
ность. Далее промывают обе коробки зубчатых колес и редуктор. Для
этого заливают бензин (через верхнюю пробку), проворачивают рото-
ры несколько раз и сливают бензин через нижнюю пробку. Закончив
промывку, заливают масло в коробки зубчатых колес, редуктор и счет-
ный механизм, заливают соответствующую жидкость в манометр
счетчика, соединяют фланцы и проверяют счетчик путем пропускания
через него газа, после чего замеряют перепад давлений. Далее прослу-
шивают работу роторов (должны вращаться бесшумно) и проверяют
работу счетного механизма.

При техническом осмотре следят за уровнем масла в коробках зуб-
чатых колес, редукторе и счетном механизме, замеряют перепад дав-
ления, поверяют на плотность соединения счетчиков. Счетчики уста-
навливают на вертикальных участках газопроводов так, чтобы поток
газа направлялся через него сверху вниз.

Поплавковые дифманометры. Широкое распространение в газо-
вом хозяйстве нашли поплавковые дифманометры и сужающие уст-
ройства. Сужающие устройства (диафрагмы) служат для создания пе-
репада давления. Они работают в комплекте с дифманометрами (рис.
85), измеряющими создаваемый перепад давления. При установив-
шемся расходе газа полная энергия потока газа складывается из потен-
циальной энергии (статического давления) и кинетической энергии,
т. е. энергии скорости. До диафрагмы поток газа имеет начальную ско-
рость vi, в узком сечении эта скорость возрастает до v2, после прохож-
дения диафрагмы поток расширяется и постепенно восстанавливает
прежнюю скорость.

При возрастании скорости потока увеличивается его кинетическая
энергия и соответственно уменьшается потенциальная энергия, т. е.
статическое давление.

За счет разности давлений ДР = FCTi - Рст2 ртуть, находящаяся в
дифманометре, перемещается из поплавковой камеры 5 в стакан 4.
Вследствие этого расположенный в поплавковой камере поплавок
опускается и перемещает ось 6, с которой связаны стрелки прибора,
показывающего расход газа. Отсюда следует, что перепад давления в
дроссельном устройстве, измеренный с помощью дифференциального
манометра, может служить мерой расхода газа.

Зависимость между перепадом давления и расходом газа выража-
ется формулой
Рис. 85. Принципиальная схема поплавкового дифманометра:

а — конструктивная схема; б — кинематическая схема; в — график изменения параметров газа:
/ — поплавок, 2 — запорные вентили, 3— диафрагма, 4 — стакан, 5 — поплавковая камера,
6 — ось, 7—импульсные трубки, 8— кольцевые камеры, 9— шкала указателя, 10— оси,
11 — рычаги, 12 — мостнк пера, 13— перо, 14—диаграмма, 15 — часовой механизм,
16 — стрелка

V = К^Р ,	(53)

где V—объем газа; ДР — перепад давления; К — коэффициент, по-
стоянный для данной диафрагмы.

Значение коэффициента К зависит от соотношения диаметров от-
верстия диафрагмы и газопровода, плотности и вязкости газа.

При установке в газопроводе центр отверстия диафрагмы должен
совпадать с центром газопровода. Отверстие диафрагмы со стороны
входа газа выполняется цилиндрической формы с коническим расши-
рением к выходу потока. Диаметр входного отверстия диска определя-
ют расчетным путем. Входная кромка отверстия диска должна быть
острой.

Нормальные диафрагмы могут применяться для газопроводов с
диаметром от 50 до 1200 мм при условии 0,05 < т < 0,7,
Рис. 86. Принципиальная схема
сильфонного дифманометра:

] — сильфонный блок, 2 — «плюсовый» силь-
фон, 3 — рычаг, 4 — ось, 5 — дроссель, 6 —
«минусовый» сильфон, 7 — сменные пружи-
ны, 8 — шток

in = d2/D\	(54)

где d~:D~ — отношение площади
отверстия диафрагмы к поперечно-
му сечению газопровода; d п
D — диаметры отверстия диафраг-
мы и газопровода.

Нормальные диафрагмы могут
быть двух видов — камерные и
дисковые. Для отбора более точ-
ных импульсов давления диафраг-
ма размещается между кольцевы-
ми камерами.

Плюсовый сосуд присоединя-
ется к импульсной трубке, отби-
рающей давление до диафрагмы; к
минусовому сосуду подводится
давление, отбираемое после диа-
фрагмы.

При наличии расхода газа и пе-
репада давления часть ртути из ка-
меры 5 выжимается в стакан 4
(сменный). Это вызывает переме-

щение поплавка и соответственно стрелки 16, указывающей расход га-
за, и пера 13, отмечающего на диаграмме величину перепада давления.
Диаграмма 14 приводится в движение от часового механизма 15 и де-
лает один оборот в сутки. Шкала диаграммы, разделенная на 24 части,
позволяет определить расход газа за 1 ч. Под поплавком помещается
предохранительный клапан, которые разобщает сосуды 4 и 5 в случае
резкого перепада давлений и тем самым предотвращает внезапный
выброс ртути из прибора.

Сосуды сообщаются с импульсными трубками диафрагмы через
игольчатые вентили 2 и уравнительный вентиль, который в рабочем
положении должен быть закрыт.

Сильфонные дифманометры. Предназначены для непрерывного
измерения расхода газа. Действие прибора (рис. 86) основано на прин-
ципе уравновешивания перепада давления силами упругих деформа-
ций двух сильфонов, торсионной трубки и винтовых цилиндрических
пружин.
Пружины сменные, их устанавливают в зависимости от измеряе-
мого перепада. Основными частями дифманометра являются силь-
фонный блок и показывающая часть.

Сильфонный блок 1 состоит из сообщающихся между собой силь-
фонов 2 и 6, внутренние полости которых заполнены жидкостью.
Жидкость состоит из 67 % воды и 33 % глицерина. Сильфоны связаны
между собой штоком 8. В сильфон 2 подводится импульс до диафраг-
мы, а в сильфон 6 — после диафрагмы.

Под действием более высокого давления левый сильфон сжимает-
ся, вследствие чего жидкость, находящаяся в нем, через дроссель 5 пе-
ретекает в правый сильфон. Шток 8, жестко соединяющий донышки
сильфонов, перемещается вправо и через рычаг 3 приводит во враще-
ние ось 4, кинематически связанную со стрелкой и пером регистри-
рующего и показывающего прибора.

Дроссель 5 регулирует скорость перетекания жидкости и тем са-
мым снижает влияние пульсации давления на работу прибора. Для со-
ответствующего предела измерения применяют сменные пружины 7.

8.6.	Ввод в эксплуатацию газорегуляторных пунктов

Приемка и ввод в эксплуатацию ГРП поводится в такой последова-
тельности: проверка исполнительно-технической документации; про-
верка соответствия монтажа и оборудования проектам; ревизия ГРП;
проверка газопроводов и оборудования на прочность и гер-
метичность, ввод в эксплуатацию.

Комиссии предъявляется необходимая исполнительно-техниче-
ская документация. Оборудование ГРП должно соответствовать про-
екту. Цель ревизии — установить укомплектованность и исправность
оборудования: регулятора, фильтра, предохранительных, сбросных и
запорных устройств, контрольно-измерительных приборов.

Проверку на прочность газопроводов и оборудования производит
строительно-монтажная организация в присутствии представителя за-
казчика. Испытание на прочность необходимо для выявления дефек-
тов в оборудовании, трубах и их соединениях. Под испытательным
давлением на прочность газопроводы и оборудование ГРП выдержи-
ваются в течение 1 ч, после чего давление снижается до норм, установ-
ленных для испытания на герметичность.
Испытание газопроводов и оборудования ГРП на герметичность в
зависимости от конструкций регуляторов и арматуры может прово-
диться в целом или по частям (до регулятора и после него). Если испы-
тание проводится в целом, то нормы испытательных давлений прини-
маются по давлению тела до регулятора. При испытании по частям
норм!я испытательных давлений устанавливаются отдельно до и по-
сле регулятора давления.

Испытание газорегуляторных пунктов на герметичность произво-
дится после испытания на прочность, время испытания 12 ч. При этом
падение давления не должно превышать 1 % начального давления.

До ввода в эксплуатацию газорегуляторных пунктов необходимо
трубы и арматуру продуть газом. Продувку производят с соблюдени-
ем всех мероприятий, указанных в наряде на газоопасные работы. Воз-
дух вытесняется под давлением газа 1000... 1500 Па путем сброса газо-
воздущной смеси в атмосферу. Для сброса можно использовать специ-
альную свечу, гидрозатвор или сбросной клапан.

Продувку газопровода на участке от задвижки в колодце до за-
движки перед фильтром целесообразно производить через байпасную
линию на свечу. После этого следует произвести продувку оборудова-
ния ГРП. Продувку заканчивают после анализа газовоздушной смеси.

После продувки приступают к наладке оборудования ГРП, после-
довательность операций указывается в инструкциях. Примерная по-
следовательность операций: с помощью штока и сцепления рычагов
открывают предохранительный клапан; ослабляют пружину пилота и
разгружают рабочую мембрану регулятора, открывают выходную за-
движку за регулятором; медленно приоткрывают входную задвижку и
пропускают газ на регулятор; мембрана регулятора перемещается
вверх и клапан открывается, одновременно по импульсной трубке газ
попадает в надмембранную полость регулятора; мембрана регулятора
в этот момент испытывает давление одинаковой величины сверху и
снизу, т. е. находится в равновесии, клапан регулятора под действием
своей массы и массы штока переместится вниз и прикроет седло, т. е.
расход газа прекратится. Для возобновления расхода газа необходимо
поджать регулировочную пружину пилота; режим давления газа кон-
тролируют выходным манометром; медленно открывают входную и
выходную задвижку, включают регулятор под нагрузку и сброс газа в
атмосферу прекращается; настраивают на заданные режимы работы
предохранительный и сбросной клапаны, регулятор давления газа и
определяют перепад давления газа на фильтре, проверяют плотность
всех резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией.
Для настройки предохранительно-запорного клапана на минимум
кладут груз на шток мембраны, с помощью пилота снижают давление
газа и по манометру определяют то давление, при котором клапан сра-
батывает. Если молоток клапана опускается при давлении более высо-
ком, чем положено, то груз уменьшают. Настройку предохранитель-
но-запорного клапана на максимум производят аналогичным спосо-
бом, но вместо грузов используют упругость пружины, смонтирован-
ной на его корпусе. Гидрозатвор настраивают после заливки в него
жидкости. Уровень воды обеспечивает срабатывание гидрозатвора до
срабатывания предохранительного клапана на максимум.

При включении регуляторов необходимо: проверить входное и
выходное давление (входная задвижка и предохранительно-запорный
клапан должны быть закрыты, нажимной винт пилота вывернут, за-
движки на байпасе закрыты, а краны на импульсных линиях и к кон-
трольно-измерительным приборам, а также перед сбросными устрой-
ствами открыты); открыть входную задвижку; открыть предохрани-
тельный клапан и поставить ударник в рабочее положение (постепен-
но заворачивать нажимной винт пилота до достижения заданного
давления газа).

При выключении регулятора необходимо: проверить входное и
выходное давление; вывернуть нажимной винт пилота; закрыть пре-
дохранительный клапан и входную задвижку.

Для повышения выходного давления газа необходимо: проверить
выходное и входное давление газа; постепенным ввертыванием на-
жимного винта пилота установить требуемое давление газа.

Для снижения выходного давления нажимной винт пилота необ-
ходимо вывернуть до достижения заданной величины давления газа.

Для открытия предохранительно-запорного клапана необходимо:
проверить входное и выходное давление газа; вывернуть нажимной
винт пилота; открыть предохранительно-запорный клапан и поста-
вить ударник в рабочее положение; ввернуть нажимной винт пилота и
восстановить заданное давление газа.

8.7.	Обслуживание газорегуляторных пунктов

В состав работ по техническому обслуживанию ГРП входят: обход
регуляторных пунктов и устранение выявленных неисправностей;
плановая проверка работы оборудования; текущий ремонт оборудова-

231
ния; проверка контрольно-измерительных приборов и приборов теле-
измерения и телеуправления; капитальный ремонт.

Все вышеперечисленные планово-предупредительные осмотры и
ремонты оборудования ГРП проводятся в сроки, предусмотренные
графиком. При этом не менее 1 раза в год должен предусматриваться
текущий ремонт оборудования ГРП.

Обход регуляторных пунктов проводится по утвержденному
графику. При обходе выполняют следующие работы: смену карто-
грамм, заливку чернил, завод часовых механизмов; проверку плотно-
сти резьбовых и фланцевых соединений; проверку наличия газа в по-
мещении ГРП; осмотр всего установленного оборудования и выявле-
ние различных дефектов; проверку работы отопительной системы и
температуры помещения ГРП; температура в помещении должна быть
не менее 5° С, а наружной поверхности отопительных приборов — не
более 80° С.

При обходе проверяют также помещения ГРП, освещение, венти-
ляцию, телефон. Результаты обхода заносят в специальный журнал.
Все выявленные неисправности устраняют немедленно сами слесари
или (в зависимости от сложности) дежурная бригада.

Плановую проверку оборудования проводят 2 раза в год, ее
цель — выявить и устранить неисправности, а также провести на-
стройку оборудования на заданный режим. Работы выполняет бригада
слесарей под руководством инженерно-технических работников. При
плановой проверке проводят следующие работы.

Определение плотности и чувствительности мембран. Плот-
ность мембран проверяют внешним осмотром или с помощью мыль-
ной эмульсии, а чувствительность мембран — путем изменения на-
грузки на мембрану и наблюдением за давлением. Мембраны регуля-
торов низкого давления должны быть чувствительны при изменении
нагрузки, соответствующей изменению давления до 30 Па. Колебание
выходного давления газа за регулятором должно быть не более ± 5 %.

Проверка плотности прилегания клапана к седлу. Для провер-
ки достаточно закрыть клапан, уменьшив нагрузку на мембрану, и
проследить за регулятором. Если клапан плотно закрыт, то шум не
прослушивается. Существуют и другие способы определения плотно-
сти закрытия: по картограммам регистрирующих приборов, выходно-
му давлению газа, с помощью листа чистой бумаги, вложенному меж-
232
ду клапаном и седлом. При обнаружении неплотности закрытия кла-
пана его необходимо отремонтировать или заменить.

Проверка работы запорно-предохранительных и сбрасываю-
щих устройств. При проверке достаточно повысить выходное давле-
ние газа и посмотреть, при каком давлении клапан срабатывает. При
выходном низком давлении клапан должен сработать при давлении
газа на 500 Па выше рабочего давления газа.

Осмотр и очистка фильтра. Состояние фильтра определяют пу-
тем замера перепада давления газа в нем. Если перепад давления более
10 кПа, то фильтр следует очистить.

При проверке и ремонте оборудования разрешается пользоваться
обводной линией. Подача газа по обводной линии допускается только
при условии постоянного нахождения в ГРП дежурного, регулирую-
щего давление газа на выходе из ГРП. После проверки оборудования и
устранения выявленных неполадок делают анализ воздуха помещения
ГРП.

Текущий ремонт. При текущем ремонте ГРП производится пла-
новьрт ремонт (ревизия оборудования), включающий: разборку регу-
ляторов, предохранительных клапанов, фильтров с заменой и ремон-
том изношенных частей; разборку, проверку и смазку технологиче-
ского оборудования в соответствии с инструкциями заводов-изгото-
вителей; государственную проверку манометров; проверку и
прочистку дымоходов; ремонт системы отопления; заделку трещин и
неплотностей в стенах, разделяющих помещение, где установлены
отопительные установки от основного помещения; проверку состоя-
ния и работы отопительных установок, плотность всех соединений,
смазку кранов, прочистку отверстий горелок и форсунок, спая термо-
пары, исправность тяги, соединительных труб.

Задвижки, не обеспечивающие необходимой плотности закрытия,
разбираются, их полость очищается от пыли и грязи, проверяется со-
стояние запорных поверхностей клина и колец, задвижки промывают-
ся керосином. Если после этих операций задвижка не обеспечивает не-
обходимой плотности, то она подлежит замене.

При ремонте здания ГРП производятся следующие работы: ре-
монт отдельных мест дефектов штукатурки, замена разбитых оконных
стекол, ремонт кровли; окраска стен здания, ремонт вентиляции, осве-
щения, телефона; окраска молниеприемников и токоотводов, провер-
233
ка исправности контактов, соединительных проводников, перемычек,
шин и приведения их в порядок.

При плановом ремонте оборудования ГРП проводится всесто-
ронняя проверка газового оборудования. При этом могут проводиться
сварочные и другие огневые работы, допускаемые в исключительных
случаях при условии принятия мер, обеспечивающих безопасность ра-
бот. На время проведения ревизии потребители снабжаются газом че-
рез обводной газопровод (байпас). Последовательность операций
должна быть в строгом соответствии с инструкцией. Примерная по-
следовательность работ при переводе работы ГРП с регулятора на об-
водной газопровод: вывести из зацепления молоток предохранитель-
но-запорного клапана и закрыть кран на его импульсной линии; мед-
ленно, следя за показаниями манометра, приоткрыть задвижки на бай-
пасе и поднять выходное давление газа на 100...200 Па выше
установленного режима; вывернуть регулировочный винт пилота и
медленно закрыть задвижку перед регулятором; с помощью задвижек
на байпасе снизить выходное давление на 100...200 Па и отрегулиро-
вать его по показаниям манометра (регулировку производят задвиж-
кой, второй по ходу газа); отключить предохранительно-запорный
клапан и закрыть задвижку после регулятора.

Перевод ГРП с байпаса на работу через регулятор осуществляют в
строгом соответствии с утвержденной инструкцией. Примерная по-
следовательность работы: открывают клапан ПКН, проверяют, вывер-
нут ли регулировочный винт пилота регулятора и открыты ли краны
на импульсных трубках; открывают выходную задвижку за регулято-
ром; медленно прикрывают задвижки на байпасе и снижают выходное
давление газа на 100...200 Па; медленно открывают задвижку перед
регулятором, наблюдая за показаниями манометра; ввертывают регу-
лировочный винт пилота и устанавливают требуемое выходное давле-
ние; закрывают задвижки на байпасе; убеждаются в устойчивой рабо-
те регулятора, затем открывают кран на импульсной трубке предохра-
нительно-запорного клапана и зацепляют его молоток с рычагом.

После выполнения работ по переводу ГРП с регулятора на байпас
приступают к ревизии оборудования.

Рассмотрим последовательность и объем работ при ревизии регу-
лятора давления РДУК (см. рис. 72, а): снять крышку регулятора, вы-
нуть фильтр и очистить его; вынуть клапан 5 и проверить состояние
уплотнительной резины; если необходимо установить новый уплотни-
234
тель, применяют мягкую маслобензостойкую резину; осмотреть уп-
лотняющую кромку седла клапана, на которой не должно быть вмятин
и царапин; незначительные повреждения можно устранить шлифов-
кой кромки седла мелкой шкуркой; вынуть шток 7, очистить поверх-
ность штока и колонку 6 тряпкой, смоченной в керосине.

Слегка смазать шток механическим вазелином и убедиться, что он
легко перемещается во втулке; надеть золотник на верхний конец што-
ка, нажать на него и убедиться, что уплотняющая резина без перекосов
прилегает к седлу клапана; отвернуть штуцер 11 и вместо него устано-
вить специальный резьбовой наконечник с резиновой трубкой диамет-
ром 6...8 мм. Подуть в трубку и переместить мембрану регулятора в
крайнее верхнее положение. Клапан переместится вверх, при этом вы-
сота хода должна быть равна 25...30 % от диаметра клапана. При мень-
шей величине перемещения следует проверить зазор между верхним
концом штока 7 и дном отверстия клапана 5. Если зазор более 3 мм,
шток необходимо удлинить; для проверки герметичности мембраны 8
резиновую трубку следует пережать и проследить за работой клапана;
если клапан не переместится вниз, мембрана герметична; медленно
выпустить воздух из подмембранного пространства регулятора, при
этом клапан, шток, ударник и мембрана должны перемещаться вниз
плавно, что указывает на отсутствие трений при перемещении толка-
теля; поставить на место фильтр и крышку люка.

Наиболее ответственной операцией при ревизии мембранной ко-
робки является ее сборка. Последовательность работ при сборке тако-
ва: мембрану в сборе с диском кладут на нижний фланец, обеспечивая
установку опоры 9 в кольцевой выточке; нижний фланец, расположен-
ный соосно с верхним, поднимают, обеспечивая сопряжение конца
толкателя с гнездом центрального штуцера мембраны; оба фланца
скрепляют болтами и поочередно стягивают (обращают внимание на
то, чтобы не допустить образования морщин по окружности мембра-
ны).

При текущем ремонте пилота КН-2-00 производят следующие
работы: снимают пробку 77 (см. рис. 72, б) и вынимают клапан 5, про-
чищают отверстия в головке и седле клапана; проверяют соосность
сборки штока с клапаном и ровно укладывают уплотнительную рези-
новую шайбу; вывинчивают резьбовой стакан 22 и вынимают пружи-
ну 76; устанавливают на место клапан 5 и, удерживая его пальцем, ста-
вят пилот мембраной вверх.
Слегка опуская и поднимая золотник, убеждаются, что шток, тол-
катель и мембрана свободно перемещаются вниз и вверх. Если наблю-
дается трение, то необходимо разобрать фланцевую коробку пилота и
при повторной сборке добиться центричности расположения гнезда в
центре мембраны, толкателя и штока; проверяют ход клапана (до 1,5 мм)
и при необходимости регулируют его путем изменения длины штока;
убеждаются, что зазор между верхним концом золотника и заглушкой
достаточен и обеспечивает свободное открытие клапана; устанавлива-
ют на место пробку 17.

В пилоте КВ-2-00 в отличие от КН-2-00 установлена мембранная
тарелка меньшего диаметра и дополнительное кольцо для уменьше-
ния активной площади мембраны.

Текущий ремонт регуляторов РСД (см. рис. 71). Работы реко-
мендуется проводить в такой последовательности: отсоединить труб-
ку пилота от крестовин и снять его; свинтить накидную гайку и разъе-
динить тройник и корпус регулятора; проверить состояние уплотняю-
щей кромки седла клапана 8. При наличии царапин клапан необходи-
мо вывинтить и притереть кромку на шлифовальной шкурке. После
этого клапан необходимо установить на место с уплотнением резьбы
льном и краской; проверить качество резинового уплотнения золотни-
ка; снять заглушку, отвернуть гайку и вынуть пружину, разболтать
фланцевое соединение корпуса; вынуть мембрану, снять ее зацеп с
конца рычага, проверить состояние мембраны и дополнительно затя-
нуть резьбовое соединение штока с зацепом; убедиться, что рычаг и
толкатель двигаются без трений. При необходимости можно разо-
брать рычажную систему, прочистить и смазать втулку толкателя;
прочистить каналы крестовины.

8.8.	Неисправности оборудования ГРП, способы
их обнаружения и устранения

Рассмотрим наиболее характерные неисправности оборудования
ГРП и способы их устранения.

Утечки газа. Наиболее распространенной неисправностью ГРП
являются утечки газа. Это объясняется большим количеством фланце-
вых и резьбовых соединений. Устранение утечек газа через фланце-
вые соединения — наиболее трудоемкая операция. Ее необходимо
выполнять тщательно, используя доброкачественные материалы. В
качестве прокладок во фланцевых соединениях оборудования ГРП ре-
236
комендуют применять паронит, клингерит или маслобензостойкую
резину.

Паронитовые или клингеритовые прокладки перед установкой
тщательно пропитывают маслом.

Промазывание прокладок белилами и масляными красками, так же
как и применение их в несколько слоев, недопустимо.

Утечки газа во фланцевых соединениях возможны также и в том
случае, когда неправильно затягивают болты или применяют болты
другого диаметра, что приводит к перекосу фланцев и появлению в
них утечек. Уменьшение количества болтов (ниже нормы) также мо-
жет привести к перекосу фланца.

Для уменьшения утечек следует по мере возможности сокращать
количество резьбовых соединений.

Если ГРП имеет местное отопление с размещением индивидуаль-
ной отопительной установки во вспомогательном помещении, необ-
ходимо особое внимание обращать на плотность стен, разделяющих
основное и вспомогательное помещение, а при наличии в ГРП печного
отопления — на плотность металлического кожуха печи.

Неисправности ротационных счетчиков. При работе счетчика
могут быть утечки газа через: пробки для заливки и спуска масла в ко-
робках зубчатых колес и редуктора (при неполной их затяжке); накид-
ные гайки импульсных газопроводов при их неплотной затяжке или
неисправных прокладках; пробки дифференциального манометра или
через его поломанные стеклянные трубки; фланцы счетчика.

Возможны засорения различными механическими примесями
пространства между роторами и стенками камер, вследствие чего ро-
торы не вращаются или счетчик работает, но создает перепад давления
больше допустимого.

При засорении коробок с зубчатыми колесами следует промыть их
и залить в коробку чистое масло.

Роторы счетчика вращаются, но сам счетчик не показывает расход
газа или показания неверны из-за засорения редуктора, поломки счет-
ного механизма, увеличения зазора между роторами и стенками камер
больше нормального.

Неисправности газовых фильтров. Характерными неисправно-
стями фильтров являются утечки газа, а также их засорение различны-
ми механическими примесями.

Признаками засорения фильтров является большой перепад давле-
ния за счет увеличения сопротивления потоку газа. Это может привес-
ти к разрыву металлических сеток обоймы. Для предупреждения по*-

237
добных случаев необходимо периодически контролировать перепад
давления на фильтре и в случае необходимости очищать его от меха-
нических загрязнений.

Неисправности задвижек. Для задвижек характерны следующие
неисправности: срабатывание уплотнительных поверхностей на дис-
ках и корпусе (через закрытую задвижку проходит газ); отрыв дисков
от шпинделя и его искривление, не позволяющее перекрыть газ; по-
ломка маховика (происходит при затрудненном закрывании задвижки
или при чрезмерной затяжке); утечка газа через сальник задвижки
(можно устранить подтягиванием нажимной буксы сальника или пе-
ренабивкой сальника при перекрытой задвижке); образование трещин
буксы сальника (происходит при затяжке сальника с перекосом или
при попытке устранить утечку через сальник без его перенабивки);
чтобы устранить неисправность, необходимо немедленно перекрыть
задвижку и заменить нажимную буксу. В противном случае сальник
может быть выдавлен, что повлечет за собой сильную утечку газа.

Неисправности предохранительно-запорных клапанов. Кла-
пан не перекрывает подачу газа. Возможны следующие неисправно-
сти: засорение клапана или дефект седла, что можно обнаружить и
устранить при разборке клапана; заедание штока или рычагов клапа-
на, отчего при падении молотка клапан остается открытым; дефект об-
наруживают при внешнем осмотре.

Клапан перекрывает подачу газа без повышения давления газа ре-
гулятором. Причины: произошел разрыв мембраны головки клапана
или засор импульса — мембрана под действием груза опускается и
клапан срабатывает; плохая настройка клапана; самопроизвольное за-
крывание клапана от вибрации оборудования.

Клапан при настройке не отрывается. Причины: отрыв клапана от
штока, дефект обнаруживают при поднятии клапана; засор перепуск-
ного клапана, который не позволяет выравнять давление над и под ос-
новным клапаном; заедание штока клапана.

Неисправности регуляторов давления типа РД. Регулятор уве-
личивает выходное давление по следующим причинам: нарушена це-
лостность мембраны; мембрана под действием пружины опускается,
открывая клапан; нарушено мягкое уплотнение клапана, что не позво-
ляет перекрыть подачу газа при отсутствии расхода; седло клапана
имеет дефект; сила упругости пружины не соответствует заданному
режиму давления.

При работе регулятора происходит сброс газа в атмосферу через
предохранительное устройство. Причины неисправности: выходное
238
давление больше того, на которое настроено предохранительное уст-
ройство; не настроено предохранительное устройство; засорен клапан
в предохранительном устройстве или его седло имеет дефект; проис-
ходит утечка газа через неплотности в регуляторе.

Давление после регулятора резко или постепенно падает. Причи-
ны: поломка пружины и уменьшение нагрузки на мембрану сверху; за-
сорился или обледенел клапан регулятора; засорился фильтр перед ре-
гулятором, это вызвало уменьшение давления до регулятора.

Явление пульсации давления газа происходит по следующим при-
чинам: незначителен расход газа по сравнению с пропускной способ-
ностью регулятора; неправильно выбрана точка прикрепления им-
пульса к газопроводу с низкой стороны (пульсация прекратится, если
перенести импульс на другой участок); засорение импульсной трубки
приводит к искажению импульсов, передаваемых под мембрану регу-
лятора.

Неисправности регуляторов типа РСД. Регуляторам типа РСД
свойственна незначительная погрешность регулирования. Причинами
отклонения выходного давления от заданной величины могут быть:
недостаточное открытие регулирующего клапана золотником; внезап-
ное понижение входного давления газа; большие перепады давления
на участках газопровода после регулятора; использование регулятора
с меньшей пропускной способностью, чем это предусмотрено проек-
том.

Неисправности регуляторов давления типов РДС и РДУК. Ре-
гулятор давления не подает газ потребителям. В этом случае возмож-
ны такие неисправности: произошел разрыв мембраны или в ней об-
разовались отверстия, давление газа над и под мембраной выравня-
лось, клапан под действием груза закрылся, подача газа прекратилась,
для обнаружения этой неисправности необходимо разобрать регуля-
тор и мембрану заменить новой; пружина регулятора пилота вышла из
строя, прекратилась нагрузка на мембрану пилота, клапан его закрыл-
ся, неисправность обнаруживают при снятии пружины пилота; пилот
перестал действовать, клапан регулятора закрылся, входное давление
газа возросло и стало равным выходному (у РДС над мембраной, у
РДУК под ней), произошло засорение импульса сброса, неисправ-
ность обнаруживают при снятии импульса сброса, засорился клапан
пилота или произошло его обмерзание.

Регулятор повышает давление газа ввиду следующих неисправно-
стей: неплотно закрыт клапан (проверяют плотность закрытия клапа-
на регулятора); у РДС подобный дефект можно обнаружить, подло-
жив лист чистой бумаги под клапан и прижав клапан к седлу (на бума-
ге отпечатается контур седла и клапана с их дефектами); у РДУК де-
фект обнаруживают при снятии верхней крышки; произошел разрыв
мембраны пилота, давление газа перестало противодействовать пру-
жине, клапаны пилота и регулятора полностью открылись. Неисправ-
ность обнаруживают при разборке пилота; шток клапана заело, клапан
завис; если уменьшится расход газа потребителями, может произойти
увеличение давления после регулятора, неисправность можно обнару-
жить, изменив режим работы регулятора; импульс, подающий газ с
высокой стороны, засорен; давление у РДС падает над мембраной, а у
РДУК — под мембраной.

Однако при проведении пусконаладочных работ могут наблю-
даться случаи «качки» регулятора (недопустимого колебания регули-
рования выходного давления газа выше ± 10 %). Эту «качку» необхо-
димо ослабить за счет некоторого снижения начального давления
(прикрыть выходную задвижку), но при понижении начального давле-
ния может одновременно уменьшиться и выходное давление; «качка»
почти не устраняется и пропадает только при едва заметном перепаде
на регуляторе. Причина такой неисправности — отсутствие дросселя,
ограничивающего сброс газа из пилота. Необходимо отвинтить шту-
цер и поставить дроссель соответствующего диаметра. После настрой-
ки регулятора на выходное давление Надо включить регулятор на про-
дувочную свечу; если «качка» уменьшилась недостаточно, закрыть
кран импульсной трубки пилота. Выходное давление газа при этом
может несколько уменьшиться, в этом случае необходимо поднять вы-
ходное давление до заданного путем дополнительной настройки пило-
та.

8.9.	Правила безопасности при обслуживании ГРП

На каждый ГРП составляется паспорт, в котором содержатся ос-
новные характеристики оборудования и КИП. На здании ГРП на вид-
ном месте вывешиваются предупредительные надписи «Огнеопасно».

В каждом ГРП должны быть вывешены схемы их устройства и ин-
струкции по эксплуатации, технике безопасности и пожарной безопас-
ности.

Для аварийного освещения следует пользоваться аккумуляторны-
ми фонарями во взрывобезопасном исполнении, включать их на улице
перед входом в помещение. В помещении ГРП должна находиться ап-
течка.
На период ремонтных работ в помещении ГРП назначают одного
дежурного, который следит за работами, поддерживает связь, не до-
пускает посторонних в помещение ГРП, не разрешает курить и т. д.
Если произошел несчастный случай, дежурный слесарь должен, ока-
зав помощь пострадавшему, сообщить о случившемся в аварийную
службу, вызвать скорую помощь.

При ремонтных работах следует использовать инструмент, кото-
рый не может вызвать искры.

Газосварочные работы в помещении ГРП разрешаются в исключи-
тельных случаях по специальному плану и под непосредственным ру-
ководством ИТР. Если в помещении ГРП появился газ, то сварочные
работы немедленно прекращают. Возобновить работы можно после
ликвидации утечки газа и проветривания помещения.

При работе в противогазах необходимо следить, чтобы шланги не
имели перегибов, а открытые концы их были расположены с наветрен-
ной стороны, не ближе 5 м от ГРП.

В помещении ГРП нельзя хранить горючие и легковоспламеняю-
щиеся материалы.

Работы по ремонту электрооборудования и смена перегоревших
электроламп должны проводиться при выключенном токе.

8.10.	Автоматизированные системы диспетчерского
управления газовым хозяйством

Основным показателем нормальной работы систем газоснабжения
является подача газа требуемого давления каждому потребителю. Для
этого диспетчерская служба работает в постоянном контакте с диспет-
черской службой управления магистральных газопроводов и поддер-
живает связи со всеми промышленными потребителями.

Для выполнения таких сложных функций диспетчерская служба
оснащена средствами связи, автоматики, телемеханики и вычисли-
тельной техникой. Это обеспечивает централизованный контроль ос-
новных показателей работы систем газоснабжения, автоматическое
регулирование давления газа в газопроводах и телемеханическое
управление соответствующими запорными устройствами.

В крупных газовых хозяйствах диспетчерские службы могут осна-
щаться ЭВМ, обеспечивающими обработку поступающей информа-
ции и выдачу рекомендаций диспетчеру. В нашей стране начата теле-
механизация городских систем газоснабжения. Устройства автомати-
ки и телемеханики (АТ) и комплекс технических средств автоматизи-
рованных систем управления (КТС АСУ) предназначены для
повышения надежности работы газораспределительных сетей, кон-
троля состояния объектов и управления работой оборудования этих
объектов. Средства АТ и КТС АСУ должны обеспечивать автоматиче-
ское регулирование или стабилизацию технологических параметров и
безопасность работы объектов газового хозяйства, а в случае выхода
контролируемых параметров за допустимые пределы работы — пре-
кращать подачу газа.

Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ)
являются высшей ступенью диспетчеризации газового хозяйства. Это
достигается за счет оснащения диспетчерских служб электронно-вы-
числительной техникой, в том числе ЭВМ, позволяющий принимать
быстрые решения в процессе управления газоснабжением. В сложной
комплексной системе управления народным хозяйством страны
АСДУ занимает место на стыке между Единой автоматизированной
системой газоснабжения страны и территориальной АСУ городского
газового хозяйств. Четкое взаимодействие этих систем обеспечивает-
ся при их полной совместимости, едином порядке получения, перера-
ботки и хранения информации, унификации документации, идентич-
ности их шифров и кодов. Основной целью внедрения автоматизиро-
ванной системы диспетчерского управления газовым хозяйством яв-
ляется повышение эффективности работы систем газоснабжения на
основе совершенствования их организационной структуры и методов
управления. При этом необходимы оперативное управление работой
газорегуляторных пунктов; оптимальное управление процессами рас-
пределения газа между потребителями; учет количества получаемого
и отпущенного потребителям газа; контроль за расходом газа и др.

Технологической основой АСДУ газовым хозяйством становятся
информационно-вычислительные центры (ИВЦ). В крупных городах
страны в территориальных АСУ создаются вычислительные центры и
вычислительные системы коллективного пользования.

Рассмотрим примерную схему автоматизированной системы дис-
петчерского управления режимами газоснабжения. На рис. 87 показа-
ны два варианта применения схемы: в качестве консультанта-диспет-
чера и диспетчера-автомата. Во втором случае на схеме штриховой ли-
нией показаны дополнительные элементы ТУ (устройства телеуправ-
ления) и ИМ (исполнительные механизмы). В первом варианте
система имеет разомкнутый характер, а во втором — замкнутый с
оборотными связями через объекты управления и контролируемые
пункты. В качестве основных элементов системы можно выделить:
Рис. 87. Примерная структурная схема автоматизированной системы
диспетчерского управления режимами газоснабжения городских потребителей

датчики контролируемых параметров и положения управляемых
объектов (Д);

устройства телеизмерения и телесигнализации (ТИ, ТС). Они
обеспечивают передачу необходимой информации с различных кон-
тролируемых пунктов систем газоснабжения в информационно-вы-
числительный центр. В данном случае ИВЦ расположен на диспетчер-
ском пункте газовой службы;

ЭВМ, обеспечивающая выполнение математических операций и
моделирование процессов, происходящих в системе газоснабжения;

блок ввода программ (ВВП), обеспечивающий оперативную на-
стройку и перестройку ЭВМ и выбор режима ее работы;

блок «Память», обеспечивающий ЭВМ полезными сведениями;
выходное устройство (ВУ), предназначенное для диспетчерского
контроля за работой ЭВМ;

устройство телеуправления (ТУ), предназначенное для передачи
команд ЭВМ объектам управления (регуляторам давления);

исполнительные механизмы (ИМ), воздействующие на объекты
управления;

объекты управления (ОУ).

Основное отличие рассмотренной автоматизированной системы
диспетчерского управления от обычных систем диспетчеризации за-
ключается в оснащении диспетчерских служб электронно-вычисли-
тельной техникой, позволяющей принимать быстрые и оптимальные
решения в процессе управления газоснабжением.

В газовых хозяйствах основными контролируемыми пунктами яв-
ляются: газораспределительные станции; газгольдерные станции; ос-
новные газорегуляторные пункты и установки; отдельные точки газо-
проводов. Эти контролируемые пункты в телемеханизированных сис-
темах служат местами сосредоточения объектов телемеханического
контроля и управления.

В соответствии с действующими СНиП в системах газоснабжения
подлежат обязательной телемеханизации следующие объекты: все
ГРС; ГРП, питающие сети высокого и среднего давления; ГРП, питаю-
щие тупиковые сети низкого давления; ГРП промышленных, энерге-
тических и коммунально-бытовых предприятий с потреблением газа
более 1000 м3/ч или предприятий с особым режимом газоснабжения;
газгольдерные станции; отдельные характерные точки газовой сети.

Диспетчеризация систем газоснабжения должна обеспечивать:
передачу на диспетчерский пункт аварийных и предупредитель-
ных сигналов при отклонении контролируемых параметров газа от ус-
тановленных норм;

централизованное управление настройкой регуляторов давления
газа и отключающими устройствами на газопроводах для обеспечения
наиболее рациональных эксплуатационных режимов систем газоснаб-
жения;

возможность измерения основных параметров газа.

Основными параметрами, подлежащими телемеханическому кон-
тролю, являются давление, расход и температура газа в газопроводах,
температура внутреннего воздуха и загазованность в помещениях.
Телемеханизация объектов обеспечивается средствами телеизме-
рения, телеуправления и телесигнализации. Под телеизмерением по-
нимается передача с заданной точностью сообщений о текущих значе-
ниях давления, расхода и температуры газа с контролируемых пунк-
тов на диспетчерский пункт.

Средствами телеуправления, обеспечивающими передачу и ис-
полнение команд диспетчера, оснащаются устройства настройки регу-
ляторов давления (пилоты), электроуправляемые задвижки и клапаны.

Средствами телесигнализации оборудуется большинство объек-
тов телемеханического контроля.

Все контролируемые пункты оснащаются средствами двусторон-
ней телефонной связи с диспетчерским пунктом. Контролируемые
пункты оборудуются в специальных аппаратных помещениях, обеспе-
чивающих нормальные условиях эксплуатации автоматических и те-
лемеханических устройств. Телемеханические устройства относятся к
комплексным телемеханическим системам, предназначенным для
территориально рассредоточенных объектов. При этом особенность
таких систем заключается в том, что число телемеханизированных
контролируемых пунктов гораздо больше числа телемеханических
операций, осуществляемых на каждом контролируемом пункте. Теле-
механические устройства диспетчерских служб должны обеспечи-
вать:

централизованный контроль основных параметров газоснабже-
ния;

передачу сигналов на диспетчерский пункт при нарушениях за-
данного режима газоснабжения, возникновении аварий и неисправно-
стей;

централизованное управление основными запорными устройства-
ми на газопроводах и устройствами настройки регуляторов (пилота-
ми) давления соответствующих газорегуляторных пунктов;

контроль положения объектов телеуправления;

двустороннюю телефонную связь между контролируемыми пунк-
тами и диспетчерской.

Телемеханическая аппаратура подразделяется на аппаратуру:

телеизмерений {ТИ)\

телеуправления — телесигнализации {ТУ — ТС)\

для обработки и регистрации информации, поступающей на дис-
петчерский пункт;

телефонной связи (ТФ);

вспомогательную.

245
Вместе с тем вся телемеханическая система газового хозяйства
конструктивно состоит из трех основных частей: полукомплекта дис-
петчерского пункта (ПКДП)\ полукомплектов контролируемых пунк-
тов (ПК КП)-, устройств связи полукомплектов ДПа КП между собой.

Контролируемые пункты являются местами сосредоточения объ-
ектов телеуправления (ТУ), телесигнализации (ТС) и телеизмерения
(ТИ). В настоящее время условная дальность действия телемеханиче-
ской аппаратуры принята 25 км. Если необходимо передать информа-
цию на большее расстояние, принимают меры по снижению значения
электрического затухания, например используют электрические кабе-
ли с большим сечением жил.

Устройства телеуправления предназначены для оперативного из-
менения из диспетчерского пункта положения пилотов регуляторов
давления газа. Каждому из телеуправляемых регуляторов передается
две команды «Больше давление» или «Меньше давление». При этом
устанавливаются не менее трех уровней выходного давления. По по-
казаниям приемников телеизмерений осуществляется контроль ис-
полнения команд телеуправления настройкой регуляторов давления.

Системы телемеханики могут работать в двух основных режимах:
автоматический опрос группы объектов и выборочное подключение к
диспетчерскому пункту отдельного объекта. Информация телеизмере-
ния параметров газа может воспроизводиться путем вывода ее на таб-
ло и показывающие приборы, а также регистрации самопишущими
приборами. Устройства телемеханики обеспечивают раздельное и со-
вместное проведение операций телеуправления, телесигнализации,
телеизмерения и связи.

В первом случае телемеханические устройства называют функ-
циональными, во втором — комбинированными. Комбинированные
устройства могут выполнять несколько видов телемеханических опе-
раций, но не решают все задачи контроля и управления. Эти задачи ре-
шают комплексные телемеханические системы, обеспечивающие пе-
редачу сигналов телеуправления, телесигнализации и телеизмерения,
а также осуществление телефонных переговоров по общей линии свя-
зи.

Рассмотрим принцип работы устройства телеуправления конст-
рукций Мосгаза, предназначенного для телемеханической перестрой-
ки регуляторов давления газа (рис. 88).

Устройство включает схему телеуправления и исполнительный
механизм, сочлененный с командным прибором управления регулято-
ра (пилотом). Схема состоит из ключа управления, расположенного на
246
220»

диспетчерском пункте и поляризованного реле ПР, находящегося в
помещении газорегуляторного пункта. Поляризованное реле и ключ
управления соединены между собой двухпроводной телефонной ли-
нией связи. Исполнительный механизм устройства состоит из ревер-
сивного электродвигателя типа 2АСМ-400, редуктора, соединенного с
вилкой В. Вилка В вставляется в штурвал-диск ШДкомандного прибо-
ра управления РУ регулятора. При этом движение штурвала-диска ог-
раничено блоком концевых выключателей БКВ. Электродвигатель и
БКВ подключены к поляризованному реле ПР через распределитель-
ную клеммную коробку РКК. Исполнительный механизм легко соеди-
няется с современными конструкциями командных приборов регуля-
торов давления газа. Редуктор исполнительного механизма связан с
вращающейся вилкой В, а пальцы вилки свободно входят в отверстия
штурвала-диска пилота регулятора давления. Штурвал-диск ШД со-
единен с нажимной гайкой пилота НГП, которая может свободно пе-
ремещаться в стакане пилота. При вращении нажимной гайки пилота
возникает дополнительное усилие на пружину, которая в свою оче-
редь воздействует на мембрану пилота. Всякое перемещение под дей-
ствием пружины мембраны пилота вызывает соответствующее пере-
мещение клапана командного прибора управления. Перемещение кла-
пана приводит к изменению давления газа, воздействующего на мем-
брану основного регулятора давления газа, а следовательно, и
давлению газа на выходе из основного регулятора. Сигналы «Больше
давление» и «Меньше давление» направляются с диспетчерского
пункта на устройство по полярному признаку. Эти сигналы на газоре-
гуляторном пункте воспринимаются поляризованным реле ПР, кон-
тактами которого включается в действие реверсивный электродвига-
тель.

Включение в работу электродвигателя приведет к соответствую-
щему перемещению штурвала-диска и нажимной гайки пилота. При
вращении нажимной гайки вправо давление на выходе основного ре-
гулятора повысится, а при вращении влево — понизится.

Использование рассмотренного устройства телеуправления долж-
но сочетаться с применением на диспетчерском пункте показываю-
щих телеизмерительных приборов.

Контрольные вопросы

1. Расскажите об устройстве и назначении ГРП. 2. Каков принцип действия регуля-
тора давления? 3. Расскажите о дроссельных устройствах и мембране регуляторов.
4. Какие функции выполняет регулятор управления? 5. От чего зависит надежность и ка-
чество автоматического регулирования давления? Какие функции выполняют предо-
хранительные и сбросные устройства? 6. Расскажите об устройстве и принципе работы
контрольно-измерительных приборов, установленных в ГРП. 7. Как осуществляется
ввод в эксплуатацию ГРП? 8. Что входит в состав работ при техническом обслуживании
ГРП? 9. Какие неисправности оборудования ГРП могут встретиться и как их устранять?
10. Какие меры безопасности надо соблюдать при обслуживании ГРП? 11. В чем сущ-
ность автоматизированных систем диспетчерского управления газовым хозяйством?
ГЛАВА 9

УСТРОЙСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

БЫТОВОЙ ГАЗОВОЙ АППАРАТУРЫ

9.1.	Устройство внутренних газопроводов

Жилые здания, коммунально-бытовые и промышленные предпри-
ятия снабжаются газом от газопроводов низкого давления или средне-
го давления через ГРП. Система газоснабжения включает ответвления
от распределительного газопровода, ввод к потребителю газа, внут-
ренние газопроводы.

Проект газификации дома включает в себя поэтажный план дома и
схему газовой сети (рис. 89). На поэтажный план наносят внутренние
газовые сети и места установки газовых стояков с обозначением их
диаметров. На схеме обозначают все внутренние газопроводы от вво-
дов до опусков на газовые приборы с расположением отключающих
устройств. Поэтажный план и схему газопроводов выполняют в мас-
штабе 1:100.

Газопроводы внутри помещений состоят из вводов, стояков и
квартирных разводок. Вводы встраивают в нежилые помещения (лест-
ничные клетки или кухни). Стояки представляют собой вертикально
расположенный газопровод, проходящий через все этажи. От него
идут ответвления в расположенные рядом квартиры. Стояки прокла-
дывают через перекрытия внутри футляров, которые заделывают под
перекрытием заподлицо, а сверху выступают не менее чем на 50 мм во
избежание попадания воды внутрь футляра. Отверстие между футля-
ром и газопроводом заделывают смоляной прядью и битумом.

Во избежание несчастных случаев пересечение стояками ды-
мовых и вентиляционных каналов не допускается.

При пересечении газопроводом электропроводки на ней устанав-
ливаются эбонитовый футляр или резиновая трубка, выступающие на
10 см по обе стороны газопровода. Если газопровод проложен вдоль
электропровода, то должны быть соблюдены следующие нормы: от-
крытый электропровод располагается не ближе 10 см, электропровод в
трубке — не ближе 5 см и электропровод в борозде — не ближе 5 см.

Все соединения квартирной разводки выполняют сварными, за ис-
ключением мест присоединения Приборов и кранов; их выполняют на
резьбе. Газопроводы располагают на 20...30 мм от стен (для удобства
их обслуживания).
Рис. 89. Поэтажный план и схема газовой сети дома:
а — поэтажный план, б — схема

Горизонтально расположенный газопровод не должен образовы-
вать провесов (мешков), чтобы там не скапливалась вода, которая мо-
жет конденсироваться из влажного газа.
Перед каждым газовым прибором устанавливаются отключающие
устройства (краны). Они должны иметь на пробке риску, указываю-
щую положение пробки, и ограничитель поворота, чтобы пробка по-
вертывалась не более чем на 90°. Ось крана располагают параллельно
стене, чтобы облегчить притирку и смазку. Установка крана хвостови-
ком в стену не допускается. Кран устанавливают на доступной высо-
те —1,5 м от пола.

9.2.	Основные характеристики газовых приборов

Газовыми приборами называют устройства, использующие тепло-
вую энергию, получаемую от сжигания газа, для приготовления пищи,
получения горячей воды для хозяйственных нужд и отопления поме-
щений.

Газовые приборы подразделяются на устройства для приготовле-
ния пищи — кухонные многогорелочные напольные плиты, настоль-
ные и туристские; устройства для нагрева воды — проточные и емко-
стные водонагреватели; отопительные приборы с использованием
воздуха или воды в качестве теплоносителя.

Наиболее распространенными являются газовые плиты и водона-
греватели.

Одно из основных требований к газовым приборам — обеспече-
ние полноты сгорания газа и устойчивой работы горелок. Рассмотрим
основные характеристики газовых приборов.

Тепловой нагрузкой газового прибора называют количество тепло-
ты, которое получают при сжигании газа в единицу времени. Тепло-
вую нагрузку прибора определяют по формуле

2г = бнК,	(55)

где QT — тепловая нагрузка прибора, кДж/ч; Qa — низшая теплота
сгорания газа, кДж/м3 (ккал/нм3); VT — количество газа, сжигаемого в
единицу времени, м3/ч.

Теплопроизводительность прибора есть количеств теплоты, пере-
данное нагреваемому телу в единицу времени. Теплопроизводитель-
ность прибора определяют по формуле

QH = Gc(t2—1\),	(56)

где QH — теплопроизводительность прибора, кДж/ч; G — количество
нагреваемого вещества, г; /| — температура нагреваемого тела до на-
чала нагрева, °C; t2 — то же, после окончания нагрева, °C; с — удель-
ная теплоемкость нагреваемого тела, кДж/(кг-К); 1 ккал/(кг • К) ®
» 42 кДж/(кг • К).

Коэффициентом полезного действия прибора (к. п. д.) называется
отношение теплопроизводительности прибора к его тепловой нагруз-
ке. К. ш д. обозначают греческой буквой г| и выражают в процентах:

П = Qh/Qc	(57)

Для бытовых газовых плит к. п. д. должен быть равен не менее
55 %, а для водонагревателей не менее 80 %.

При номинальной тепловой нагрузке прибора содержание оксида
углерода в продуктах сгорания газовых плит не должно превышать
0,02 %. Классификация бытовой газовой аппаратуры определяется
действующими стандартами. Отдельные из них включают группы га-
зовых приборов, объединенные назначением и конструктивными осо-
бенностями. Газовые плиты классифицируются также по качествен-
ным показателям — высший класс «а», высший класс «б», первый
класс «а», первый класс «б». Плиты высшего класса оснащают автома-
тическими устройствами для зажигания и отключения горелок и для
регулирования температуры духового шкафа.

9.3.	Бытовые газовые плиты

Рассмотрим устройство основных узлов и частей унифицирован-
ных газовых плит.

Корпус плиты является несущей конструкцией и одновременно
выполняет функции внешнего оформления плит. Снаружи корпус по-
крывают защитно-декоративным слоем керамической эмали, способ-
ной противостоять значительным температурным перепадам.

Пробковые краны (рис. 90). Корпус 2 крана имеет наружную или
внутреннюю резьбу для присоединения к горелкам и боковой штуцер
3 с резьбой для присоединения к коллекторной трубке. Хвостовик или
отверстие в верхней части пробки 4 служит для посадки втулки или
стержня 7. На втулку насаживается пластмассовая рукоятка для пово-
рота крана. Между стержнем и пробкой крана находится’ пружина 6,
обеспечивающая поступательное движение втулки перед поворотом
крана на открытие. Это исключает случайное открытие крана.

В пробке крана сделано боковое отверстие для прохода газа на го-
релку. При открытом положении крана отверстие в пробке совпадает с
отверстием в корпусе крана. При закрытом положении крана прекра-
щается доступ газа к горелке. Регулирование прохода газа к горелке
252
^//////////"'

Рис. 90. Пробковые краны газовых плит:

а — тип «а» («московский» с внутренней резьбой); б — тип «б» («московский» с наружной
резьбой); в — тип «в» («ленинградский»); г— тип «г» (унифицированный 1-й); д — тип «д»
(унифицированный 2-н): / — штуцер для присоединения к газопроводам, 2 — корпус, 3 — штуцер
для присоединения к коллектору, 4 — пробка, 5 — стопорный винт, 6 — пружина, 7 — стержень

(величины пламени) достигается за счет частичного вывода этих от-
верстий из совмещенного положения.

Для кранов типов «а» и «б» положения пробки «Открыто» и «За-
крыто» ограничены при повороте рукоятки длиной паза, по которому
движется ввернутый в корпус пробки стопорный винт. Для кранов ти-
па «в» крайние положения пробки фиксируются также ввернутым в
корпус пробки стопорным винтом. Из закрытого положения кран
253
Рнс. 91. Газовые конфорочные горелки:

а — с центральным каналом; б — Ленинградского завода га-
зовой аппаратуры; 1 — подвижная часть шибера, 2 —
неподвижная часть шибера, 3 — смеситель, 4 — огневой
насадок, 5 — колпачок, б—цилиндрический шибер, 7—-
корпус сопла, 8 — ниппель сопла

можно вывести только
при нажатии на рукоят-
ку с последующим по-
воротом. В современ-
ных конструкциях уни-
фицированных плит
применяют краны ти-
пов «г» и «д», их высо-
кая надежность и гер-
метичность обеспечи-
ваются за счет изготов-
ления корпуса и проб-

ки кранов из латуни
методом горячей
штамповки.

Краны типов «а» и
«в» присоединяют к га-
зопроводам горелок,
ввертывая нарезанные
концы трубок или кор-
пуса сопла непосредст-
венно в корпус крана,
имеющего внутреннюю
резьбу. Краны типа «б»
соединяются с нарезан-
ным концом трубы с по-
мощью муфты.

Важное значение в процессе эксплуатации имеет плотность конус-

ной пары — внешнего конуса на пробке и внутреннего на корпусе, их
полная геометрическая идентичность. Современные способы изготов-
ления кранов не исключают притирки поверхностей конусной пары.

Горелки плит. На отечественных бытовых газовых плитах ис-
пользуются многофакельные инжекционные горелки низкого давле-

ния. В этих горелках содержание первичного воздуха в смеси для при-
родного газа составляет примерно 55 % от теоретически необходимо-

го.

Основные требования к конфорочным горелкам таковы: обеспече-
ние максимально полного сжигания газа с минимальным образовани-
ем вредных продуктов сгорания, так как последние поступают непо-
средственно в жилое помещение; обеспечение минимального времени
приготовления пищи и максимального использования теплоты сжи-
гаемого газа.

Для повышения к. п. д. горелок следует увеличить поверхность
омывания посуды газовым пламенем и приблизить дно кухонной по-
суды к газовому пламени.

На первых моделях газовых плит, работавших на искусственных
газах, регулирование первичного воздуха почти не применялось. В
следующих конструкциях горелок, создававшихся с учетом примене-
ния природного и сжиженного газов, были установлены шиберные
устройства. Особенность этих горелок (рис. 91, а) — двусторонний
подвод вторичного воздуха — центральный и периферийный. Горел-
ки имеют торцовый шибер для регулирования первичного воздуха,
раструб конфузора и вставной распределитель с центральным кана-
лом для двустороннего подвода вторичного воздуха.

Горелки установлены на большинстве старых моделей отечест-
венных плит. К недостаткам горелок относится торцовое размещение
шибера, для его поворота горелку надо снимать с плиты. Этот недоста-
ток устранен в горелках Ленинградского завода газовой аппаратуры
(см. рис. 95, б). Горелки с цилиндрическим шибером первичного воз-
духа размещены на корпусе сопла.

В унифицированных газовых плитах применена новая модель го-
релок — вертикальная (см. рис. 92, а). В этих горелках колпачок 1,
диффузор 3 и сопло 5 размещены по одной вертикальной оси. Горелку,
вставляемую в цилиндрическую выточку корпуса, снимают через
круглое отверстие в столе. Для обеспечения полноты сжигания газа
была изменена конструкция огневого насадка-распределителя горел-
ки (см. рис. 91,6). Для быстроты распределения пламени и предотвра-
щения слияния факелов расстояния между огневыми отверстиями ус-
тановлены в зависимости от размеров проходных сечений отверстий и
коэффициента инжекции первичного воздуха. Это значительно улуч-
шает подвод вторичного воздуха к факелам и предотвращает их слия-
ние.

Беглость распространения пламени обеспечивается путем сплош-
ного кольцевания пламени, создаваемого над основными факелами за
счет отбуртовки стальной штампованной, крышки. Введение кольце-
вого пламени исключило отрыв пламени, а уменьшение ширины ще-
лей снизило вероятность проскока пламени. На базе огневого насадка
с верхним пилотным пламенем были разработаны регулируемые го-
релки с горизонтальным трубчатым смесителем (см. рис. 93, а). Осо-
бенностью этих горелок, кроме развитого по длине трубчатого смеси-
255
1

Рис. 92. Вертикальные горелки:

а — вертикальная; б — вертикальная с пилотным пламенем: 1 — колпачок, 2 — огневой насадок,
3 — диффузор, 4 — шибер, 5 — ниппель сопла, 6 — корпус сопла

Рис. 93. Регулируемые горелки:

“ — с горизонтальным смесителем: б — без регулятора первичного воздуха: / — колпачок,
- — огневой насадок, 3 — резьбовая втулка, 4 — трубка-смеситель, 5 — мундштук-смеситель,
б — ниппель, 7 — корпус сопла, 8 — кран, 9 — коллектор, 10 — окно для подсоса воздуха
теля, является новый
способ регулирования
подсоса первичного
воздуха с помощью
мундштука-диффузо-
ра. В связи с этим отпа-
ла необходимость в ре-
гуляторе первичного
воздуха как самостоя-
тельном узле. С введе-
нием на конфорочных
горелках пилотного
пламени такая необхо-

Рис. 94. Схема движения тепловых потоков в
духовых шкафах:

а — московская плита; б — ленинградская плита

димость отпала. Кроме

того, после устройства на унифицированных плитах закрытых сто-
лов-поддонов регулирование первичного воздуха шибером стало
практически нецелесообразным, так как это требует каждый раз под-
нятия стола. Взамен шибера, регулирующего подсос первичного воз-
духа, на входном конце трубки-смесителя (см. рис. 97, б) есть два от-
верстия, которые обеспечивают инжектирование необходимого коли-
чества первичного воздуха. Это исключает возможность появления
удлиненного коптящего пламени. Конструкция огневого насадка ис-
ключает возможность проскока или отрыва пламени.

Горелки духовых шкафов. Процесс выпечки различных изделий,
жарение и разогрев пищи в духовном шкафу протекают за счет кон-
векционной передачи теплоты потоком циркулирующих в полости
шкафа горячих продуктов сгорания и воздуха.

Конструкция духового шкафа должна обеспечивать нагрев изде-
лия потоком циркулирующих газов со всех сторон. Это достигается за
счет установки горелочного устройства под съемным дном духового
шкафа. Дно шкафа и его боковые стенки омываются потоком горячих
газов, поступающих затем в духовой шкаф через высверленные в бо-
ковых стенках щели.

На рис. 94 показана схема циркуляционных потоков горячих газов
в духовых шкафах московских и ленинградских плит. В конструкциях
плит ранних моделей потоки горячих газов из духового шкафа направ-
лялись к верхней части духового шкафа и, омывая стенки шкафа сна-
ружи, опускались до выхода через отверстия в боковых стенках плиты
(рис. 95, а). В современных конструкциях плит высшего класса духо-
вой шкаф снабжается дополнительно жарочной горелкой, размещен-
9. К. Г. Кязимов	257
Рис. 95. Горелки духового шкафа
газовых плит:

а —трубчатые с щелевыми н круглыми
отверстиями; б — трубчатая П-образиая;
в — трубчатая спиральная (основная
горелка духового шкафа плиты
ПГ4-П-14): /—шибер; 2 — кольцевая
трубка; 3 — термопара; 4 — трубка роз-
жига; г—дополнительная верхняя
жарочная горелка духового шкафа плиты
ПГ4-П-14; / — экран излучателя; 2 —
излучатель; 3 — опора; 4 — желоб;

5 — трубка горелки
ной в верхней части шкафа. Та-
ким образом, пища подвергает-
ся обработке потоком лучистой
теплоты, направленной на нее
сверху. В старых моделях газо-
вых плит защита духового шка-
фа от теплопотерь в окружаю-
щую среду осуществлялась за
счет устройства воздушных за-
зоров между духовым шкафом
и облицовкой плиты. При этом
конфорочные горелки подвер-
гались воздействию тепловых
потоков и продуктов сгорания
горелок духового шкафа. В со-
временных конструкциях уни-
фицированных плит этот недос-
таток устранен путем теплоизо-
ляции духовых шкафов мине-
ральной ватой или фольгой из
алюминия.

На рис. 95 (в, г) показаны
наиболее распространенные
конструкции горелок духовых
шкафов отечественных плит.

На всех унифицированных
плитах отечественного произ-
водства устанавливают диско-
вые штампованные горелки с
пилотным пламенем.

Основная горелка духового
шкафа плиты ПГУ-П-14 обору-
дована термопарой и трубкой

Рис. 96. Бытовые газовые плиты:

а — плита ПГ-4/1; б — польская плита;
в — плита ПГ-2/1: / — конфорки, 2 — верх-
ние горелки, 3 — духовой шкаф, 4 — горелки
духового шкафа, 5 — дверца духового шкафа,
6 — указатель температуры, 7 — каркас,
8 — поддон, 9 — рампа, 10 — стол, II —
тепловой шкаф

9*

259
розжига. Жарочная горелка, подвешиваемая в самом верху духового
шкафа, оборудована излучателем и экраном излучателя.

Бытовая газовая плита ПГ-4/1. Рассмотрим устройство бытовых
газовых плит на примере плиты ПГ-4/1 московского завода (рис. 96,
а). На каркасе плиты из эмалированной стали закреплено и размещено
все оборудование. Стол плиты из стали или чугуна закрепляют наглу-
хо к раме или подвижно на шарнирах, чтобы его можно было откиды-
вать, облегчая доступ к горелкам.

Конфорки плит — одинарные. Они представляют собой ажурную
подставку, которая свободно пропускает вторичный воздух к пламени
и не мешает отдаче теплоты при горении газа. Для посуды с широким
дном служат конфорки с более высокими ребрами, которые облегчают
доступ вторичного воздуха к пламени. Конфорки могут быть спарен-
ные и монтироваться вместе со столом. Верхние горелки одинакового
устройства и стандартных габаритов (см. рис. 91, а). Рассекатель го-
релки уменьшает высоту факела пламени и облегчает доступ вторич-
ного воздуха внутрь пламени, что способствует полноте сгорания газа.
Корпус ее выполняет функцию смесителя: в нем происходит переме-
шивание первичного воздуха и газа, т. е. образование газовоздушной
горючей смеси. Регулятор первичного воздуха позволяет регулиро-
вать его количество в газовоздушной смеси.

Устройство крана горелки плиты см. на рис. 90, а, б.

На рис. 97 показано устройство краников верхних горелок ленин-
градской и брестской плит. Корпус краника с притертой пробкой кре-
пится на коллекторе плиты. Пробка позволяет перекрывать подачу га-
за, а также регулировать его расход. Пружина через упорный штифт
прижимает плотно пробку к корпусу краника. Ручку крана изготовля-
ют из нетеплопроводных пластмасс и крепят к пробке винтом. Ручка
крана горелок духового шкафа отличается по цвету от ручек краников
верхних горелок. При открывании краника необходимо сначала на-
жать на его ручку, при этом штифт выйдет из продольного паза и толь-
ко затем сможет повернуться на четверть оборота. Это будет полное
открывание.

Краник верхней горелки брестской плиты состоит из корпуса 5, из-
готовленного из латуни, крышки 6, латунной пробки 4, имеющей ко-
нусность 1:5, латунного стержня ручки 1 с кольцом ограничения хода
2 и пружины 3.

Рампа состоит из фронтовой крышки, прикрепляемой к раме пли-
ты двумя винтами. Под крышкой расположена распределительная
260
Рис. 97. Устройство краников верхних горелок плит:

а — ленинградской плиты: / — винт крепления ручки, 2 — ручка, 3 — пружина, 4 — упорный
штифт, 5 — корпус, 6 — пробка; б — плиты ПГ4-П-14 (брестской): / — стержень ручки,
2 — кольцо ограничения хода, 3 — пружина, 4 — пробка, 5 — корпус, 6 — крышка

трубка с пятью краниками. Ручки краников надевают на пробки после
того, как установлена фронтовая доска.

Выдвижной поддон расположен под горелками; его назначе-
ние — облегчить уход за плитой.

Дверца духового шкафа состоит из наружной и внутренней кры-
шек, между которыми проложена воздушная подушка, уменьшающая
теплопроводность. Крышки скреплены двумя болтами. Этими же бол-
тами крепится и пластмассовая ручка. Дверца вращается на оси. Ось
неподвижно прикреплена к раме плиты, на нее надета спиральная пру-
жина, которая с помощью штифта прикреплена одним концом к оси, а
второй конец передает ее усилие на дверцу, закрывая ее. Правильно
отрегулированная дверца не должна самостоятельно открываться, а
полностью открытая — закрываться.
Трубчатые инжекционные горелки расположены по боковым сто-
ронам духового шкафа перед смотровыми окнами около дверцы. Не-
регулируемые форсунки установлены в задней части духового шкафа.
Площадь сечения сопла этих форсунок и, следовательно, пропускная
способность больше, чем форсунок верхних горелок.

Регуляторы первичного воздуха установлены с задней стороны ду-
хового шкафа, что позволяет регулировать горелку без опасности ожо-
гов руки.

Поворотный механизм горелок смонтирован в нижней передней
части духового шкафа. При перемещении ручки вправо или влево го-
релки поворачиваются отверстиями внутрь или вверх. При повороте
горелок отверстиями внутрь облегчается их зажигание. При таком по-
ложении горелок в большей степени нагревается низ духового шкафа,
что позволяет хорошо пропекать нижнюю сторону мучных изделий.
При повороте горелок отверстиями вверх больше нагревается верх ду-
хового шкафа, что позволяет хорошо пропекать мучные изделия свер-
ху.

В настоящее время газовые плиты выпускают преимущественно с
неповоротными горелками.

Подводящие трубки отходят от одного краника на рампе, поэтому
при открывании краника газ идет сразу в обе горелки.

Устройство краника духового шкафа аналогично устройству кра-
ников верхних горелок.

Отверстия для вторичного воздуха расположены с боков и снизу
духового шкафа, они облегчают доступ вторичного воздуха к пламени
и циркуляцию горячего воздуха между стенками духового шкафа.

Биметаллический указатель температуры смонтирован в верхней
части духового шкафа. При нагреве спираль из биметалла начинает
вращаться, поворачивая ось. Ось поворачивает стрелку, которая пока-
зывает температуру в духовом шкафу.

Различные типы газовых плит, имея общую технологическую схе-
му, различаются прежде всего по количеству конфорочных горелок,
устройством духового шкафа и их горелок, тепловой мощностью и
некоторыми другими конструктивными особенностями. Например,
плита ПГ-2/1 имеет две верхние горелки и духовой шкаф меньших раз-
меров, чем у плиты ПГ-4/1, но ее устройство остается таким же.

Из зарубежных плит наибольшее применение имеют польские и
югославские плиты. Опыт эксплуатации зарубежных плит показыва-
ет, что по своим теплотехническим показателям они не превосходят
262
отечественные унифициро-
ванные плиты, а по отдель-
ным показателям им уступа-
ют.

Унифицированные пли-
ты ПГ4 и ПГ2. Четырех-
конфорочные плиты ПГ4
(рис. 98) оформлены в виде
тумбы с дверками для жа-
рочного и сушильного шка-
фов. В дверку жарочного
шкафа вмонтировано смот-
ровое окно. Жарочный
шкаф защищен теплоизоля-
ционным слоем шлаковаты.

На лицевой стороне
плиты имеется распредели-
тельный щиток с пятью руч-
ками. Стол плиты закрытый
и одновременно служит для
сборки пролитой пищи.
Конфорочные решетки
прутковые.

В комплект жарочного
шкафа входят решетка, жа-
ровня и противень. Первые
модели унифицированных

Рис. 98. Унифицированная плита ПГ4:

/ — сушильный шкаф, 2 — запальник горелки духового
шкафа, 3 — газопровод духового шкафа, 4 — указатель
горелки, 5 — распределительный щнток, 6 — стол
плиты, 7 — конфорочный .блок, 8 — щиток, 9 — верти-
кальная конфорочная горелка, 10 — горелка духового
шкафа

плит выпускались с верти-
кальными конфорочными горелками (см. рис. 92, б) и штампованной
или спиральной горелкой (см. рис. 95, в, г).

Современные модели плит оборудованы регулируемыми конфо-
рочными горелками с горизонтальным смесителем (см. рис. 93, а) и
дисковыми горелками жарочного шкафа. Дисковая горелка не имеет
запальника и зажигается через откидной лючок в дне жарочного шка-
фа. Сушильный шкаф размещается под жарочным и имеет две моди-
фикации: с откидной дверкой либо выдвижной в виде ящика.

Двухконфорочная плита ПГ2 полностью унифицирована с четы-
рехконфорочной, снабжена такой же дисковой горелкой жарочного
шкафа, но с меньшей тепловой нагрузкой.
Плита повышенной комфортности ПГ4-П-14 (брестская). От-
личается повышенной комфортностью, высоким техническим уров-
нем конструктивного исполнения и хорошими эксплуатационными
удобствами. Температурный режим стенок плиты позволяет встраи-
вать ее в кухонные гарнитуры (рис. 97).

В духовом шкафу плиты установлены две горелки: основная (ниж-
няя) и дополнительная жарочная (верхняя). Поддержание заданного
режима горения горелок духового шкафа осуществляется с помощью
специальных автоматических устройств.

В корпус плиты встроены духовой и сушильный шкафы. Внутрен-
нее устройство плиты состоит из коллектора (рис. 98), изогнутого под
углом 90°. В месте присоединения к внутриквартирному газопроводу
коллектор снабжен сетчатым фильтром.

Коллектор присоединяется к корпусу плиты с задней стороны с
помощью кронштейна стола, а внутри плиты к основанию панели дву-
мя хомутами на болтах. На поперечной части коллектора расположе-
ны четыре крана верхних горелок и совмещенный с предохранитель-
ным устройством терморегулятор, который одновременно является
краном духового шкафа. Четыре правых крана соединены со смесите-
лями горелок, которые установлены попарно на плоских траверсах с
помощью трубок диаметром 6 мм.

Краны и смесители имеют резьбовые окончания под накидные
гайки трубок. Краны установлены на коллектор плиты с помощью
протяжных фланцев.

Устройство краника верхней горелки см. на рис. 95, б. Стержень
ручки краника удерживается внутри корпуса трубки краника с помо-
щью штыря, имеющего резьбу. С правой стороны каждого краника
имеется регулировочный винт, обеспечивающий фиксацию стабиль-
ного малого пламени на горелках.

На левой стороне панели управления расположены ручка и кнопка
термостатического крана (см. рис. 97), состоящего из термоэлектро-
магнитного клапана и терморегулятора. Эти устройства обеспечивают
безопасные условия работы и автоматическую регулировку подачи га-
за на основную горелку духового шкафа.

Терморегулятор обеспечивает поддержание температуры в духо-
вом шкафу на заданном уровне. Термоэлектромагнитный клапан кон-
тролирует наличие пламени на основной и жарочной горелках духово-
го шкафа и прекращает подачу газа при их погасании.

Сначала газ попадает из коллектора в термоэлектромагнитный
клапан, а потом при наличии прохода в терморегулятор. Одновремен-
264
ная работа основной и жарочной горелок духового шкафа исключена
из-за блокировки термостатического крана.

В термоэлектромагнитный клапан (рис. 1Q0, б) газ попадает из
коллектора плиты через прилив 28 и заполняет внутреннее простран-
ство корпуса. Дальнейшее движение газа к терморегулятору ограни-
чивается клапаном 7 якоря, который с помощью прокладки 6 под дей-
ствием пружины плотно прижимается к своему седлу.

Проход газа возможен только после розжига основной или жароч-
ной горелок духового шкафа. Рассмотрим работу термоэлектромаг-
нитного клапана.

При нажатии пусковая кнопка 1 перемещается вдоль оси клапана,
сжимает пружину 2 и через толкатель 5 действует на упорный конец
клапана 7. Клапан отходит от седла 29 и открывает проход газа к тер-
морегулятору. Одновременно клапан через ось 27 прижимает якорь 77
к сердечнику 12 электромагнита, обеспечивая необходимый контакт в
течение 30 с.

После воспламенения газа в одной из горелок духового шкафа и
нагрева конца одной из двух термопар разность температур термопар
обеспечит возникновение необходимой силы тока в цепи. Вследствие
этого ток через клеммы 16, контакт 18, припой 77 и проводник 25
пройдет на обмотку 73 якоря и создаст электромагнитное поле, обес-
печивающее удержание якоря к сердечнику. Такое состояние сохра-
нится до тех пор, пока через термопары будет поступать ток на обмот-
ку якоря. Если пламя на горелках духового шкафа не загорится или по-
гаснет, электромагнит утратит свои магнитные свойства и под дейст-
вием пружины 9 клапан 7 прижмется плотно к своему седлу 29.
Вследствие этого прекратится проход газа к терморегулятору и на го-
релки духового шкафа и тем самым предотвратится загазование внут-
реннего объема духового шкафа.

Термопары присоединяются к термоэлектромагнитному клапану с
помощью латунных соединительных гаек, при этом термопара основ-
ной горелки духового шкафа имеет длину 900. мм, а жарочной горел-
ки— 600 мм.

Непосредственно к термоэлектромагнитному клапану с помощью
накидной гайки и двухконусного кольца крепится терморегулятор ма-
нометрический. Устройство терморегулятора показано на рис. 108, в.
Терморегулятор обеспечивает раздельную подачу газа на основную и
жарочную горелки духового шкафа и поддерживает заданную темпе-
ратуру в духовом шкафу при работе основной горелки.
Левая часть терморегулятора представляет собой подобие обыч-
ного краника, а правая состоит из клапана, блока мембран и термосис-
темы. Терморегулятор имеет два выхода: первый подает газ через
крышку 15 на основную горелку духового шкафа, а второй — на жа-
рочную горелку. В корпус терморегулятора газ попадает из термо-
электромагнитного клапана через прилив 21. На рис. 98, в пробка 5 по-
казана в закрытом положении, в этом случае проход газа перекрыт до
тех пор, пока пробка не будет повернута по часовой стрелке на 60° с
помощью стержня ручки 1. После этого фигурный паз на пробке со-
вместится одним своим концом со свободным пространством прилива
21 и газ пойдет на выход к штуцеру и далее по соединительной трубке
к жарочной горелке.

А теперь рассмотрим движение газа к основной горелке духового
шкафа. Для этого газ должен войти внутрь пробки 5 через поперечное
сверление, пройти вдоль ее оси, миновать клапан 11 и далее пройти к
штуцеру крышки 15.

К основной горелке газ может пройти и другим путем (вспомога-
тельным) через винт малого пламени 7. Это произойдет в следующем
случае. При повороте пробки терморегулятора против часовой стрел-
ки на 65...80° поперечное отверстие, продленное с пбмощью полуколь-
цевого паза, совмещается с отверстием прилива 21 и газ попадает
внутрь пробки 5. Пойдя вдоль оси пробки, газ через отверстие в стенке
корпуса движется к винту малого пламени 7, попадает внутрь винта
через совмещенные перпендикулярные друг к другу отверстия его
конца, заполняет пространство корпуса за клапаном и дальше через
штуцер крышки 15 и соединительную трубку к основной горелке.

Следует отметить, что подача газа через винт малого пламени про-
исходит постоянно, независимо от его подачи через клапан 11. Таким
образом винт малого пламени обеспечивает наличие гарантированно-
го минимально допустимого пламени на основной горелке духового

Рис. 99. Плита повышенной комфортности ПГ4-П-14 (брестская):

1 — каркас, 2 — термопара основной горелки, 3 — основная горелка духового шкафа, 4 — сопло,
5 — корпус сопла, 6 — газопровод, 7 — стенка боковая, 8 — теплоизоляция духового шкафа,
9— теплоизоляционный экран, 10 — плафон, 11 — газопровод горелкн, 12 — опора горелки,
13 — кнопка термоэлектромагннтного клапана, 14 — декоративная панель, 15— ручка крана
терморегулятора, 16 — ручки краников верхних горелок, 17 — термопара жарочной горелки,
18 — жарочная горелка (верхняя), 19 — нижняя дверка, 20— запальная трубка, 21 — пружины,
22 — тяга, 23 — теплоизоляция дверн, 24 — жаровня, 25— духовая решетка, 26 — противень,
27 — крышка плиты, 28 — решетка стола, 29 — стол плиты, 30 — траверса, 31 —экран горелок,
32 — кронштейн стола, 33 — фильтр, 34 — элемент жесткости, 35 — отражатель, 36 — дымоход
266
в пол

ff
Продолжение рис. 99
шкафа независимо от качества работы системы терморегулирования.
А подача газа через клапан 7 7 дополняет эту постоянную малую пода-
чу через винт 7 и обеспечивает интенсивность работы основной горел-
ки духового шкафа до заданного уровня. Поддержание заданной тем-
пературы в духовом шкафу обеспечивается с помощью термосистемы
7 (см. рис. 100). Термосистема состоит из замкнутой внутренней по-
лости гофрированных мембран, капилляра и баллона, который запол-
няется специальной жидкостью и запаивается припоем. Основную
чувствительную часть термосистемы составляет блок внутренней и
наружной мембран. Нагрев баллона влечет за собой повышение тем-
пературы и, следовательно, увеличение ее объема.

Так как система замкнута, расширение объема жидкости компен-
сируется только в блоке мембран за счет того, что внутренняя мембра-
на отойдет от наружной. Это приведет к смещению втулки термосис-
темы (втулка присоединена к внешней стороне внутренней мембраны)
вдоль оси системы, которая пропорциональна степени нагрева и рас-
ширения жидкости в баллоне. При выключении духового шкафа жид-
кость остынет, объем ее сократится, мембраны возвратятся в исходное
положение и прижмутся друг к другу.

Клапан 77 терморегулятора (рис. 100, в) плотно прижимается к
своему седлу конической пружиной 14, упирающейся противополож-
ным концом в основание втулки 20 блока мембран 19, клапан может
свободно двигаться вдоль оси четырехлепесткового винта 9, который
своим резьбовым окончанием входит внутрь осевой выемки во втулке
блока мембран. Пробка 5 терморегулятора своим нижним крестооб-
разным концом входит захватом в верхнюю часть четырехлепестково-
го винта.

Поворот пробки терморегулятора против часовой стрелки повле-
чет за собой вкручивание четырехлепесткового винта внутрь втулки
20 блока мембран и смещение его вдоль оси направо. При полном по-
вороте пробки против часовой стрелки клапан максимально отойдет
от своего седла под действием упорных лепестков винта 9 независимо
от того, нагрета жидкость в термосистеме или нет. Таким образом от-
крывается свободный проход газа из внутренней полости пробки 5
терморегулятора, минуя клапан, и далее через штуцер крышки 75 на
выход к основной горелке духового шкафа до максимальной темпера-
туры. Если требуется температура ниже указанной максимальной,
следует поворотом ручки установить указатель против соответствую-
щего деления, смещая при этом четырехлепестковый винт 9. Это при-
ведет к прикрытию клапана под действием пружины 14, зазор между

клапаном и седлом уменьшится, понизится подача газа на основную
горелку и произойдет падение температуры в духовом шкафу до за-
данного уровня. Основная горелка духового шкафа устанавливается
на полу шкафа и представляет собой замкнутое кольцо (см. рис. 95, в)
из труб диаметром 26,8 мм. С внешней стороны кольца просверлено
136 отверстий диаметром 2,1 мм для выхода газовоздушной смеси. В
зоне расположения термопары диаметр восьми отверстий уменьшен
до 1,9 мм. Ось конца термопары должна располагаться параллельно
горизонтальной оси горелки и возвышаться над ней на 4 мм.

Жарочная горелка подвешивается вверху духового шкафа и пред-
ставляет собой прямую трубку диаметром 26,8 мм, в которой просвер-
лены четыре ряда отверстий: два внутренних и два внешних (см. рис.
95, г). Пламя жарочной горелки внешних рядов направлено на излуча-
тель, а пламя внутренних рядов — на объем духового шкафа.

Термопара жарочной горелки крепится к кронштейну на расстоя-
нии 17 мм от вертикальной оси горелки. Там же на одном уровне с жа-
рочной горелкой в специальном прижиме устанавливается баллон тер-
морегулятора, который контролирует температуру духового шкафа.

Перед зажиганием горелок шкафа следует сначала провентилиро-
вать шкаф. Если горелки поворотные, то их нужно повернуть отвер-
стиями внутрь — это облегчает зажигание. Затем немного выдвинуть
поддон плиты и положить на него смоченную водой материю, чтобы
защитить рампу плиты от нагрева горячим воздухом, выходящим
из-под дверцы жарочного шкафа. Если этого не сделать, то смазка кра-
нов нагревается и вытекает, а краники перестают поворачиваться и по-
является утечка газа. Зажигать горелки шкафа следует не спичкой, а
лучинкой или бумажным жгутиком. Удобно пользоваться специаль-
ными зажигалками. Зажженную лучинку или зажигалку правой рукой

Рис. 100. Внутреннее устройство плиты ПГ4-П-14:

а — коллектор плит»: 1—краники верхних горелок, 2 — терморегулятор манометрический,
3 — термоэлектрический клапан, 4 — распределительный шток, 5 — трубка коллектора,
6 — термопары, 7 — термоснстема; б — термоэлектромагнитный клапан: 1 — пусковая кнопка,
2 -пружина, 3 — шайба, 4, 20 — уплотнительные кольца, 5 — толкатель, 6 — прокладка,
7 — кнопка, 8— корпус, 9—пружина клапана, 10— стакан, 11 — якорь, 12 — сердечник,
13— обмотка, 14 — соединительная гайка, 15, 19, 22 — изоляционные шайбы; 16 — клеммы,
17 — припой, 18 — контакт, 21 — цоколь, 23 — конец обмоткн, 24 — заклепка, 25 —- провод
обмотки, 26 — резиновое углубление, 27— ось якоря, 28 — прилив, 29 — седло клапана;
в — терморегулятор манометрический:	1 — стержень ручки, 2 — кольцо, 3 — фланец,

4 — пружина, 5 — латунная пробка, 6 — корпус, 7 — вннт малого пламени, 8, 12 — кольца,
9 — винт, 10 — резиновая прокладка, 11 — клапан, 13, 18 — шайбы, 14 — коническая пружина,
15 — крышка, 16 — термосистема, 17—гайка, 19 — блок мембран, 20 — втулка, 21 — прилив
корпуса
подносят сначала к правой горелке, а левой рукой открывают краник
жарочного шкафа. Когда правая горелка загорится, сразу нужно под-
жечь левую горелку. Если горелки неповоротные, то первой можно за-
жигать любую горелку.

Современные плиты повышенной комфортности. АО Брестга-
зоаппарат в настоящее время выпускает девять модификаций плит по-
вышенной комфортности (см. табл. 21).

Таблица 22. Модификации плит и наличие элементов комфортности

Элементы комфортно-
сти

Электророзжиг
горелок стола

Вертел с электро-
приводом

Вертел с ручным
приводом

Таймер механиче-
ский

Жарочная горелка

ТУП (терморегу-
лятор + устройство)
предохранительное

Термоуказатель

Подсветка духов-
ки

Присоединитель-
ный резиновый ру-
кав

Технические данные

Плита предназначена для работы иа природном газе при номинальном давлении
1274 Па или сжиженном газе при номинальном давлении 2940 Па.

Диапазоирегулированиятемпературывдуховке,°С. . от 150 до 270

Время срабатывания предохранительного устройства, с	не более 30

Номинальное напряжение электросети, В-..........	220

Потребляемая мощность электророзжига, ие более.	1 Вт

Габариты плиты, мм.................................. 850x530x500

Масса плиты, кг, ие более................................ 42

Резьба входного штуцера газопровода плиты ... G 3/8'—В
Таблица 23. Применяемые сопла

Тепловая мощность, кВт	Вид газа	Номиналь- ное давле- ние газа, Па	Номиналь- ный диа- метр отверстия истечения газа из со- пла, мм	Маркировка сопла	Маркировка винта мало- го расхода крана
не более	природный	1274	1,07	137	45
3,0	сжижеииый	2940	0,84	85	45
2,6 ± 0,26	природный	1274	1,53	150	65
	сжижеииый	2940	0,94	95	36
1,7 ± 0,17	природный	1274	1,19	120	49
	сжижеииый	2940	0,75	75	29
0,6 ± 0,06	природный	1274	0,75	75	41
	сжижеииый	2940	0,45	45	22

Устройство плиты (мод. 300). Плита выполнена в виде тумбы с
встроенными духовкой и хозяйственным отделением для хранения
принадлежностей духовки, которое может также использоваться для
сушки и хранения посуды и других кухонных принадлежностей.

Плита модели 300 (типовой представитель) оснащена электророз-
жигом горелок стола, электроосвещением духовки, двумя горелками
духовки (основной и жарочной), вертелом с электроприводом, тайме-
ром (рис. 101).

В моделях плит 300; -01; -02 хозяйственное отделение выполнено
в виде выдвижного ящика. В остальных моделях хозяйственное отде-
ление закрыто откидной крышкой. Для того чтобы открыть крышку
хозяйственного отделения, нужно нажать на нижнюю часть дверки,
приподнять ее и, придерживая, откинуть на себя (рис. 102).

Стол плиты имеет 4 горелки с различной тепловой мощностью. За-
жигание горелок стола всех моделей, кроме 300, -07 и -08, производит-
ся с помощью электророззкига. На столе плиты располагается решетка
для установки на ней посуды.

Управление горелками стола ведется с помощью кранов, краны
после положения «Полное пламя» имеют фиксированное положение
«Малое пламя», которое обеспечивает устойчивое горение горелки в
экономичном режиме.

Управление горелками духовки во всех моделях, кроме 300, -05,
-06, -07 и -08, ведется с помощью терморегулятора с предохранитель-
Дверка хозяйственного
отделения "

Стоп

Горелки

Решетка

Панель управления

Дверка духовки

Ручки
управления горалками

Крышка

Хозяйственное
отделение

Решетка духовки

Противень
Жаровня
Основная
горелка духовки

Духовка

Горелка духовки
жарочная
Вертел

Рис. 101. Устройство плиты модели 300

ным устройством (ТУП). В моделях 300, -05, -06, -07, -08 духовка об-
служивается только основной горелкой, управляемой очаговым кра-
ном.

Предохранительное устройство автоматически контролирует го-
рение и обеспечивает отключение подачи газа на горелки духовки при
их случайном погасании. Одновременная работа горелок духовки не-
возможна.

Терморегулятор автоматически поддерживает заданную темпера-
туру в духовке при работе основной горелки.

Духовка имеет освещение, включение и выключение которого
производится кнопкой, расположенной на панели управления.
Для удобства обслуживания
и эксплуатации плита модели
300 оснащена гибким рези-
новым рукавом, что позволяет
перемещать ее в пределах
длины рукава.

Чтобы разжечь горелку сто-
ла:

нажмите на ручку крана и
поверните ее против хода часо-
вой стрелки до совмещения
метки на ручке со знаком мак-
симального открытия;

нажмите кнопку электро-
розжига и отпустите (кроме
моделей 300, -07 и -08). Если газ
не загорелся, то повторно на-
жмите и отпустите кнопку;

Рис. 102. Открытие иижией дверцы

в моделях 300, -07 и -08 поднесите к горелке зажженную спичку.

Регулировку интенсивности горения рекомендуется производить
дальнейшим поворотом ручки против хода часовой стрелки — при
этом не произойдет случайного погасания горелки. При повороте до
упора горелка будет работать на минимальном пламени.

Чтобы выключить горелку, необходимо ручку крана повернуть по
ходу часовой стрелки до упора (рис. 103).

Духовка оборудована двумя горелками: основной (нижней) и жа-
рочной (верхней), кроме моделей 300, -05, -06, -07, -08. В духовке плит
моделей 300, -01, -02, -03, -04 устанавливается вертел. Привод вертела
в плитах моделей 300, -01, -02, -03 осуществляется моторедуктором.
Включение и выключение моторедуктора производится кнопкой, рас-
положенной на панели управления. В плите модели 300-04 привод
вертела ручной.

Дверца духовки съемная. Для ее снятия необходимо открыть ду-
ховку, в пазы шарнира вложить две металлические пластинки (любые
толщиной 1,5 4-2,0 мм) и, немного прикрыв дверцу, потянуть ее на се-
бя.

Включение горелок духовки (рис. 104).

Чтобы разжечь основную горелку:
Рис. 103. Органы управления плитой:

/ — ручка управления таймером, 2 — ручка управления горелками духовки, 3 — кнопка
безопасности предохранительного устройства, 4 — ручки управления горелками стола, 5 — кнопка
включения электророзжига, 6 — кнопка включения подсветки духовки и электропривода вертела

а)

Рис. 104. Включение горелок духовки:

а — основная горелка духовки включена на максимальную нагрузку, б — розжиг горелки духовки

нажмите и поверните ручку ТУП в моделях 300, -01, -02, -03 и -04
против хода часовой стрелки так, чтобы метка находилась против де-
ления 8;

откройте духовку, поднесите зажженную спичку к отверстию, распо-
ложенному в нижней части проема духовки на передней стенке плиты;

нажмите на кнопку безопасности ТУП и удерживайте ее 10—30 с;
убедитесь через отверстие в дне духовки, что горелка зажжена.

Если горелка не разожглась, проделайте все сначала, увеличив
время нажатия на кнопку. В новой плите необходимо прогреть духов-
ку в течение получаса для удаления различных запахов. Предвари-
тельное прогревание духовки длится 15 мин. После прогревания уста-
276
новиге ручку терморегулятора в необходимое положение согласно
табл. 24.

Таблица 24.

Положение ручки термостатического крана	Соответствующая температура в середине духовки, ° С
1	145—175
2	155—185
3	170—200
4	185—215
5	205—235
6	220—250
7	240—270
8	255—285

Таблица 25. Возможные неисправности и методы их устранения

Наименование неисправно- стей	Вероятная причина	Метод устранения
1. *Не зажигается ос-	Ручка терморегулятора	При зажигании основ-
новная горелка духовки	ие повернута до отметки 8  Не нажата кнопка безо- пасности до упора	ной горелки повернуть ручку терморегулятора до отметки 8  Нажать кнопку безопас- ности до упора
2. *Не зажигается жа-	Ручка терморегулятора	Повернуть ручку тер-
рочная горелка	ие повернута до упора по часовой стрелке  Не нажата кнопка безо- пасности до упора	морегулятора до упора по часовой стрелке  Нажать кнопку безопас- ности до упора
3. *При нажатой кнопке	Кнопка безопасности ие	Нажать кнопку безопас-
горелка горит, ио через 30 с гаснет при отпущенной кнопке	нажата до упора  Неправильно установ- лена горелка	ности до упора  Установить основную горелку на место
4. ** Нет искры между разрядником и горелкой	Произошло загрязнение разрядника	Очистить разрядник
5. *** Вертел ие враща- ется	Штырь ие вошел в муф- ту моторедуктора	Вставить штырь

Для плит	моделей	300,	-01,	-02,	-03,	-04.

Для плит	моделей	300,	-01,	-02,	-03,	-04,	-05, -06.

Для плит	моделей	300,	-01,	-02,	-03.
9.4.	Проточные водонагреватели

Водонагревателями называются аппараты, нагревающие воду до
определенной температуры. В отечественных водонагревателях ис-
пользуют два различных способа — нагревание проточной воды, по-
ступающей из водопровода, и нагревание воды в специальных емко-
стях с периодическим отбором воды и заполнением. По этому принци-
пу существующие газовые водонагреватели разделяются на проточ-

ные и емкостные.

Все проточные водонагреватели по тепловой нагрузке делятся на
три группы: 33 600, 75 600 и 105 000 кДж/ч; по степени автоматиза-
ции — на высший и первый классы. К. п. д. водонагревателей при но-
минальной нагрузке должен быть не ниже 80 %, содержание оксида

Рнс. 105. Принципиальная
схема проточного
водонагревателя:

1 — кожух, 2 — блок-кран, 3 — горел-
ка, 4 — огневая камера, 5 — змеевнк,
6 — отражатель, 7 — верхний колпак,
8 — нижний колпак, 9 — калорифер,
10 — запальник

углерода в продуктах сгорания водона-
гревателя не должно превышать 0,05 %,
в том числе на сухие дымовые газы при
теоретическом расходе воздуха; водона-
греватели должны обеспечить паспорт-
ную производительность в пределах рас-
четных давлений газа при наименьшем
значении его низшей теплоты сгорания;
температура продуктов сгорания за тяго-
прерывателем должна быть не менее
180° С.

Принципиальная схема проточ-
ных водонагревателей (рис. 105). Газ
низкого давления подается в инжекцион-
ную горелку 3. Продукты сгорания газа
проходят через теплообменик и отводят-
ся в дымоход. Теплота продуктов сгора-
ния передается протекающей через теп-
лообменник воде. Огневая камера 4 сна-
ружи охлаждается змеевиком 5, через
который циркулирует вода, проходящая
через калорифер. Таким образом, основ-

ними узлами проточного водонагревате-
ля являются: горелочное устройство, те-
плообменник, система автоматики и га-
зоотвод.
Рнс. 106. Инжекционная горелка
водонагревателей Л-1, Л-3, ВПГ-18 (Л-3):

1 — тройник с соплами, 2 — пластина, 3 — смеситель,
4 — крышка смесителей, 5 — распределительная трубка,
6 — сопло

По мере модерниза-
ции водонагревателей со-
вершенствовалось горе-
лочное устройство. На
смену многосопловым го-
релкам КГИ пришли го-
релки с центральным под-
водом газа. Однако эти го-
релки, имея относительно
малый коэффициент ин-
жекции (до 0,5), не ис-
пользуются при сжигании
сжиженного газа. На во-
донагревателях Л-1 (Л-3)
применяют горелку с
двухместным подводом
газа (рис. 106). Поток газа
через тройник 1 и два со-
пла 6 направляется в два
диффузора-смесителя 3 и
далее через короб крышки смесителей 4 в алюминиевые распредели-
тельные трубки, объединенные в литой блок.

Огневые отверстия трубок выполнены в виде поперечных щелей.
Первичный воздух в этих горелках регулируют, коэффициент инжек-
ции равен 0,7, что позволяет применять горелки и на природном, и на
сжиженном газе. Такие горелки применяют и на унифицированных
водонагревателях ВПГ, обеспечивая высокие эксплуатационные каче-
ства аппаратов.

Запальники горелочных устройств представляют собой односо-
пловую инжекционную горелку малой производительности. Газ к за-
пальнику подается через обособленный канал и блокируется с поступ-
лением газа на горелку водонагревателя и наличием пламени на за-
пальнике.

Схема работы биметаллического термоклапана показана на рис.
107, а. В зону пламени запальника вводится согнутая биметаллическая
пластинка. В холодном состоянии верхняя полоса пластинки находит-
ся в горизонтальном состоянии, вследствие чего клапан 1 через шток 2
поддерживается в закрытом положении, перекрывая проход газа на
основную горелку. При нагревании биметаллической пластины 4
Рис. 107. Схемы автоматизации подачи газа на основную горелку:

а — биметаллический термоклапан: ! — клапан, 2 — шток, 3 — уплотнение, 4
пластина, 5 — пламя горелки, 6 — запальник; б — электромагнитный
/ запальная трубка, 2 — термопара, 3 — горелка водонагревателя

— биметаллическая

датчик пламени;

верхняя полоса ее опускается и приводит к перемещению

клапана

открытию прохода газа на горелку.

В новых конструкциях водонагревателей предусмотрены допол-

нительные функции автоматики по
редки с величиной тяги в дымоходе.

блокировке работы

основной

Так, в водонагревателе ВПГ

вместо биметаллического термоклапана установлен электромагнит-
ный датчик пламени (см. рис. 107, б). В зону запального пламени вве-
дена термопара 2, которая является датчиком электродвижущей силы
для электромагнитного клапана. Электромагнитный клапан, в свою



очередь, управляет доступом газа к горелке водонагревателя.

Теплообменник состоит из огневой камеры и калорифера. Разме-
щенные на наружной стороне огневой камеры змеевики предохраня-
ют стенки камер от перегрева. В первых моделях водонагревателей
применялись два змеевика, один для подачи холодной воды к калори-
феру, другой — горячей воды к разборному крану. В современных
конструкциях водонагревателей (ВПГ) змеевик делает лишь один обо-
рот вокруг огневой камеры.

Основное количество теплоты передается воде через калорифер.
Теплота передается радиацией, конвекцией и теплопроводностью че-
рез металлические стенки, которые находятся в контакте, с одной сто-
роны, с водой, с другой — потоком отходящих газов.
Рис. 108. Водонагреватель Л-1:

а — устройство, б — схема: 1 — отражатель,
2, 3 — колпачки для отвода продуктов
сгорания, 4— отаодная трубка, 5 — кало-
рифер. б--змеевик, 7— огневая камера,
8 — биметаллическая пластина, 9 — запа-
льник, 10—горелка, 11— ручка газового
крана, 12 — корпус газового узла,
13 — корпус водяного узла, 14 — кожух,
15 — заглушка, 16 — трубка горячей воды,
17 — газопровод

Выход газа г
на горелку

При этом необходимо учитывать, что на величину передачи тепло-
ты от горячих газов воде могут влиять следующие факторы: скорость
протекания воды в змеевике; скорость движения продуктов сгорания;
материал и величина ребер калорифера; качество припайки ребер к
трубкам калорифера; температурный режим в огневой камере.

Для предотвращения преждевременного выхода из строя теплооб-
менников следует знать причины этого и способы устранения неис-
правностей. Отложение накипи на внутренних стенках водяных труб
приводит к уменьшению теплопередачи и снижению к. п. д. водона-
гревателя. Повышение скорости протекания воды уменьшает вероят-
ность образования накипи. На долговечность работы теплообменника
влияют коррозия и окисление его поверхности. В новых моделях водо-
1

!)

Рис. 109. Газовый край водонагревателя Л-1:

а — кран; б — положение «закрыто»; в — положение «открыто» на запальник; г — положен»
«открыто» на запальник и горелку: 1 — ручка, 2 — пружина, 3 — пробка крана, 4 — корпус

нагревателей предусматриваются устройства автоматического регу
лирования температуры воды.

В старых моделях водонагревателей пластинки калорифера пр»
паивали к водяным трубкам оловянным припоем. Практика показала
что вследствие сравнительно низкой температуры плавления олова вс
многих случаях наблюдалось оплавление припоя, что приводило к пе
регреву элементов калорифера и снижению теплопередачи. В настоя
щее время пластики приваривают к трубкам с помощью медно-фосфо
ристых припоев, имеющих высокую температуру плавления (860° С).

Система автоматических устройств в водонагревателях обеспечи
вает регулирование поступления газа на горелку в зависимости от про
тока воды и прекращение доступа газа к горелке при отсутствии пла
282
мени запальника. По мере модернизации водонагревателей совершен-
ствуется и система блокировки.

Водонагреватели Л-1 и Л-3 предназначены для подачи воды, на-
гретой до 50° С, одновременно в одну или несколько точек разбора.

На рис. 108 показан водонагреватель Л-1. Кожух выполнен из эма-
лированной листовой стали. В его передней съемной части находится
глазок, через который зажигается запальник и производится наблюде-
ние за работой горелки. Тягопрерыватель имеет такое же устройство и
выполняет те же функции, что и тягопрерыватель КГИ-56. Радиатор
состоит из калорифера, огневой камеры, однозахватного змеевика и
устроен аналогично радиатору КГИ-56. Горелка водонагревателя Л-3
(см. рис. 109) состоит из распределителя, представляющего собой сис-
тему трубок с щелевыми отверстиями для выхода газа. Он выполняет
следующие функции: уменьшает высоту факела пламени и обеспечи-
вает доступ вторичного воздуха внутрь пламени.

Корпус состоит из двух смесителей, в которых перемешиваются
газ и первичный воздух, образуя горючую смесь. Каждая из двух фор-
сунок имеет три сопла, диаметр которых рассчитан на газ определен-
ной теплотворной способности. Сопла форсунки позволяют создать
низкую зону давления перед смесителем, что обеспечивает хорошую
инжекцию первичного воздуха и перемешивание газовоздушной сме-
си. Это позволяет обойтись без регуляторов первичного воздуха.

Термоклапан работает так же, как и термоклапан горелки КГИ-56,
и выполняет те же функции. Блок-кран состоит из двух частей: газовой
(верхней) и водяной (нижней). Клапан изготовлен из прессованного
капрона и имеет резиновую прокладку для уплотнения, прижимается
к седлу конусной пружиной. Пружина ставится конусом на клапан, а
другой конец пружины (большого диаметра) упирается в корпус тер-
моклапана.

На верхний конец толкателя свободно надет клапан, а другой ко-
нец проходит сквозь латунную заглушку и упирается в шток тарелоч-
ки.

Сальник толкателя фторопластовый; он препятствует прониканию
газа вдоль толкателя и выходу его наружу. Сальник расположен в ла-
тунной заглушке с нижней стороны, уплотняется нажимным винтом и,
как правило, в процессе эксплуатации не требует замены.

Ручка крана может находиться в трех положениях: крайнее ле-
вое — газ выключен; при повороте ручки по часовой стрелке на 90° до
упора кольцевая выточка на пробке соединит штуцер подвода газа с
малым штуцером отвода газа на горелку запальника; для третьего по-
ложения нужно нажать на ручку и вновь повернуть по часовой стрелк<
до упора. В этом положении канавка на поверхности пробки также бу
дет подводить газ на запальник, а пробка крана боковым отверстиеь
совместится со штуцером подвода газа и газ сможет войти в пробку»
под клапан.

Для выключения газа ручку крана следует повернуть против часо
вой стрелки в крайнее левое положение, при этом последовательно от
ключается сначала подача газа на основную горелку, а затем и на го
релку запальника.

Устройство газового крана водонагревателя Л-1 показано на рис
109. Водяная часть блок-крана имеет верхнюю крышку блок-крана, j
которой сверху находится отверстие под сальник. Под крышкой рас
положена верхняя водяная камера. Мембрана изготовлена из прочно!
резины и имеет сверху тарелку с толкателем, который проходит чере:
сальник в верхней крышке. Толкатель до того, как упрется в шток га
зового клапана, имеет свободный ход. Поэтому, когда мембрана под
действием давления воды поднимается вверх, толкатель упирается i
шток и дает возможность открыться газовому клапану. За этот проме
жуток времени радиатор успевает наполниться водой, и только поток
загорается горелка, что предохраняет радиатор от распаивания.

Корпус водяной части блок-крана имеет входной и выходной шту
церы, регулировочный винт и нижнюю водяную камеру. В выходное
штуцере находится сопло Вентури. Регулировочный винт расположи
около входного штуцера. Он дает возможность регулировать количе
ство проходящей через водонагреватель воды.

Замедлитель зажигания встроен в верхнюю крышку. Он представ
ляет собой камеру (с двумя отверстиями), в которой катается шарик
Одно отверстие выходит в верхнюю водяную камеру, а второе — в со
пло Вентури. При поступлении воды из верхней водяной камеры ша
рик прижимается к отверстию, уменьшая его сечение. Давление водь
в верхней водяной камере постепенно падает, что позволяет мембран!
медленно подниматься вверх. Затем открывается газовый клапан и га:
постепенно поступает в горелку. Горелка зажигается без хлопка.

Сопло Вентури, встроенное в выходной штуцер, представляет со
бой суженный отрезок водопроводной трубы. Поток воды в месте су
жения увеличивает свою скорость и резко уменьшает динамическо<
давление в нем. Назначение сопла Вентури — создать область пони
284
женного давления воды в надмембранном пространстве при работе во-
донагревателя. Принцип работы сопла Вентури основан на законах
гидравлики. В данном случае давление движущейся по трубке воды на
ее стенки подчиняется закономерности: чем больше скорость движе-
ния жидкости, тем меньше давление, которое она оказывает на стенки
трубки.

Посмотрим, как реализуется эта закономерность при движении во-
ды через водяную часть блок-крана. Вода с определенным давлением
и скоростью подводится к водяной части блок-крана по трубке диа-
метром 15 мм. Далее она попадает в подмембранное пространство, где
скорость движения ее замедляется, так как внутреннее сечение под-
мембранного пространства больше сечения водопроводной трубы.
Минуя подмембранное пространство, вода, прежде чем попасть по со-
единительной трубе в змеевик, проходит через сопло Вентури, внут-
ренний диаметр которого в самой узкой части равен 3,4 мм. При про-
хождении воды через узкую часть сечения скорость ее значительно
возрастает, за счет чего создается разность давлений над и под мем-
браной.

Запальник — маленькая инжекционная горелка — расположен
над основной горелкой. Его назначение — нагревать биметалличе-
скую пластинку и зажигать газ основной горелки. Запальник состоит
из насадки с отверстиями для первичного воздуха, который также вы-
полняет роль смесителя регулируемой форсунки и подводящей газо-
вой трубки. Регулировочный винт форсунки запальника расположен
напротив смотрового окна, что позволяет, не снимая крышки водона-
гревателя, регулировать работу запальника водонагревателя.

Рассмотрим принцип действия блок-крана водонагревателя Л-1.
При повороте газового крана зажигается запальник, который нагрева-
ет биметаллическую пластинку. Через 1...2 мин биметаллическая пла-
стинка сжимается и открывает термоклапан, но газ на горелку не по-
ступает, потому что закрыт газовый клапан, связанный с мембраной.

Если открыть водяной вентиль перед колонкой, то верхнюю и
нижнюю камеры водяной части блок-крана заполнит вода. По принци-
пу сообщающихся сосудов давление на мембрану сверху и снизу ста-
нет одинаковым, т. е. мембрана будет находиться в равновесии.

Если открыть водоразборный вентиль, то вода потечет через водо-
нагреватель. Давление ее в верхней водяной камере блок-крана пони-
зится, а в нижней водяной камере увеличится настолько, что мембрана
illlllllUTTnTTj

s

9

IB

If

Рис. ПО. Принципиальная схема
водонагревателя ВПГ-18:

1 — предохранитель от обратной тяги, 2 — га-
зоотводящее устройство* J — калорифер, 4 —
змеевик, 5 — огневая камера, б — запальник,
7 — клапан безопасности, 8— клапан блоки-
ровки газа, 9 — блок-край, 10— вход газа,
11—вход воды, 12 — горелка, 13— ша-
риковый замедлитель зажигания, 14 — трубка
Вентури, 15 — мембрана, 16 — мембранная
камера, 17 — выход воды, 18 — кожух



П №

передвинется в верхнее положе^
ние. Шток тарелочки при движе-
нии вверх упрется в толкатель г
зового клапана, пересилит давд
ние действующей на него пруж1
ны и медленно откроет газовь
клапан. Если будет открыт газ
вый кран основной горелки, то г
начнет поступать в горелку и зап
рится от запальника. В случае пр
кращения подачи газа погаснут з
пальник и горелка, а биметаллич
ская пластина остынет и закро<
термоклапан.

Если прекратится подача bi
ды, то давление на мембрану све;
ху и снизу уменьшится, а газовь
клапан под действием пружин:
перекроет газ на горелку. Это пре-
дохранит радиатор от распаива-
ния. То же произойдет, если пере-
крыть водоразборный вентиль.

Водонагреватель Л-3 в отли-
чие от Л-1 (см. рис. 117, в) имее)
меньшую по объему огневую ка-
меру. Конструкция блок-краш
аналогична конструкции блок'
крана Л-1. Калорифер изготовлен-
из одного р!яда медных пластин.

В верхней части распределите-
ля установлены фасонные сталь-

ные пластины, образующие огневые отверстия. За счет такого устрой-
ства достигнуто увеличение термостойкости распределителя при од-
новременном повышении теплового режима в топке. Таким образом,
достигнута возможность уменьшения размеров топки без изменения-
эксплуатационных качеств водонагревателя.

Водонагреватели ВПГ, Водонагреватель ВПГ-18 (рис. 110) соз--
дан на базе водонагревателя Л-3, он также является проточным с мно-
готочечным разбором горячей воды. Высота огневой камеры 5 в этом
водонагревателе уменьшена до минимума за счет того, что основная
часть тепла воде передается через пластины калорифера. Охлаждение
огневой камеры обеспечивается одним витком змеевика. Калорифер 3
собран из одного ряда медных пластин и пересекается тремя горизон-
тальными участками змеевика 4. Водонагреватель оборудован инжек-
ционной горелкой с двумя инжекторами, обеспечивающими поступ-
ление первичного воздуха до 60% необходимого для сгорания. Это
обеспечивает полное сгорание газа в коротких факелах.

Конструкция блок-крана 9 водонагревателя обеспечивает после-
довательную подачу газа сначала на запальник 6, потом на основную
горелку 12. При отсутствии разбора воды или снижении давления во-
допроводной воды, а также при отсутствии пламени на запальнике
прекращается подача газа на основную горелку.

Ручка блок-крана может занимать следующие положения. При
крайнем левом — кран полностью закрыт, при среднем — газ пропус-
кается только на запальник, при крайнем правом — газ пропускается
на запальник и на основную горелку.

Клапан 4 блокировки воды и газа может открываться лишь при на-
греве биметаллической пластины. Газовый клапан через шток связан с
мембраной 15 и открывается только при наличии протока воды в мем-
бранной камере 16 и установленной в ней трубке Вентури 14. При на-
личии расхода воды в узком сечении трубки, сообщающемся с над-
мембранным пространством, происходит падение статического напо-
ра. Вследствие этого падает давление и над мембраной, которая пере-
мещается вверх и через посредство штока открывает клапан
блокировки.

Шариковый замедлитель зажигания 13, частично перекрывая се-
чение пропускного канала, несколько замедляет перемещение мем-
браны и клапана вверх и обеспечивает плавность включения горелки.

В настоящее время конструкция водонагревателя усовершенство-
вана по сравнению с ранее выпускавшимися водонагревателями Л-3 и
ВПГ-18. Например, в водонагревателе ВПГ-23 улучшена конструкция
теплообменника, значительно изменены основная и запальная горел-
ки, установлен датчик тяги.

Если в водонагревателях Л-1, Л-3, ГВА-3, ВПГ-18 тепловой авто-
мат располагался в вертикальной стойке основной горелки, то в водо-
нагревателе ВПГ-23 теплового автомата нет и его функции выполняет
электромагнитный клапан.
жив лист чистой бумаги под клапан и прижав клапан к седлу (на бума-
ге отпечатается контур седла и клапана с их дефектами); у РДУК де-
фект обнаруживают при снятии верхней крышки; произошел разрыв
мембраны пилота, давление газа перестало противодействовать пру-
жине, клапаны пилота и регулятора полностью открылись. Неисправ-
ность обнаруживают при разборке пилота; шток клапана заело, клапан
завис; если уменьшится расход газа потребителями, может произойти
увеличение давления после регулятора, неисправность можно обнару-
жить, изменив режим работы регулятора; импульс, подающий газ с
высокой стороны, засорен; давление у РДС падает над мембраной, а у
РДУК — под мембраной.

Однако при проведении пусконаладочных работ могут наблю-
даться случаи «качки» регулятора (недопустимого колебания регули-
рования выходного давления газа выше ±10 %). Эту «качку» необхо-
димо ослабить за счет некоторого снижения начального давления
(прикрыть выходную задвижку), но при понижении начального давле-
ния может одновременно уменьшиться и выходное давление; «качка»
почти не устраняется и пропадает только при едва заметном перепаде
на регуляторе. Причина такой неисправности — отсутствие дросселя,
ограничивающего сброс газа из пилота. Необходимо отвинтить шту-
цер и поставить дроссель соответствующего диаметра. После настрой-
ки регулятора на выходное давление Надо включить регулятор на про-
дувочную свечу; если «качка» уменьшилась недостаточно, закрыть
кран импульсной трубки пилота. Выходное давление газа при этом
может несколько уменьшиться, в этом случае необходимо поднять вы-
ходное давление до заданного путем дополнительной настройки пило-
та.

8.9.	Правила безопасности при обслуживании ГРП

На каждый ГРП составляется паспорт, в котором содержатся ос-
новные характеристики оборудования и КИП. На здании ГРП на вид-
ном месте вывешиваются предупредительные надписи «Огнеопасно».

В каждом ГРП должны быть вывешены схемы их устройства и ин-
струкции по эксплуатации, технике безопасности и пожарной безопас-
ности.

Для аварийного освещения следует пользоваться аккумуляторны-
ми фонарями во взрывобезопасном исполнении, включать их на улице
перед входом в помещение. В помещении ГРП должна находиться ап-
течка.
На период ремонтных работ в помещении ГРП назначают одного
дежурного, который следит за работами, поддерживает связь, не до-
пускает посторонних в помещение ГРП, не разрешает курить и т. д.
Если произошел несчастный случай, дежурный слесарь должен, ока-
зав помощь пострадавшему, сообщить о случившемся в аварийную
службу, вызвать скорую помощь.

При ремонтных работах следует использовать инструмент, кото-
рый не может вызвать искры.

Газосварочные работы в помещении ГРП разрешаются в исключи-
тельных случаях по специальному плану и под непосредственным ру-
ководством ИТР. Если в помещении ГРП появился газ, то сварочные
работы немедленно прекращают. Возобновить работы можно после
ликвидации утечки газа и проветривания помещения.

При работе в противогазах необходимо следить, чтобы шланги не
имели перегибов, а открытые концы их были расположены с наветрен-
ной стороны, не ближе 5 м от ГРП.

В помещении ГРП нельзя хранить горючие и легковоспламеняю-
щиеся материалы.

Работы по ремонту электрооборудования и смена перегоревших
электроламп должны проводиться при выключенном токе.

8.10.	Автоматизированные системы диспетчерского
управления газовым хозяйством

Основным показателем нормальной работы систем газоснабжения
является подача газа требуемого давления каждому потребителю. Для
этого диспетчерская служба работает в постоянном контакте с диспет-
черской службой управления магистральных газопроводов и поддер-
живает связи со всеми промышленными потребителями.

Для выполнения таких сложных функций диспетчерская служба
оснащена средствами связи, автоматики, телемеханики и вычисли-
тельной техникой. Это обеспечивает централизованный контроль ос-
новных показателей работы систем газоснабжения, автоматическое
регулирование давления газа в газопроводах и телемеханическое
управление соответствующими запорными устройствами.

В крупных газовых хозяйствах диспетчерские службы могут осна-
щаться ЭВМ, обеспечивающими обработку поступающей информа-
ции и выдачу рекомендаций диспетчеру. В нашей стране начата теле-
механизация городских систем газоснабжения. Устройства автомати-
ки и телемеханики (АТ) и комплекс технических средств автоматизи-
рованных систем управления (КТС АСУ) предназначены для
повышения надежности работы газораспределительных сетей, кон-
троля состояния объектов и управления работой оборудования этих
объектов. Средства АТ и КТС АСУ должны обеспечивать автоматиче-
ское регулирование или стабилизацию технологических параметров и
безопасность работы объектов газового хозяйства, а в случае выхода
контролируемых параметров за допустимые пределы работы — пре-
кращать подачу газа.

Автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ)
являются высшей ступенью диспетчеризации газового хозяйства. Это
достигается за счет оснащения диспетчерских служб электронно-вы-
числительной техникой, в том числе ЭВМ, позволяющий принимать
быстрые решения в процессе управления газоснабжением. В сложной
комплексной системе управления народным хозяйством страны
АСДУ занимает место на стыке между Единой автоматизированной
системой газоснабжения страны и территориальной АСУ городского
газового хозяйств. Четкое взаимодействие этих систем обеспечивает-
ся при их полной совместимости, едином порядке получения, перера-
ботки и хранения информации, унификации документации, идентич-
ности их шифров и кодов. Основной целью внедрения автоматизиро-
ванной системы диспетчерского управления газовым хозяйством яв-
ляется повышение эффективности работы систем газоснабжения на
основе совершенствования их организационной структуры и методов
управления. При этом необходимы оперативное управление работой
газорегуляторных пунктов; оптимальное управление процессами рас-
пределения газа между потребителями; учет количества получаемого
и отпущенного потребителям газа; контроль за расходом газа и др.

Технологической основой АСДУ газовым хозяйством становятся
информационно-вычислительные центры (ИВЦ). В крупных городах
страны в территориальных АСУ создаются вычислительные центры и
вычислительные системы коллективного пользования.

Рассмотрим примерную схему автоматизированной системы дис-
петчерского управления режимами газоснабжения. На рис. 87 показа-
ны два варианта применения схемы: в качестве консультанта-диспет-
чера и диспетчера-автомата. Во втором случае на схеме штриховой ли-
нией показаны дополнительные элементы ТУ (устройства телеуправ-
ления) и ИМ (исполнительные механизмы). В первом варианте
система имеет разомкнутый характер, а во втором — замкнутый с
оборотными связями через объекты управления и контролируемые
пункты. В качестве основных элементов системы можно выделить:
Рис. 87. Примерная структурная схема автоматизированной системы
диспетчерского управления режимами газоснабжения городских потребителей

датчики контролируемых параметров и положения управляемых
объектов (Д);

устройства телеизмерения и телесигнализации (ТИ, ТС). Они
обеспечивают передачу необходимой информации с различных кон-
тролируемых пунктов систем газоснабжения в информационно-вы-
числительный центр. В данном случае ИВЦ расположен на диспетчер-
ском пункте газовой службы;

ЭВМ, обеспечивающая выполнение математических операций и
моделирование процессов, происходящих в системе газоснабжения;

блок ввода программ (ВВП), обеспечивающий оперативную на-
стройку и перестройку ЭВМ и выбор режима ее работы;

блок «Память», обеспечивающий ЭВМ полезными сведениями;
выходное устройство (ВУ), предназначенное для диспетчерского
контроля за работой ЭВМ;

устройство телеуправления (ТУ), предназначенное для передачи
команд ЭВМ объектам управления (регуляторам давления);

исполнительные механизмы (ИМ), воздействующие на объекты
управления;

объекты управления (ОУ).

Основное отличие рассмотренной автоматизированной системы
диспетчерского управления от обычных систем диспетчеризации за-
ключается в оснащении диспетчерских служб электронно-вычисли-
тельной техникой, позволяющей принимать быстрые и оптимальные
решения в процессе управления газоснабжением.

В газовых хозяйствах основными контролируемыми пунктами яв-
ляются: газораспределительные станции; газгольдерные станции; ос-
новные газорегуляторные пункты и установки; отдельные точки газо-
проводов. Эти контролируемые пункты в телемеханизированных сис-
темах служат местами сосредоточения объектов телемеханического
контроля и управления.

В соответствии с действующими СНиП в системах газоснабжения
подлежат обязательной телемеханизации следующие объекты: все
ГРС; ГРП, питающие сети высокого и среднего давления; ГРП, питаю-
щие тупиковые сети низкого давления; ГРП промышленных, энерге-
тических и коммунально-бытовых предприятий с потреблением газа
более 1000 м3/ч или предприятий с особым режимом газоснабжения;
газгольдерные станции; отдельные характерные точки газовой сети.

Диспетчеризация систем газоснабжения должна обеспечивать:
передачу на диспетчерский пункт аварийных и предупредитель-
ных сигналов при отклонении контролируемых параметров газа от ус-
тановленных норм;

централизованное управление настройкой регуляторов давления
газа и отключающими устройствами на газопроводах для обеспечения
наиболее рациональных эксплуатационных режимов систем газоснаб-
жения;

возможность измерения основных параметров газа.

Основными параметрами, подлежащими телемеханическому кон-
тролю, являются давление, расход и температура газа в газопроводах,
температура внутреннего воздуха и загазованность в помещениях.
Телемеханизация объектов обеспечивается средствами телеизме-
рения, телеуправления и телесигнализации. Под телеизмерением по-
нимается передача с заданной точностью сообщений о текущих значе-
ниях давления, расхода и температуры газа с контролируемых пунк-
тов на диспетчерский пункт.

Средствами телеуправления, обеспечивающими передачу и ис-
полнение команд диспетчера, оснащаются устройства настройки регу-
ляторов давления (пилоты), электро управляемые задвижки и клапаны.

Средствами телесигнализации оборудуется большинство объек-
тов телемеханического контроля.

Все контролируемые пункты оснащаются средствами двусторон-
ней телефонной связи с диспетчерским пунктом. Контролируемые
пункты оборудуются в специальных аппаратных помещениях, обеспе-
чивающих нормальные условиях эксплуатации автоматических и те-
лемеханических устройств. Телемеханические устройства относятся к
комплексным телемеханическим системам, предназначенным для
территориально рассредоточенных объектов. При этом особенность
таких систем заключается в том, что число телемеханизированных
контролируемых пунктов гораздо больше числа телемеханических
операций, осуществляемых на каждом контролируемом пункте. Теле-
механические устройства диспетчерских служб должны обеспечи-
вать:

централизованный контроль основных параметров газоснабже-
ния;

передачу сигналов на диспетчерский пункт при нарушениях за-
данного режима газоснабжения, возникновении аварий и неисправно-
стей;

централизованное управление основными запорными устройства-
ми на газопроводах и устройствами настройки регуляторов (пилота-
ми) давления соответствующих газорегуляторных пунктов;

контроль положения объектов телеуправления;

двустороннюю телефонную связь между контролируемыми пунк-
тами и диспетчерской.

Телемеханическая аппаратура подразделяется на аппаратуру:
телеизмерений (ТИ);

телеуправления — телесигнализации (ТУ — ТСу,

для обработки и регистрации информации, поступающей на дис-
петчерский пункт;

телефонной связи (ТФ);

вспомогательную.

245
Вместе с тем вся телемеханическая система газового хозяйства
конструктивно состоит из трех основных частей: полукомплекта дис-
петчерского пункта (ПКДП)', полукомплектов контролируемых пунк-
тов (ПККПУ, устройств связи полукомплектовД77иЛ77между собой.

Контролируемые пункты являются местами сосредоточения объ-
ектов телеуправления (ТУ), телесигнализации (ТС) и телеизмерения
(ТИ). В настоящее время условная дальность действия телемеханиче-
ской аппаратуры принята 25 км. Если необходимо передать информа-
цию на большее расстояние, принимают меры по снижению значения
электрического затухания, например используют электрические кабе-
ли с большим сечением жил.

Устройства телеуправления предназначены для оперативного из-
менения из диспетчерского пункта положения пилотов регуляторов
давления газа. Каждому из телеуправляемых регуляторов передается
две команды «Больше давление» или «Меньше давление». При этом
устанавливаются не менее трех уровней выходного давления. По по-
казаниям приемников телеизмерений осуществляется контроль ис-
полнения команд телеуправления настройкой регуляторов давления.

Системы телемеханики могут работать в двух основных режимах:
автоматический опрос группы объектов и выборочное подключение к
диспетчерскому пункту отдельного объекта. Информация телеизмере-
ния параметров газа может воспроизводиться путем вывода ее на таб-
ло и показывающие приборы, а также регистрации самопишущими
приборами. Устройства телемеханики обеспечивают раздельное и со-
вместное проведение операций телеуправления, телесигнализации,
телеизмерения и связи.

В первом случае телемеханические устройства называют функ-
циональными, во втором — комбинированными. Комбинированные
устройства могут выполнять несколько видов телемеханических опе-
раций, но не решают все задачи контроля и управления. Эти задачи ре-
шают комплексные телемеханические системы, обеспечивающие пе-
редачу сигналов телеуправления, телесигнализации и телеизмерения,
а также осуществление телефонных переговоров по общей линии свя-
зи.

Рассмотрим принцип работы устройства телеуправления конст-
рукций Мосгаза, предназначенного для телемеханической перестрой-
ки регуляторов давления газа (рис. 88).

Устройство включает схему телеуправления и исполнительный
механизм, сочлененный с командным прибором управления регулято-
ра (пилотом). Схема состоит из ключа управления, расположенного на
246
220В

Рис. 88. Устройство
механической перенастройки
регуляторов давления газа
конструкции Мосгаза

диспетчерском пункте и поляризованного реле ПР, находящегося в
помещении газорегуляторного пункта. Поляризованное реле и ключ
управления соединены между собой двухпроводной телефонной ли-
нией связи. Исполнительный механизм устройства состоит из ревер-
сивного электродвигателя типа 2АСМ-400, редуктора, соединенного с
вилкой В. Вилка В вставляется в штурвал-диск ШДкомандного прибо-
ра управления РУ регулятора. При этом движение штурвала-диска ог-
раничено блоком концевых выключателей БКВ. Электродвигатель и
БКВ подключены к поляризованному реле ПР через распределитель-
ную клеммную коробку РКК. Исполнительный механизм легко соеди-

чир
няется с современными конструкциями командных приборов регуля-
торов давления газа. Редуктор исполнительного механизма связан с
вращающейся вилкой В, а пальцы вилки свободно входят в отверстия
штурвала-диска пилота регулятора давления. Штурвал-диск ШД со-
единен с нажимной гайкой пилота НГП, которая может свободно пе-
ремещаться в стакане пилота. При вращении нажимной гайки пилота
возникает дополнительное усилие на пружину, которая в свою оче-
редь воздействует на мембрану пилота. Всякое перемещение под дей-
ствием пружины мембраны пилота вызывает соответствующее пере-
мещение клапана командного прибора управления. Перемещение кла-
пана приводит к изменению давления газа, воздействующего на мем-
брану основного регулятора давления газа, а следовательно, и
давлению газа на выходе из основного регулятора. Сигналы «Больше
давление» и «Меньше давление» направляются с диспетчерского
пункта на устройство по полярному признаку. Эти сигналы на газоре-
гуляторном пункте воспринимаются поляризованным реле ПР, кон-
тактами которого включается в действие реверсивный электродвига-
тель.

Включение в работу электродвигателя приведет к соответствую-
щему перемещению штурвала-диска и нажимной гайки пилота. При
вращении нажимной гайки вправо давление на выходе основного ре-
гулятора повысится, а при вращении влево — понизится.

Использование рассмотренного устройства телеуправления долж-
но сочетаться с применением на диспетчерском пункте показываю-
щих телеизмерительных приборов.

Контрольные вопросы

1. Расскажите об устройстве и назначении ГРП. 2. Каков принцип действия регуля-
тора давления? 3. Расскажите о дроссельных устройствах и мембране регуляторов.
4. Какие функции выполняет регулятор управления? 5. От чего зависит надежность и ка-
чество автоматического регулирования давления? Какие функции выполняют предо-
хранительные и сбросные устройства? 6. Расскажите об устройстве и принципе работы
контрольно-измерительных приборов, установленных в ГРП. 7. Как осуществляется
ввод в эксплуатацию ГРП? 8. Что входит в состав работ при техническом обслуживании
ГРП? 9. Какие неисправности оборудования ГРП могут встретиться и как их устранять?
10. Какие меры безопасности надо соблюдать при обслуживании ГРП? 11. В чем сущ-
ность автоматизированных систем диспетчерского управления газовым хозяйством?
ГЛАВА 9

УСТРОЙСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

БЫТОВОЙ ГАЗОВОЙ АППАРАТУРЫ

9.1.	Устройство внутренних газопроводов

Жилые здания, коммунально-бытовые и промышленные предпри-
ятия снабжаются газом от газопроводов низкого давления или средне-
го давления через ГРП. Система газоснабжения включает ответвления
от распределительного газопровода, ввод к потребителю газа, внут-
ренние газопроводы.

Проект газификации дома включает в себя поэтажный план дома и
схему газовой сети (рис. 89). На поэтажный план наносят внутренние
газовые сети и места установки газовых стояков с обозначением их
диаметров. На схеме обозначают все внутренние газопроводы от вво-
дов до спусков на газовые приборы с расположением отключающих
устройств. Поэтажный план и схему газопроводов выполняют в мас-
штабе 1:100.

Газопроводы внутри помещений состоят из вводов, стояков и
квартирных разводок. Вводы встраивают в нежилые помещения (лест-
ничные клетки или кухни). Стояки представляют собой вертикально
расположенный газопровод, проходящий через все этажи. От него
идут ответвления в расположенные рядом квартиры. Стояки прокла-
дывают через перекрытия внутри футляров, которые заделывают под
перекрытием заподлицо, а сверху выступают не менее чем на 50 мм во
избежание попадания воды внутрь футляра. Отверстие между футля-
ром и газопроводом заделывают смоляной прядью и битумом.

Во избежание несчастных случаев пересечение стояками ды-
мовых и вентиляционных каналов не допускается.

При пересечении газопроводом электропроводки на ней устанав-
ливаются эбонитовый футляр или резиновая трубка, выступающие на
10 см по обе стороны газопровода. Если газопровод проложен вдоль
электропровода, то должны быть соблюдены следующие нормы: от-
крытый электропровод располагается не ближе 10 см, электропровод в
трубке — не ближе 5 см и электропровод в борозде — не ближе 5 см.

Все соединения квартирной разводки выполняют сварными, за ис-
ключением мест присоединения приборов и кранов; их выполняют на
резьбе. Газопроводы располагают на 20...30 мм от стен (для удобства
их обслуживания).
Рис. 89. Поэтажный план и схема газовой сети дома:
а — поэтажный план, б — схема

Горизонтально расположенный газопровод не должен образовы-
вать провесов (мешков), чтобы там не скапливалась вода, которая мо-
жет конденсироваться из влажного газа.
Перед каждым газовым прибором устанавливаются отключающие
устройства (краны). Они должны иметь на пробке риску, указываю-
щую положение пробки, и ограничитель поворота, чтобы пробка по-
вертывалась не более чем на 90°. Ось крана располагают параллельно
стене, чтобы облегчить притирку и смазку. Установка крана хвостови-
ком в стену не допускается. Кран устанавливают на доступной высо-
те — 1,5 м от пола.

9.2.	Основные характеристики газовых приборов

Газовыми приборами называют устройства, использующие тепло-
вую энергию, получаемую от сжигания газа, для приготовления пищи,
получения горячей воды для хозяйственных нужд и отопления поме-
щений.

Газовые приборы подразделяются на устройства для приготовле-
ния пищи — кухонные многогорелочные напольные плиты, настоль-
ные и туристские; устройства для нагрева воды — проточные и емко-
стные водонагреватели; отопительные приборы с использованием
воздуха или воды в качестве теплоносителя.

Наиболее распространенными являются газовые плиты и водона-
греватели.

Одно из основных требований к газовым приборам — обеспече-
ние полноты сгорания газа и устойчивой работы горелок. Рассмотрим
основные характеристики газовых приборов.

Тепловой нагрузкой газового прибора называют количество тепло-
ты, которое получают при сжигании газа в единицу времени. Тепло-
вую нагрузку прибора определяют по формуле

Sr = QHK,	(55)

где QT — тепловая нагрузка прибора, кДж/ч; QH— низшая теплота
сгорания газа, кДж/м3 (ккал/нм3); К — количество газа, сжигаемого в
единицу времени, м3/ч.

Теплопроизводительность прибора есть количеств теплоты, пере-
данное нагреваемому телу в единицу времени. Теплопроизводитель-
ность прибора определяют по формуле

QH = Gc(t2—tt),	(56)

где Q„ — теплопроизводительность прибора, кДж/ч; G — количество
нагреваемого вещества, г; f| — температура нагреваемого тела до на-
чала нагрева, °C; t2 — то же, после окончания нагрева, °C; с — удель-

251
ная теплоемкость нагреваемого тела, кДж/(кг-К); 1 ккал/(кг • К) ®
» 42 кДж/(кг • К).

Коэффициентом полезного действия прибора (к. п. д.) называется
отношение теплопроизводительности прибора к его тепловой нагруз-
ке. К. п. д. обозначают греческой буквой г| и выражают в процентах:

П = бн/Qr.	(57)

Для бытовых газовых плит к. п. д. должен быть равен не менее
55 %, а для водонагревателей не менее 80 %.

При номинальной тепловой нагрузке прибора содержание оксида
углерода в продуктах сгорания газовых плит не должно превышать
0,02 %. Классификация бытовой газовой аппаратуры определяется
действующими стандартами. Отдельные из них включают группы га-
зовых приборов, объединенные назначением и конструктивными осо-
бенностями. Газовые плиты классифицируются также по качествен-
ным показателям — высший класс «а», высший класс «б», первый
класс «а», первый класс «б». Плиты высшего класса оснащают автома-
тическими устройствами для зажигания и отключения горелок и для
регулирования температуры духового шкафа.

9.3.	Бытовые газовые плиты

Рассмотрим устройство основных узлов и частей унифицирован-
ных газовых плит.

Корпус плиты является несущей конструкцией и одновременно
выполняет функции внешнего оформления плит. Снаружи корпус по-
крывают защитно-декоративным слоем керамической эмали, способ-
ной противостоять значительным температурным перепадам.

Пробковые краны (рис. 90). Корпус 2 крана имеет наружную или
внутреннюю резьбу для присоединения к горелкам и боковой штуцер
3 с резьбой для присоединения к коллекторной трубке. Хвостовик или
отверстие в верхней части пробки 4 служит для посадки втулки или
стержня 7. На втулку насаживается пластмассовая рукоятка для пово-
рота крана. Между стержнем и пробкой крана находится пружина 6,
обеспечивающая поступательное движение втулки перед поворотом
крана на открытие. Это исключает случайное открытие крана.

В пробке крана сделано боковое отверстие для прохода газа на го-
релку. При открытом положении крана отверстие в пробке совпадает с
отверстием в корпусе крана. При закрытом положении крана прекра-
щается доступ газа к горелке. Регулирование прохода газа к горелке
252


Рис. 90. Пробковые краны газовых плит:

а — тип «а» («московский» с внутренней резьбой); б — тип «б» («московский» с наружной
резьбой); в — тип «в» («ленинградский»); г— тип «г» (унифицированный 1-й); д — тип «д»
(унифицированный 2-й): / — штуцер для присоединения к газопроводам, 2 — корпус, 3 — штуцер
для присоединения к коллектору, 4 — пробка, 5 — стопорный винт, 6 — пружина, 7 — стержень

(величины пламени) достигается за счет частичного вывода этих от-
верстий из совмещенного положения.

Для кранов типов «а» и «б» положения пробки «Открыто» и «За-
крыто» ограничены при повороте рукоятки длиной паза, по которому
движется ввернутый в корпус пробки стопорный винт. Для кранов ти-
па «в» крайние положения пробки фиксируются также ввернутым в
корпус пробки стопорным винтом. Из закрытого положения кран
253
Рис. 91. Газовые конфорочные горелки:

а — с центральным каналом; б — Ленинградского завода га-
зовой аппаратуры; 1 — подвижная часть шибера, 2 —
неподвижная часть шибера, 3 — смеситель, 4 — огневой
насадок, 5 — колпачок, б — цилиндрический шибер, 7 —
корпус сопла, 8 — ниппель сопла

можно вывести только
при нажатии на рукоят-
ку с последующим по-
воротом. В современ-
ных конструкциях уни-
фицированных плит
применяют краны ти-
пов «г» и «д», их высо-
кая надежность и гер-
метичность обеспечи-
ваются за счет изготов-
ления корпуса и проб-

ки кранов из латуни
методом горячей
штамповки.

Краны типов «а» и
«в» присоединяют к га-
зопроводам горелок,
ввертывая нарезанные
концы трубок или кор-
пуса сопла непосредст-
венно в корпус крана,
имеющего внутреннюю
резьбу. Краны типа «б»
соединяются с нарезан-
ным концом трубы с по-
мощью муфты.

Важное значение в процессе эксплуатации имеет плотность конус-

ной пары — внешнего конуса на пробке и внутреннего на корпусе, их
полная геометрическая идентичность. Современные способы изготов-
ления кранов не исключают притирки поверхностей конусной пары.

Горелки плит. На отечественных бытовых газовых плитах ис-
пользуются многофакельные инжекционные горелки низкого давле-

ния. В этих горелках содержание первичного воздуха в смеси для при-
родного газа составляет примерно 55 % от теоретически необходимо-

го.

Основные требования к конфорочным горелкам таковы: обеспече-
ние максимально полного сжигания газа с минимальным образовани-
ем вредных продуктов сгорания, так как последние поступают непо-
средственно в жилое помещение; обеспечение минимального времени
приготовления пищи и максимального использования теплоты сжи-
гаемого газа.

Для повышения к. п. д. горелок следует увеличить поверхность
омывания посуды газовым пламенем и приблизить дно кухонной по-
суды к газовому пламени.

На первых моделях газовых плит, работавших на искусственных
газах, регулирование первичного воздуха почти не применялось. В
следующих конструкциях горелок, создававшихся с учетом примене-
ния природного и сжиженного газов, были установлены шиберные
устройства. Особенность этих горелок (рис. 91, а) — двусторонний
подвод вторичного воздуха — центральный и периферийный. Горел-
ки имеют торцовый шибер для регулирования первичного воздуха,
раструб конфузора и вставной распределитель с центральным кана-
лом для двустороннего подвода вторичного воздуха.

Горелки установлены на большинстве старых моделей отечест-
венных плит. К недостаткам горелок относится торцовое размещение
шибера, для его поворота горелку надо снимать с плиты. Этот недоста-
ток устранен в горелках Ленинградского завода газовой аппаратуры
(см. рис. 95, б). Горелки с цилиндрическим шибером первичного воз-
духа размещены на корпусе сопла.

В унифицированных газовых плитах применена новая модель го-
релок — вертикальная (см. рис. 92, а). В этих горелках колпачок 7,
диффузор 3 и сопло 5 размещены по одной вертикальной оси. Горелку,
вставляемую в цилиндрическую выточку корпуса, снимают через
круглое отверстие в столе. Для обеспечения полноты сжигания газа
была изменена конструкция огневого насадка-распределителя горел-
ки (см. рис. 91,6). Для быстроты распределения пламени и предотвра-
щения слияния факелов расстояния между огневыми отверстиями ус-
тановлены в зависимости от размеров проходных сечений отверстий и
коэффициента инжекции первичного воздуха. Это значительно улуч-
шает подвод вторичного воздуха к факелам и предотвращает их слия-
ние.

Беглость распространения пламени обеспечивается путем сплош-
ного кольцевания пламени, создаваемого над основными факелами за
счет отбуртовки стальной штампованной, крышки. Введение кольце-
вого пламени исключило отрыв пламени, а уменьшение ширины ще-
лей снизило вероятность проскока пламени. На базе огневого насадка
с верхним пилотным пламенем были разработаны регулируемые го-
релки с горизонтальным трубчатым смесителем (см. рис. 93, а). Осо-
бенностью этих горелок, кроме развитого по длине трубчатого смеси-
255
1

Рис. 92. Вертикальные горелки:

а — вертикальная; б— вертикальная с пилотным пламенем: I — колпачок, 2 — огневой насадок,
3 — диффузор, 4 — шибер, 5 — ниппель сопла, 6 — корпус сопла

Рис. 93. Регулируемые горелки:

а — с горизонтальным смесителем: б — без регулятора первичного воздуха: / — колпачок,
2 — огневой насадок, 3 — резьбовая втулка, 4 — трубка-смеситель, 5 — мундштук-смеситель,
6 — ниппель, 7—корпус сопла, 8— кран, 9 — коллектор, 10 — окно для подсоса воздуха
теля, является новый
способ регулирования
подсоса первичного
воздуха с помощью
мундштука-диффузо-
ра. В связи с этим отпа-
ла необходимость в ре-
гуляторе первичного
воздуха как самостоя-
тельном узле. С введе-
нием на конфорочных
горелках пилотного
пламени такая необхо-
димость отпала. Кроме

того, после устройства на унифицированных плитах закрытых сто-
лов-поддонов регулирование первичного воздуха шибером стало
практически нецелесообразным, так как это требует каждый раз под-
нятия стола. Взамен шибера, регулирующего подсос первичного воз-
духа, на входном конце трубки-смесителя (см. рис. 97, б) есть два от-
верстия, которые обеспечивают инжектирование необходимого коли-
чества первичного воздуха. Это исключает возможность появления
удлиненного коптящего пламени. Конструкция огневого насадка ис-
ключает возможность проскока или отрыва пламени.

Горелки духовых шкафов. Процесс выпечки различных изделий,
жарение и разогрев пищи в духовном шкафу протекают за счет кон-
векционной передачи теплоты потоком циркулирующих в полости
шкафа горячих продуктов сгорания и воздуха.

Конструкция духового шкафа должна обеспечивать нагрев изде-
лия потоком циркулирующих газов со всех сторон. Это достигается за
счет установки горелочного устройства под съемным дном духового
шкафа. Дно шкафа и его боковые стенки омываются потоком горячих
газов, поступающих затем в духовой шкаф через высверленные в бо-
ковых стенках щели.

На рис. 94 показана схема циркуляционных потоков горячих газов
в духовых шкафах московских и ленинградских плит. В конструкциях
плит ранних моделей потоки горячих газов из духового шкафа направ-
лялись к верхней части духового шкафа и, омывая стенки шкафа сна-
ружи, опускались до выхода через отверстия в боковых стенках плиты
(рис. 95, а). В современных конструкциях плит высшего класса духо-
вой шкаф снабжается дополнительно жарочной горелкой, размещен-
9. К. Г. Кязимов	257
Рис. 95. Горелки духового шкафа
газовых плит:

а —трубчатые с щелевыми и круглыми
отверстиями; б — трубчатая П-образиая;
в — трубчатая спиральная (основная
горелка духового шкафа плиты
ПГ4-П-14): 1 — шибер; 2 — кольцевая
трубка; 3 — термопара; 4 — трубка роз-
жига; г — дополнительная верхняя
жарочная горелка духового шкафа плиты
ПГ4-П-14; 1—экран излучателя; 2 —
излучатель; 3 — опора; 4 — желоб;

5 — трубка горелки

i)
ной в верхней части шкафа. Та-
ким образом, пища подвергает-
ся обработке потоком лучистой
теплоты, направленной на нее
сверху. В старых моделях газо-
вых плит защита духового шка-
фа от теплопотерь в окружаю-
щую среду осуществлялась за
счет устройства воздушных за-
зоров между духовым шкафом
и облицовкой плиты. При этом
конфорочные горелки подвер-
гались воздействию тепловых
потоков и продуктов сгорания
горелок духового шкафа. В со-
временных конструкциях уни-
фицированных плит этот недос-
таток устранен путем теплоизо-
ляции духовых шкафов мине-
ральной ватой или фольгой из
алюминия.

На рис. 95 (в, г) показаны
наиболее распространенные
конструкции горелок духовых
шкафов отечественных плит.

На всех унифицированных
плитах отечественного произ-
водства устанавливают диско-
вые штампованные горелки с
пилотным пламенем.

Основная горелка духового
шкафа плиты ПГУ-П-14 обору-
дована термопарой и трубкой

Рис. 96. Бытовые газовые плиты:

а — плита ПГ-4/1; б — польская плита;
в — плита ПГ-2/1: 1 — конфорки, 2 — верх-
ние горелки, 3 — духовой шкаф, 4 — горелки
духового шкафа, 5 — дверца духового шкафа,
6 — указатель температуры, 7 — каркас,
8 — поддон, 9 — рампа, 10 — стол, 11—
тепловой шкаф

9'

259
розжига. Жарочная горелка, подвешиваемая в самом верху духового
шкафа, оборудована излучателем и экраном излучателя.

Бытовая газовая плита ПГ-4/1. Рассмотрим устройство бытовых
газовых плит на примере плиты ПГ-4/1 московского завода (рис. 96,
а). На каркасе плиты из эмалированной стали закреплено и размещено
все оборудование. Стол плиты из стали или чугуна закрепляют наглу-
хо к раме или подвижно на шарнирах, чтобы его можно было откиды-
вать, облегчая доступ к горелкам.

Конфорки плит — одинарные. Они представляют собой ажурную
подставку, которая свободно пропускает вторичный воздух к пламени
и не мешает отдаче теплоты при горении газа. Для посуды с широким
дном служат конфорки с более высокими ребрами, которые облегчают
доступ вторичного воздуха к пламени. Конфорки могут быть спарен-
ные и монтироваться вместе со столом. Верхние горелки одинакового
устройства и стандартных габаритов (см. рис. 91, а). Рассекатель го-
релки уменьшает высоту факела пламени и облегчает доступ вторич-
ного воздуха внутрь пламени, что способствует полноте сгорания газа.
Корпус ее выполняет функцию смесителя: в нем происходит переме-
шивание первичного воздуха и газа, т. е. образование газовоздушной
горючей смеси. Регулятор первичного воздуха позволяет регулиро-
вать его количество в газовоздушной смеси.

Устройство крана горелки плиты см. на рис. 90, а, б.

На рис. 97 показано устройство краников верхних горелок ленин-
градской и брестской плит. Корпус краника с притертой пробкой кре-
пится на коллекторе плиты. Пробка позволяет перекрывать подачу га-
за, а также регулировать его расход. Пружина через упорный штифт
прижимает плотно пробку к корпусу краника. Ручку крана изготовля-
ют из нетеплопроводных пластмасс и крепят к пробке винтом. Ручка
крана горелок духового шкафа отличается по цвету от ручек краников
верхних горелок. При открывании краника необходимо сначала на-
жать на его ручку, при этом штифт выйдет из продольного паза и толь-
ко затем сможет повернуться на четверть оборота. Это будет полное
открывание.

Краник верхней горелки брестской плиты состоит из корпуса 5, из-
готовленного из латуни, крышки 6, латунной пробки 4, имеющей ко-
нусность 1:5, латунного стержня ручки 1 с кольцом ограничения хода
2 и пружины 3.

Рампа состоит из фронтовой крышки, прикрепляемой к раме пли-
ты двумя винтами. Под крышкой расположена распределительная
260
Рис. 97. Устройство краников верхних горелок плит:

а — ленинградской плиты: 1 — винт крепления ручки, 2 — ручка, 3 — пружина, 4 — упорный
штифт, 5 — корпус, 6 — пробка; б — плиты ПГ4-П-14 (брестской): 1—стержень ручки,
2 — кольцо ограничения хода, 3 — пружина, 4 — пробка, 5 — корпус, 6 — крышка

трубка с пятью краниками. Ручки краников надевают на пробки после
того, как установлена фронтовая доска.

Выдвижной поддон расположен под горелками; его назначе-
ние — облегчить уход за плитой.

Дверца духового шкафа состоит из наружной и внутренней кры-
шек, между которыми проложена воздушная подушка, уменьшающая
теплопроводность. Крышки скреплены двумя болтами. Этими же бол-
тами крепится и пластмассовая ручка. Дверца вращается на оси. Ось
неподвижно прикреплена к раме плиты, на нее надета спиральная пру-
жина, которая с помощью штифта прикреплена одним концом к оси, а
второй конец передает ее усилие на дверцу, закрывая ее. Правильно
отрегулированная дверца не должна самостоятельно открываться, а
полностью открытая — закрываться.
Трубчатые инжекционные горелки расположены по боковым сто-
ронам духового шкафа перед смотровыми окнами около дверцы. Не-
регулируемые форсунки установлены в задней части духового шкафа.
Площадь сечения сопла этих форсунок и, следовательно, пропускная
способность больше, чем форсунок верхних горелок.

Регуляторы первичного воздуха установлены с задней стороны ду-
хового шкафа, что позволяет регулировать горелку без опасности ожо-
гов руки.

Поворотный механизм горелок смонтирован в нижней передней
части духового шкафа. При перемещении ручки вправо или влево го-
релки поворачиваются отверстиями внутрь или вверх. При повороте
горелок отверстиями внутрь облегчается их зажигание. При таком по-
ложении горелок в большей степени нагревается низ духового шкафа,
что позволяет хорошо пропекать нижнюю сторону мучных изделий.
При повороте горелок отверстиями вверх больше нагревается верх ду-
хового шкафа, что позволяет хорошо пропекать мучные изделия свер-
ху.

В настоящее время газовые плиты выпускают преимущественно с
неповоротными горелками.

Подводящие трубки отходят от одного краника на рампе, поэтому
при открывании краника газ идет сразу в обе горелки.

Устройство краника духового шкафа аналогично устройству кра-
ников верхних горелок.

Отверстия для вторичного воздуха расположены с боков и снизу
духового шкафа, они облегчают доступ вторичного воздуха к пламени
и циркуляцию горячего воздуха между стенками духового шкафа.

Биметаллический указатель температуры смонтирован в верхней
части духового шкафа. При нагреве спираль из биметалла начинает
вращаться, поворачивая ось. Ось поворачивает стрелку, которая пока-
зывает температуру в духовом шкафу.

Различные типы газовых плит, имея общую технологическую схе-
му, различаются прежде всего по количеству конфорочных горелок,
устройством духового шкафа и их горелок, тепловой мощностью и
некоторыми другими конструктивными особенностями. Например,
плита ПГ-2/1 имеет две верхние горелки и духовой шкаф меньших раз-
меров, чем у плиты ПГ-4/1, но ее устройство остается таким же.

Из зарубежных плит наибольшее применение имеют польские и
югославские плиты. Опыт эксплуатации зарубежных плит показыва-
ет, что по своим теплотехническим показателям они не превосходят
262
отечественные унифициро-
ванные плиты, а по отдель-
ным показателям им уступа-
ют.

Унифицированные пли-
ты ПГ4 и ПГ2. Четырех-
конфорочные плиты ПГ4
(рис. 98) оформлены в виде
тумбы с дверками для жа-
рочного и сушильного шка-
фов. В дверку жарочного
шкафа вмонтировано смот-
ровое окно. Жарочный
шкаф защищен теплоизоля-
ционным слоем шлаковаты.

На лицевой стороне
плиты имеется распредели-
тельный щиток с пятью руч-
ками. Стол плиты закрытый
и одновременно служит для
сборки пролитой пищи.
Конфорочные решетки
прутковые.

В комплект жарочного
шкафа входят решетка, жа-
ровня и противень. Первые
модели унифицированных

Рис. 98. Унифицированная плита ПГ4:

7 — сушильный шкаф, 2 — запальник горелки духового
шкафа, 3 — газопровод духового шкафа, 4 — указатель
горелки, 5 — распределительный щнток, 6 — стол
плиты, 7—конфорочный .блок, 8—щиток, 9 — верти-
кальная конфорочная горелка, 10— горелка духового
шкафа

плит выпускались с верти-

кальными конфорочными горелками (см. рис. 92, б) и штампованной
или спиральной горелкой (см. рис. 95, в, г).

Современные модели плит оборудованы регулируемыми конфо-
рочными горелками с горизонтальным смесителем (см. рис. 93, а) и
дисковыми горелками жарочного шкафа. Дисковая горелка не имеет
запальника и зажигается через откидной лючок в дне жарочного шка-
фа. Сушильный шкаф размещается под жарочным и имеет две моди-
фикации: с откидной дверкой либо выдвижной в виде ящика.

Двухконфорочная плита ПГ2 полностью унифицирована с четы-
рехконфорочной, снабжена такой же дисковой горелкой жарочного
шкафа, но с меньшей тепловой нагрузкой.
Плита повышенной комфортности ПГ4-П-14 (брестская). От-
личается повышенной комфортностью, высоким техническим уров-
нем конструктивного исполнения и хорошими эксплуатационными
удобствами. Температурный режим стенок плиты позволяет встраи-
вать ее в кухонные гарнитуры (рис. 97).

В духовом шкафу плиты установлены две горелки: основная (ниж-
няя) и дополнительная жарочная (верхняя). Поддержание заданного
режима горения горелок духового шкафа осуществляется с помощью
специальных автоматических устройств.

В корпус плиты встроены духовой и сушильный шкафы. Внутрен-
нее устройство плиты состоит из коллектора (рис. 98), изогнутого под
углом 90°. В месте присоединения к внутриквартирному газопроводу
коллектор снабжен сетчатым фильтром.

Коллектор присоединяется к корпусу плиты с задней стороны с
помощью кронштейна стола, а внутри плиты к основанию панели дву-
мя хомутами на болтах. На поперечной части коллектора расположе-
ны четыре крана верхних горелок и совмещенный с предохранитель-
ным устройством терморегулятор, который одновременно является
краном духового шкафа. Четыре правых крана соединены со смесите-
лями горелок, которые установлены попарно на плоских траверсах с
помощью трубок диаметром 6 мм.

Краны и смесители имеют резьбовые окончания под накидные
гайки трубок. Краны установлены на коллектор плиты с помощью
притяжных фланцев.

Устройство краника верхней горелки см. на рис. 95, б. Стержень
ручки краника удерживается внутри корпуса трубки краника с помо-
щью штыря, имеющего резьбу. С правой стороны каждого краника
имеется регулировочный винт, обеспечивающий фиксацию стабиль-
ного малого пламени на горелках.

На левой стороне панели управления расположены ручка и кнопка
термостатического крана (см. рис. 97), состоящего из термоэлектро-
магнитного клапана и терморегулятора. Эти устройства обеспечивают
безопасные условия работы и автоматическую регулировку подачи га-
за на основную горелку духового шкафа.

Терморегулятор обеспечивает поддержание температуры в духо-
вом шкафу на заданном уровне. Термоэлектромагнитный клапан кон-
тролирует наличие пламени на основной и жарочной горелках духово-
го шкафа и прекращает подачу газа при их погасании.

Сначала газ попадает из коллектора в термоэлектромагнитный
клапан, а потом при наличии прохода в терморегулятор. Одновремен-
264
ная работа основной и жарочной горелок духового шкафа исключена
из-за блокировки термостатического крана.

В термоэлектромагнитный клапан (рис. 100, б) газ попадает из
коллектора плиты через прилив 28 и заполняет внутреннее простран-
ство корпуса. Дальнейшее движение газа к терморегулятору ограни-
чивается клапаном 7 якоря, который с помощью прокладки 6 под дей-
ствием пружины плотно прижимается к своему седлу.

Проход газа возможен только после розжига основной или жароч-
ной горелок духового шкафа. Рассмотрим работу термоэлектромаг-
нитного клапана.

При нажатии пусковая кнопка 1 перемещается вдоль оси клапана,
сжимает пружину 2 и через толкатель 5 действует на упорный конец
клапана 7. Клапан отходит от седла 29 и открывает проход газа к тер-
морегулятору. Одновременно клапан через ось 27 прижимает якорь 11
к сердечнику 12 электромагнита, обеспечивая необходимый контакт в
течение 30 с.

После воспламенения газа в одной из горелок духового шкафа и
нагрева конца одной из двух термопар разность температур термопар
обеспечит возникновение необходимой силы тока в цепи. Вследствие
этого ток через клеммы 16, контакт 18, припой 17 и проводник 25
пройдет на обмотку 13 якоря и создаст электромагнитное поле, обес-
печивающее удержание якоря к сердечнику. Такое состояние сохра-
нится до тех пор, пока через термопары будет поступать ток на обмот-
ку якоря. Если пламя на горелках духового шкафа не загорится или по-
гаснет, электромагнит утратит свои магнитные свойства и под дейст-
вием пружины 9 клапан 7 прижмется плотно к своему седлу 29.
Вследствие этого прекратится проход газа к терморегулятору и на го-
релки духового шкафа и тем самым предотвратится загазование внут-
реннего объема духового шкафа.

Термопары присоединяются к термоэлектромагнитному клапану с
помощью латунных соединительных гаек, при этом термопара основ-
ной горелки духового шкафа имеет длину 900. мм, а жарочной горел-
ки— 600 мм.

Непосредственно к термоэлектромагнитному клапану с помощью
накидной гайки и двухконусного кольца крепится терморегулятор ма-
нометрический. Устройство терморегулятора показано на рис. 108, в.
Терморегулятор обеспечивает раздельную подачу газа на основную и
жарочную горелки духового шкафа и под держивает заданную темпе-
ратуру в духовом шкафу при работе основной горелки.
Левая часть терморегулятора представляет собой подобие обыч-
ного краника, а правая состоит из клапана, блока мембран и термосис-
темы. Терморегулятор имеет два выхода: первый подает газ через
крышку 75 на основную горелку духового шкафа, а второй — на жа-
рочную горелку. В корпус терморегулятора газ попадает из термо-
электромагнитного клапана через прилив 21. На рис. 98, в пробка 5 по-
казана в закрытом положении, в этом случае проход газа перекрыт до
тех пор, пока пробка не будет повернута по часовой стрелке на 60° с
помощью стержня ручки 1. После этого фигурный паз на пробке со-
вместится одним своим концом со свободным пространством прилива
21 и газ пойдет на выход к штуцеру и далее по соединительной трубке
к жарочной горелке.

А теперь рассмотрим движение газа к основной горелке духового
шкафа. Для этого газ должен войти внутрь пробки 5 через поперечное
сверление, пройти вдоль ее оси, миновать клапан 77 и далее пройти к
штуцеру крышки 75.

К основной горелке газ может пройти и другим путем (вспомога-
тельным) через винт малого пламени 7. Это произойдет в следующем
случае. При повороте пробки терморегулятора против часовой стрел-
ки на 65...80° поперечное отверстие, продленное с пбмощью полуколь-
цевого паза, совмещается с отверстием прилива 21 и газ попадает
внутрь пробки 5. Пойдя вдоль оси пробки, газ через отверстие в стенке
корпуса движется к винту малого пламени 7, попадает внутрь винта
через совмещенные перпендикулярные друг к другу отверстия его
конца, заполняет пространство корпуса за клапаном и дальше через
штуцер крышки 75 и соединительную трубку к основной горелке.

Следует отметить, что подача газа через винт малого пламени про-
исходит постоянно, независимо от его подачи через клапан 77. Таким
образом винт малого пламени обеспечивает наличие гарантированно-
го минимально допустимого пламени на основной горелке духового

Рис. 99. Плита повышенной комфортности ПГ4-П-14 (брестская):

1 — каркас, 2 — термопара основной горелки, 3 — основная горелка духового шкафа, 4 — сопло,
5 — корпус сопла, б — газопровод, 7 — стенка боковая, 8 — теплоизоляция духового шкафа,
9 — теплоизоляционный экран, 10— плафон, 11 — газопровод горелкн, 12 — опора горелки,
13 — кнопка термоэлектромагннтного клапана, 14 — декоративная панель, 15— ручка крана
терморегулятора, 16 — ручки краников верхних горелок, 17 — термопара жарочной горелки,
18 — жарочная горелка (верхняя), 19 — нижняя дверка, 20— запальная трубка, 21 — пружины,
22 — тяга, 23 — теплоизоляция двери, 24 — жаровня, 25 — духовая решетка, 26 — противень,
27— крышка плиты, 28 — решетка стола, 29 — стол плиты, 30 — траверса, 31 —экран горелок,
32 — кронШтейв стола, 33 — фильтр, 34 — элемент жесткости, 35 — отражатель, 36 — дымоход
266
в лом

ff
Продолжение рис. 99
шкафа независимо от качества работы системы терморегулирования.
А подача газа через клапан 11 дополняет эту постоянную малую пода-
чу через винт 7 и обеспечивает интенсивность работы основной горел-
ки духового шкафа до заданного уровня. Поддержание заданной тем-
пературы в духовом шкафу обеспечивается с помощью термосистемы
7 (см. рис. 100). Термосистема состоит из замкнутой внутренней по-
лости гофрированных мембран, капилляра и баллона, который запол-
няется специальной жидкостью и запаивается припоем. Основную
чувствительную часть термосистемы составляет блок внутренней и
наружной мембран. Нагрев баллона влечет за собой повышение тем-
пературы и, следовательно, увеличение ее объема.

Так как система замкнута, расширение объема жидкости компен-
сируется только в блоке мембран за счет того, что внутренняя мембра-
на отойдет от наружной. Это приведет к смещению втулки термосис-
темы (втулка присоединена к внешней стороне внутренней мембраны)
вдоль оси системы, которая пропорциональна степени нагрева и рас-
ширения жидкости в баллоне. При выключении духового шкафа жид-
кость остынет, объем ее сократится, мембраны возвратятся в исходное
положение и прижмутся друг к другу.

Клапан 11 терморегулятора (рис. 100, в) плотно прижимается к
своему седлу конической пружиной 14, упирающейся противополож-
ным концом в основание втулки 20 блока мембран 19, клапан может
свободно двигаться вдоль оси четырехлепесткового винта 9, который
своим резьбовым окончанием входит внутрь осевой выемки во втулке
блока мембран. Пробка 5 терморегулятора своим нижним крестооб-
разным концом входит захватом в верхнюю часть четырехлепестково-
го винта.

Поворот пробки терморегулятора против часовой стрелки повле-
чет за собой вкручивание четырехлепесткового винта внутрь втулки
20 блока мембран и смещение его вдоль оси направо. При полном по-
вороте пробки против часовой стрелки клапан максимально отойдет
от своего седла под действием упорных лепестков винта 9 независимо
от того, нагрета жидкость в термосистеме или нет. Таким образом от-
крывается свободный проход газа из внутренней полости пробки 5
терморегулятора, минуя клапан, и далее через штуцер крышки 15 на
выход к основной горелке духового шкафа до максимальной темпера-
туры. Если требуется температура ниже указанной максимальной,
следует поворотом ручки установить указатель против соответствую-
щего деления, смещая при этом четырехлепестковый винт 9. Это при-
ведет к прикрытию клапана под действием пружины 14, зазор между
269

клапаном и седлом уменьшится, понизится подача газа на основную
горелку и произойдет падение температуры в духовом шкафу до за-
данного уровня. Основная горелка духового шкафа устанавливается
на полу шкафа и представляет собой замкнутое кольцо (см. рис. 95, в)
из труб диаметром 26,8 мм. С внешней стороны кольца просверлено
136 отверстий диаметром 2,1 мм для выхода газовоздушной смеси. В
зоне расположения термопары диаметр восьми отверстий уменьшен
до 1,9 мм. Ось конца термопары должна располагаться параллельно
горизонтальной оси горелки и возвышаться над ней на 4 мм.

Жарочная горелка подвешивается вверху духового шкафа и пред-
ставляет собой прямую трубку диаметром 26,8 мм, в которой просвер-
лены четыре ряда отверстий: два внутренних и два внешних (см. рис.
95, г). Пламя жарочной горелки внешних рядов направлено на излуча-
тель, а пламя внутренних рядов —на объем духового шкафа.

Термопара жарочной горелки крепится к кронштейну на расстоя-
нии 17 мм от вертикальной оси горелки. Там же на одном уровне с жа-
рочной горелкой в специальном прижиме устанавливается баллон тер-
морегулятора, который контролирует температуру духового шкафа.

Перед зажиганием горелок шкафа следует сначала провентилиро-
вать шкаф. Если горелки поворотные, то их нужно повернуть отвер-
стиями внутрь — это облегчает зажигание. Затем немного выдвинуть
поддон плиты и положить на него смоченную водой материю, чтобы
защитить рампу плиты от нагрева горячим воздухом, выходящим
из-под дверцы жарочного шкафа. Если этого не сделать, то смазка кра-
нов нагревается и вытекает, а краники перестают поворачиваться и по-
является утечка газа. Зажигать горелки шкафа следует не спичкой, а
лучинкой или бумажным жгутиком. Удобно пользоваться специаль-
ными зажигалками. Зажженную лучинку или зажигалку правой рукой

Рис. 100. Внутреннее устройство плиты ПГ4-П-14:

а — коллектор плиты: / — краники верхних горелок, 2 — терморегулятор манометрический,
3 — термоэлектрический клапан, 4 — распределительный шток, 5 — трубка коллектора,
6 — термопары, 7 — термосистема; б — термоэлектромагнитный клапан: 1 — пусковая кнопка,
2 — пружина, 3 — шайба, 4, 20 — уплотнительные кольца, 5 — толкатель, 6 — прокладка,
7 — кнопка, 8— корпус, 9—пружина клапана, 10— стакан, 11 — якорь, 12 — сердечник,
13—обмотка, 14 — соединительная гайка, 15, 19, 22 — изоляционные шайбы; 16 — клеммы,
/7 — припой, 18—контакт, 21 — цоколь, 23— конец обмотки, 24 — заклепка, 25—-провод
обмотки, 26 — резиновое углубление, 27 — ось якоря, 28—прилив, 29 — седло клапана;
в — терморегулятор манометрический:	1 — стержень ручки, 2 — кольцо, 3 — фланец,

4 — пружина, 5 — латунная пробка, 6 — корпус, 7 — винт малого пламени, 8, 12 — кольца,
9 — винт, 10 — резиновая прокладка, 11 — клапан, 13, 18 — шайбы, 14 — коническая пружина,
15— крышка, 16 — термосистема, 17 — гайка, 19 — блок мембран, 20 — втулка, 21 — прилив
корпуса
подносят сначала к правой горелке, а левой рукой открывают краник
жарочного шкафа. Когда правая горелка загорится, сразу нужно под-
жечь левую горелку. Если горелки неповоротные, то первой можно за-
жигать любую горелку.

Современные плиты повышенной комфортности. АО Брестга-
зоаппарат в настоящее время выпускает девять модификаций плит по-
вышенной комфортности (см. табл. 21).

Таблица 22. Модификации плит и наличие элементов комфортности

Элементы комфортно-
сти

Электророзжиг
горелок стола

Вертел с электро-
приводом

Вертел с ручным
приводом

Таймер механиче-
ский

Жарочная горелка

ТУП (терморегу-
лятор + устройство)
предохранительное

Термоуказатель

Подсветка духов-
ки

Присоединитель-
ный резиновый ру-
кав

Технические данные

Плита предназиачеиа для работы иа природном газе при номинальном давлении
1274 Па или сжиженном газе при номинальном давлении 2940 Па.

Диапазон регулирования температуры в духовке, °C. . от 150 до 270

Время срабатывания предохранительного устройства, с ие более 30

Номинальное напряжение электросети, В-...........	220

Потребляемая мощность электророзжига, не более.	1 Вт

Габариты плиты, мм................................... 850x530x500

Масса плиты, кг, не более.................................. 42

Резьба входного штуцера газопровода плиты ... G 3/8'—В
Таблица 23. Применяемые сопла

Тепловая мощность, кВт	Вид газа	Номиналь- ное давле- ние газа, Па	Номиналь- ный диа- метр отверстия истечения газа из со- пла, мм	Маркировка сопла	Маркировка винта мало- го расхода крана
не более	природный	1274	1,07	137	45
3,0	сжижеииый	2940	0,84	85	45
2,6 ± 0,26	природный	1274	1,53	150	65
	сжижеииый	2940	0,94	95	36
1,7 ± 0,17	природный	1274	1,19	120	49
	сжижеииый	2940	0,75	75	29
0,6 ± 0,06	природный	1274	0,75	75	41
	сжижеииый	2940	0,45	45	22

Устройство плиты (мод. 300). Плита выполнена в виде тумбы с
встроенными духовкой и хозяйственным отделением для хранения
принадлежностей духовки, которое может также использоваться для
сушки и хранения посуды и других кухонных принадлежностей.

Плита модели 300 (типовой представитель) оснащена электророз-
жигом горелок стола, электроосвещением духовки, двумя горелками
духовки (основной и жарочной), вертелом с электроприводом, тайме-
ром (рис. 101).

В моделях плит 300; -01; -02 хозяйственное отделение выполнено
в виде выдвижного ящика. В остальных моделях хозяйственное отде-
ление закрыто откидной крышкой. Для того чтобы открыть крышку
хозяйственного отделения, нужно нажать на нижнюю часть дверки,
приподнять ее и, придерживая, откинуть на себя (рис. 102).

Стол плиты имеет 4 горелки с различной тепловой мощностью. За-
жигание горелок стола всех моделей, кроме 300, -07 и -08, производит-
ся с помощью электророзйсига. На столе плиты располагается решетка
для установки на ней посуды.

Управление горелками стола ведется с помощью кранов, краны
после положения «Полное пламя» имеют фиксированное положение
«Малое пламя», которое обеспечивает устойчивое горение горелки в
экономичном режиме.

Управление горелками духовки во всех моделях, кроме 300, -05,
-06, -07 и -08, ведется с помощью терморегулятора с предохранитель-
Стол

Горелки

Решетка

Панель управления

Дверка духовки

Ручки
управления горалками

Крышка

Хозяйственное
отделение

Решетка духовки

Противень
Жаровня
Основная
горелка духовки

Духовка

Горелка духовки
жарочная
Вертел

Дверка хозяйственного
отделения "

Рис. 101. Устройство плиты модели 300

ным устройством (ТУП). В моделях 300, -05, -06, -07, -08 духовка об-
служивается только основной горелкой, управляемой очаговым кра-
ном.

Предохранительное устройство автоматически контролирует го-
рение и обеспечивает отключение подачи газа на горелки духовки при
их случайном погасании. Одновременная работа горелок духовки не-
возможна.

Терморегулятор автоматически поддерживает заданную темпера-
туру в духовке при работе основной горелки.

Духовка имеет освещение, включение и выключение которого
производится кнопкой, расположенной на панели управления.
Для удобства обслуживания
и эксплуатации плита модели
300 оснащена гибким рези-
новым рукавом, что позволяет
перемещать ее в пределах
длины рукава.

Чтобы разжечь горелку сто-
ла:

нажмите на ручку крана и
поверните ее против хода часо-
вой стрелки до совмещения
метки на ручке со знаком мак-
симального открытия;

нажмите кнопку электро-
розжига и отпустите (кроме
моделей 300, -07 и -08). Если газ
не загорелся, то повторно на-
жмите и отпустите кнопку;

Рис. 102. Открытие нижней дверцы

в моделях 300, -07 и -08 поднесите к горелке зажженную спичку.

Регулировку интенсивности горения рекомендуется производить
дальнейшим поворотом ручки против хода часовой стрелки — при
этом не произойдет случайного погасания горелки. При повороте до
упора горелка будет работать на минимальном пламени.

Чтобы выключить горелку, необходимо ручку крана повернуть по
ходу часовой стрелки до упора (рис. 103).

Духовка оборудована двумя горелками: основной (нижней) и жа-
рочной (верхней), кроме моделей 300, -05, -06, -07, -08. В духовке плит
моделей 300, -01,-02, -03, -04 устанавливается вертел. Привод вертела
в плитах моделей 300, -01, -02, -03 осуществляется моторедуктором.
Включение и выключение моторедуктора производится кнопкой, рас-
положенной на панели управления. В плите модели 300-04 привод
вертела ручной.

Дверца духовки съемная. Для ее снятия необходимо открыть ду-
ховку, в пазы шарнира вложить две металлические пластинки (любые
толщиной 1,5-1-2,0 мм) и, немного прикрыв дверцу, потянуть ее на се-
бя.

Включение горелок духовки (рис. 104).

Чтобы разжечь основную горелку:
Рис. 103. Органы управления плитой:

1 — ручка управления таймером, 2 — ручка управления горелками духовки, J — кнопка
безопасности предохранительного устройства, 4 — ручки управления горелками стола, 5 — кнопка
включения электророзжига, б — кнопка включения подсветки духовки и электропривода вертела

а)

Рис. 104. Включение горелок духовки:

а — основная горелка духовки включена на максимальную нагрузку, б — розжиг горелки духовки

нажмите и поверните ручку ТУП в моделях 300, -01, -02, -03 и -04
против хода часовой стрелки так, чтобы метка находилась против де-
ления 8;

откройте духовку, поднесите зажженную спичку к отверстию, распо-
ложенному в нижней части проема духовки на передней стенке плиты;

нажмите на кнопку безопасности ТУП и удерживайте ее 10—30 с;
убедитесь через отверстие в дне духовки, что горелка зажжена.

Если горелка не разожглась, проделайте все сначала, увеличив
время нажатия на кнопку. В новой плите необходимо прогреть духов-
ку в течение получаса для удаления различных запахов. Предвари-
тельное прогревание духовки длится 15 мин. После прогревания уста-
276
ловите ручку терморегулятора в необходимое положение согласно
табл. 24.

Таблица 24.

Положение ручки термостатического крана	Соответствующая температура в середине духовки, °C
1	145—175
2	155—185
3	170—200
4	185—215
5	205—235
6	220—250
7	240—270
8	255—285

Таблица 25. Возможные неисправности и методы их устранения

Наименование неисправно- стей	Вероятная причина	Метод устранения
1. *Не зажигается ос-	Ручка терморегулятора	При зажигании основ-
новная горелка духовки	ие повернута до отметки 8  Не нажата кнопка безо- пасности до упора	ной горелки повернуть ручку терморегулятора до отметки 8  Нажать кнопку безопас- ности до упора
2. *Не зажигается жа-	Ручка терморегулятора	Повернуть ручку тер-
рочная горелка	ие повернута до упора по часовой стрелке  Не нажата кнопка безо- пасности до упора	морегулятора до упора по часовой стрелке  Нажать кнопку безопас- ности до упора
3. *При нажатой кнопке	Кнопка безопасности ие	Нажать кнопку безопас-
горелка горит, ио через 30 с гаснет при отпущенной кнопке	нажата до упора  Неправильно установ- лена горелка	иости до упора  Установить основную горелку на место
4. ** Нет искры между разрядником и горелкой	Произошло загрязнение разрядника	Очистить разрядник
5. *** Вертел ие враща- ется	Штырь ие вошел в муф- ту моторедуктора	Вставить штырь

300, -01,	-02,	-03,	-04.

300, -01,	-02,	-03,	-04,	-05, -0в.

300, -01,	-02,	-03.

Для плит моделей
Для плит моделей
Для плит моделей
9.4. Проточные водонагреватели

Водонагревателями называются аппараты, нагревающие воду до
определенной температуры. В отечественных водонагревателях ис-
пользуют два различных способа — нагревание проточной воды, по-
ступающей из водопровода, и нагревание воды в специальных емко-
стях с периодическим отбором воды и заполнением. По этому принци-
пу существующие газовые водонагреватели разделяются на проточ-

ные и емкостные.

Все проточные водонагреватели по тепловой нагрузке делятся на
три группы: 33 600, 75 600 и 105 000 кДж/ч; по степени автоматиза-
ции — на высший и первый классы. К. п. д. водонагревателей при но-
минальной нагрузке должен быть не ниже 80 %, содержание оксида

Рнс. 105. Принципиальная
схема проточного
водонагревателя:

I — кожух, 2 — блок-кран, 3 — горел-
ка, 4 — огневая камера, 5 — змеевик,
6 — отражатель, 7 — верхний колпак,
8 — нижний колпак, 9 — калорифер,
10— запальник

углерода в продуктах сгорания водона-
гревателя не должно превышать 0,05 %,
в том числе на сухие дымовые газы при
теоретическом расходе воздуха; водона-
греватели должны обеспечить паспорт-
ную производительность в пределах рас-
четных давлений газа при наименьшем
значении его низшей теплоты сгорания;
температура продуктов сгорания за тяго-
прерывателем должна быть не менее
180° С.

Принципиальная схема проточ-
ных водонагревателей (рис. 105). Газ
низкого давления подается в инжекцион-
ную горелку 3. Продукты сгорания газа
проходят через теплообменик и отводят-
ся в дымоход. Теплота продуктов сгора-
ния передается протекающей через теп-
лообменник воде. Огневая камера 4 сна-
ружи охлаждается змеевиком 5, через
который циркулирует вода, проходящая
через калорифер. Таким образом, основ-
ными узлами проточного водонагревате-
ля являются: горелочное устройство, те-
плообменник, система автоматики и га-
зоотвод.
Рнс. 106. Инжекционная горелка
водонагревателей Л-1, Л-3, ВПГ-18 (Л-3):

1 — тройник с соплами, 2 — пластина, 3 — смеситель,
4 — крышка смесителей, 5 — распределительная трубка,
6 — сопло

По мере модерниза-
ции водонагревателей со-
вершенствовалось горе-
лочное устройство. На
смену многосопловым го-
релкам КГИ пришли го-
релки с центральным под-
водом газа. Однако эти го-
релки, имея относительно
малый коэффициент ин-
жекции (до 0,5), не ис-
пользуются при сжигании
сжиженного газа. На во-
донагревателях Л-1 (Л-3)
применяют горелку с
двухместным подводом
газа (рис. 106). Поток газа
через тройник 1 и два со-
пла 6 направляется в два
диффузора-смесителя 3 и
далее через короб крышки смесителей 4 в алюминиевые распредели-
тельные трубки, объединенные в литой блок.

Огневые отверстия трубок выполнены в виде поперечных щелей.
Первичный воздух в этих горелках регулируют, коэффициент инжек-
ции равен 0,7, что позволяет применять горелки и на природном, и на
сжиженном газе. Такие горелки применяют и на унифицированных
водонагревателях ВПГ, обеспечивая высокие эксплуатационные каче-
ства аппаратов.

Запальники горелочных устройств представляют собой односо-
пловую инжекционную горелку малой производительности. Газ к за-
пальнику подается через обособленный канал и блокируется с поступ-
лением газа на горелку водонагревателя и наличием пламени на за-
пальнике.

Схема работы биметаллического термоклапана показана на рис.
107, а. В зону пламени запальника вводится согнутая биметаллическая
пластинка. В холодном состоянии верхняя полоса пластинки находит-
ся в горизонтальном состоянии, вследствие чего клапан / через шток 2
поддерживается в закрытом положении, перекрывая проход газа на
основную горелку. При нагревании биметаллической пластины 4
a)	S)

Рис. 107. Схемы автоматизации подачи газа на основную горелку:	!

а — биметаллический термоклапан: 1 — клапан, 2 — шток, 3 — уплотнение, 4 — биметаллическая.]
пластина, 5 — пламя горелки, б — запальник; б электромагнитный датчик пламени: ]
1 - запальная трубка, 2 — термопара, J — горелка водонагревателя	1

верхняя полоса ее опускается и приводит к перемещению клапана ич
открытию прохода газа на горелку.	j

В новых конструкциях водонагревателей предусмотрены допол-]
нительные функции автоматики по блокировке работы основной го- ।
релки с величиной тяги в дымоходе. Так, в водонагревателе ВПГ-18М;
вместо биметаллического термоклапана установлен электромагнит-
ный датчик пламени (см. рис. 107, б). В зону запального пламени вве- ’
дена термопара 2, которая является датчиком электродвижущей силы
для электромагнитного клапана. Электромагнитный клапан, в свою j
очередь, управляет доступом газа к горелке водонагревателя. i

Теплообменник состоит из огневой камеры и калорифера. Разме- i
щенные на наружной стороне огневой камеры змеевики предохраня-
ют стенки камер от перегрева. В первых моделях водонагревателей
применялись два змеевика, один для подачи холодной воды к калори-
феру, другой — горячей воды к разборному крану. В современных
конструкциях водонагревателей (ВПГ) змеевик делает лишь один обо-
рот вокруг огневой камеры.

Основное количество теплоты передается воде через калорифер.
Теплота передается радиацией, конвекцией и теплопроводностью че-
рез металлические стенки, которые находятся в контакте, с одной сто-
роны, с водой, с другой — потоком отходящих газов.
Рис. 108. Водонагреватель Л-1:

а — устройство, д — схема: / — отражатель,
2, 3 — колпачки для отвода продуктов
сгорания, 4 — отводная трубка, 5— кало-
рифер.- б — змеевик, 7 — огневая камера,
8 — биметаллическая пластина, 9 — запа-
льник, 10 — горелка, 11 — ручка газового
крана, 12 — корпус газового узла,
13— корпус водяного узла, 14— кожух,
15 — заглушка, 16 — трубка горячей воды,
17 — газопровод

Выход газа г
на горелку

При этом необходимо учитывать, что на величину передачи тепло-
ты от горячих газов воде могут влиять следующие факторы: скорость
протекания воды в змеевике; скорость движения продуктов сгорания;
материал и величина ребер калорифера; качество припайки ребер к
трубкам калорифера; температурный режим в огневой камере.

Для предотвращения преждевременного выхода из строя теплооб-
менников следует знать причины этого и способы устранения неис-
правностей. Отложение накипи на внутренних стенках водяных труб
приводит к уменьшению теплопередачи и снижению к. п. д. водона-
гревателя. Повышение скорости протекания воды уменьшает вероят-
ность образования накипи. На долговечность работы теплообменника
влияют коррозия и окисление его поверхности. В новых моделях водо-
Рис. 109. Газовый край водонагревателя Л-1:

а — кран; б — положение «закрыто»; в — положение «открыто» на запальник; г — положен»
«открыто» на запальник и горелку: 1 — ручка, 2 — пружина, 3 — пробка крана, 4 — корпу<

нагревателей предусматриваются устройства автоматического регу
пирования температуры воды.

В старых моделях водонагревателей пластинки калорифера при
паивали к водяным трубкам оловянным припоем. Практика показала
что вследствие сравнительно низкой температуры плавления олова в<
многих случаях наблюдалось оплавление припоя, что приводило к пе-
регреву элементов калорифера и снижению теплопередачи. В настоя-
щее время пластики приваривают к трубкам с помощью медно-фосфо-
ристых припоев, имеющих высокую температуру плавления (860° С).

Система автоматических устройств в водонагревателях обеспечи-
вает регулирование поступления газа на горелку в зависимости от про-
тока воды и прекращение доступа газа к горелке при отсутствии пла-
282
мени запальника. По мере модернизации водонагревателей совершен-
ствуется и система блокировки.

Водонагреватели Л-1 и Л-3 предназначены для подачи воды, на-
гретой до 50° С, одновременно в одну или несколько точек разбора.

На рис. 108 показан водонагреватель Л-1. Кожух выполнен из эма-
лированной листовой стали. В его передней съемной части находится
глазок, через который зажигается запальник и производится наблюде-
ние за работой горелки. Тягопрерыватель имеет такое же устройство и
выполняет те же функции, что и тягопрерыватель КГИ-56. Радиатор
состоит из калорифера, огневой камеры, однозахватного змеевика и
устроен аналогично радиатору КГИ-56. Горелка водонагревателя Л-3
(см. рис. 109) состоит из распределителя, представляющего собой сис-
тему трубок с щелевыми отверстиями для выхода газа. Он выполняет
следующие функции: уменьшает высоту факела пламени и обеспечи-
вает доступ вторичного воздуха внутрь пламени.

Корпус состоит из двух смесителей, в которых перемешиваются
газ и первичный воздух, образуя горючую смесь. Каждая из двух фор-
сунок имеет три сопла, диаметр которых рассчитан на газ определен-
ной теплотворной способности. Сопла форсунки позволяют создать
низкую зону давления перед смесителем, что обеспечивает хорошую
инжекцию первичного воздуха и перемешивание газовоздушной сме-
си. Это позволяет обойтись без регуляторов первичного воздуха.

Термоклапан работает так же, как и термоклапан горелки КГИ-56,
и выполняет те же функции. Блок-кран состоит из двух частей: газовой
(верхней) и водяной (нижней). Клапан изготовлен из прессованного
капрона и имеет резиновую прокладку для уплотнения, прижимается
к седлу конусной пружиной. Пружина ставится конусом на клапан, а
другой конец пружины (большого диаметра) упирается в корпус тер-
моклапана.

На верхний конец толкателя свободно надет клапан, а другой ко-
нец проходит сквозь латунную заглушку и упирается в шток тарелоч-
ки.

Сальник толкателя фторопластовый; он препятствует прониканию
газа вдоль толкателя и выходу его наружу. Сальник расположен в ла-
тунной заглушке с нижней стороны, уплотняется нажимным винтом и,
как правило, в процессе эксплуатации не требует замены.

Ручка крана может находиться в трех положениях: крайнее ле-
вое — газ выключен; при повороте ручки по часовой стрелке на 90° до
упора кольцевая выточка на пробке соединит штуцер подвода газа с
малым штуцером отвода газа на горелку запальника; для третьего по
ложения нужно нажать на ручку и вновь повернуть по часовой стрелк<
до упора. В этом положении канавка на поверхности пробки также бу
дет подводить газ на запальник, а пробка крана боковым отверстиек
совместится со штуцером подвода газа и газ сможет войти в пробку i
под клапан.

Для выключения газа ручку крана следует повернуть против часо
вой стрелки в крайнее левое положение, при этом последовательно от
ключается сначала подача газа на основную горелку, а затем и на го
релку запальника.

Устройство газового крана водонагревателя Л-1 показано на рис
109. Водяная часть блок-крана имеет верхнюю крышку блок-крана, j
которой сверху находится отверстие под сальник. Под крышкой рас
положена верхняя водяная камера. Мембрана изготовлена из прочно!
резины и имеет сверху тарелку с толкателем, который проходит чере:
сальник в верхней крышке. Толкатель до того, как упрется в шток га
зового клапана, имеет свободный ход. Поэтому, когда мембрана по;
действием давления воды поднимается вверх, толкатель упирается 1
шток и дает возможность открыться газовому клапану. За этот проме
жуток времени радиатор успевает наполниться водой, и только поток
загорается горелка, что предохраняет радиатор от распаивания.

Корпус водяной части блок-крана имеет входной и выходной шту
церы, регулировочный винт и нижнюю водяную камеру. В выходное
штуцере находится сопло Вентури. Регулировочный винт расположен
около входного штуцера. Он дает возможность регулировать количе
ство проходящей через водонагреватель воды.

Замедлитель зажигания встроен в верхнюю крышку. Он представ
ляет собой камеру (с двумя отверстиями), в которой катается шарик
Одно отверстие выходит в верхнюю водяную камеру, а второе — в со
пло Вентури. При поступлении воды из верхней водяной камеры ша
рик прижимается к отверстию, уменьшая его сечение. Давление водь
в верхней водяной камере постепенно падает, что позволяет мембран!
медленно подниматься вверх. Затем открывается газовый клапан и га
постепенно поступает в горелку. Горелка зажигается без хлопка.

Сопло Вентури, встроенное в выходной штуцер, представляет со
бой суженный отрезок водопроводной трубы. Поток воды в месте су
жения увеличивает свою скорость и резко уменьшает динамическое
давление в нем. Назначение сопла Вентури — создать область пони
284
женного давления воды в надмембранном пространстве при работе во-
донагревателя. Принцип работы сопла Вентури основан на законах
гидравлики. В данном случае давление движущейся по трубке воды на
ее стенки подчиняется закономерности: чем больше скорость движе-
ния жидкости, тем меньше давление, которое она оказывает на стенки
трубки.

Посмотрим, как реализуется эта закономерность при движении во-
ды через водяную часть блок-крана. Вода с определенным давлением
и скоростью подводится к водяной части блок-крана по трубке диа-
метром 15 мм. Далее она попадает в подмембранное пространство, где
скорость движения ее замедляется, так как внутреннее сечение под-
мембранного пространства больше сечения водопроводной трубы.
Минуя подмембранное пространство, вода, прежде чем попасть по со-
единительной трубе в змеевик, проходит через сопло Вентури, внут-
ренний диаметр которого в самой узкой части равен 3,4 мм. При про-
хождении воды через узкую часть сечения скорость ее значительно
возрастает, за счет чего создается разность давлений над и под мем-
браной.

Запальник — маленькая инжекционная горелка — расположен
над основной горелкой. Его назначение — нагревать биметалличе-
скую пластинку и зажигать газ основной горелки. Запальник состоит
из насадки с отверстиями для первичного воздуха, который также вы-
полняет роль смесителя регулируемой форсунки и подводящей газо-
вой трубки. Регулировочный винт форсунки запальника расположен
напротив смотрового окна, что позволяет, не снимая крышки водона-
гревателя, регулировать работу запальника водонагревателя.

Рассмотрим принцип действия блок-крана водонагревателя Л-1.
При повороте газового крана зажигается запальник, который нагрева-
ет биметаллическую пластинку. Через 1...2 мин биметаллическая пла-
стинка сжимается и открывает термоклапан, но газ на горелку не по-
ступает, потому что закрыт газовый клапан, связанный с мембраной.

Если открыть водяной вентиль перед колонкой, то верхнюю и
нижнюю камеры водяной части блок-крана заполнит вода. По принци-
пу сообщающихся сосудов давление на мембрану сверху и снизу ста-
нет одинаковым, т. е. мембрана будет находиться в равновесии.

Если открыть водоразборный вентиль, то вода потечет через водо-
нагреватель. Давление ее в верхней водяной камере блок-крана пони-
зится, а в нижней водяной камере увеличится настолько, что мембрана
2

!1ипшггтп])

UAAAXX

6

9

Л

It

Рис. 110. Принципиальная схема
водонагревателя ВПГ-18:

1 — предохранитель от обратной тяги, 2 — га-
зоотводящее устройство* J — калорифер, 4 —
змеевик, 5 — огневая камера, б — запальник,
7 — клапан безопасности, 8— клапан блоки-
ровки газа, 9 — блок-кран, 10 — вход газа,
11—вход воды, /2 —горелка, 13 — ша-
риковый замедлитель зажигания, 14— трубка
Вентури, 15 — мембрана, 16 — мембранная
камера, 17 — выход воды, 18 — кожух

3

9

5

и
П №

передвинется в верхнее полож
ние. Шток тарелочки при движ
нии вверх упрется в толкатель г
зового клапана, пересилит давл
ние действующей на него пруж)
ны и медленно откроет газовь
клапан. Если будет открыт газ
вый кран основной горелки, то г
начнет поступать в горелку и заг
рится от запальника. В случае пр
крашения подачи газа погаснут з
пальник и горелка, а биметаллич
ская пластина остынет и закро-
термоклапан.

Если прекратится подача в
ды, то давление на мембрану све
ху и снизу уменьшится, а газовь
клапан под действием пружин
перекроет газ на горелку. Это пре-
дохранит радиатор от распаива-
ния. То же произойдет, если пере-
крыть водоразборный вентиль.

Водонагреватель Л-3 в отли-
чие от Л-1 (см. рис. 117, в) имее)
меньшую по объему огневую ка-
меру. Конструкция блок-краш
аналогична конструкции блок'
крана Л-1.^Калорифер изготовлен
из одного р!яда медных пластин.

В верхней части распределите-
ля установлены фасонные сталь-

ные пластины, образующие огневые отверстия. За счет такого устрой-
ства достигнуто увеличение термостойкости распределителя при од-
новременном повышении теплового режима в топке. Таким образом,
достигнута возможность уменьшения размеров топки без изменения^
эксплуатационных качеств водонагревателя.

Водонагреватели ВПГ, Водонагреватель ВПГ-18 (рис. ПО) соз--
дан на базе водонагревателя Л-3, он также является проточным с мно-
готочечным разбором горячей воды. Высота огневой камеры 5 в этом
водонагревателе уменьшена до минимума за счет того, что основная
часть тепла воде передается через пластины калорифера. Охлаждение
огневой камеры обеспечивается одним витком змеевика. Калорифер 3
собран из одного ряда медных пластин и пересекается тремя горизон-
тальными участками змеевика 4. Водонагреватель оборудован инжек-
ционной горелкой с двумя инжекторами, обеспечивающими поступ-
ление первичного воздуха до 60% необходимого для сгорания. Это
обеспечивает полное сгорание газа в коротких факелах.

Конструкция блок-крана 9 водонагревателя обеспечивает после-
довательную подачу газа сначала на запальник 6, потом на основную
горелку 12. При отсутствии разбора воды или снижении давления во-
допроводной воды, а также при отсутствии пламени на запальнике
прекращается подача газа на основную горелку.

Ручка блок-крана может занимать следующие положения. При
крайнем левом — кран полностью закрыт, при среднем — газ пропус-
кается только на запальник, при крайнем правом — газ пропускается
на запальник и на основную горелку.

Клапан 4 блокировки воды и газа может открываться лишь при на-
греве биметаллической пластины. Газовый клапан через шток связан с
мембраной 15 и открывается только при наличии протока воды в мем-
бранной камере 16 и установленной в ней трубке Вентури 14. При на-
личии расхода воды в узком сечении трубки, сообщающемся с над-
мембранным пространством, происходит падение статического напо-
ра. Вследствие этого падает давление и над мембраной, которая пере-
мещается вверх и через посредство штока открывает клапан
блокировки.

Шариковый замедлитель зажигания 13, частично перекрывая се-
чение пропускного канала, несколько замедляет перемещение мем-
браны и клапана вверх и обеспечивает плавность включения горелки.

В настоящее время конструкция водонагревателя усовершенство-
вана по сравнению с ранее выпускавшимися водонагревателями Л-3 и
ВПГ-18. Например, в водонагревателе ВПГ-23 улучшена конструкция
теплообменника, значительно изменены основная и запальная горел-
ки, установлен датчик тяги.

Если в водонагревателях Л-1, Л-3, ГВА-3, ВПГ-18 тепловой авто-
мат располагался в вертикальной стойке основной горелки, то в водо-
нагревателе ВПГ-23 теплового автомата нет и его функции выполняет
электромагнитный клапан.
Его основное назначение — прекращение подачи газа на основ»
ную горелку водонагревателя при падении тяги в дымоходе ниже до*
пустимого предела. Клапан состоит из трех основных узлов: нижнего
клапана, верхнего клапана и электромагнита.

Принцип работы электромагнитного клапана заключается в еле»
дующем (см. рис. 136, а). При нажатии на кнопку 1 шток 3 кнопки nei
ремещается вправо, упирается в тарелку верхнего клапана 4 и, преодо»
левая усилие пружины 5, отжимает его от седла. Вследствие того гая
направляется к газовой части водогазогорелочного блока. Если ручка
газовой части блока находится в положении, обеспечивающем пода*^
газа на запальную горелку, то горелка разжигается и пламя ее обогре»
йает спай термопары.

Возникшая ЭДС поступает в обмотку катушки через винт Я
Вследствие этого электромагнит получает возможность удерживать а
прижатом к сердечнику 7 положении якорь 6.

После того как электромагнитный клапан обеспечит свободшя!
проход газа, приступают к розжигу основной горелки. Для этого дос»
таточно перевести ручку аппарата по часовой стрелке и газ, выходя че«
рез сопла и секции основной горелки внутрь огневой камеры, воспла*
меняется от пламени запальной горелки.

В газовой части водогазогорелочного блока с левой стороны кре»
пится тройник, через который газ поступает к запальной горелке и о®
повременно через соединительную трубку под колпак датчика тяги
Если разрежение будет ниже допустимого предела, то отходящие газь
попадут в помещение кухни и нагреют биметаллическую пластия
датчика тяги. Пластина постепенно выгнется, приподнимется ее сво
бодный конец, и клапан отойдет от седла.

Это приведет к разгерметизации трубки, соединяющей тройник 
датчик тяги. Произойдет погасание пламени запальника, охлаждения
спая термопары и срабатывание электромагнитного клапана. Пр»
этом под действием пружины 5 клапан 4 плотно прижмется к своему
седлу и перекроет проход газа на основную и запальную горелки.

Таким образом, в водонагревателе ВПГ-23 успешно реализованы
прогрессивные тенденции современного машиностроения — умень-
шение габаритов и материалоемкости при одновременном повышения
эксплуатационных качеств.

Водонагреватель ВПГ-2О-В1-2.23-П-Р2. Протон-1. Аппарат водона-
гревательный проточный газовый бытовой тапа ВПГ-20-В1-2.23-П-Р2
288
модели РН-101МТ является
современным прибором,
предназначенным для немед-
ленного получения горячей
воды при многоточечном во-
доразборе.

Аппарат соответствует
высшему классу и оснащен
автоматическими устройст-
вами безопасности и регули-
рования, обеспечивающими:

доступ газа к основной
горелке только при наличии
запального пламени и прото-
ка воды;

отключение основной и
запальной горелок при отсут-
ствии разрежения в дымохо-
де;

перекрытие газового кла-
пана в случае уменьшения
расхода воды;

регулирование расхода
воды;

регулирование расхода
газа.

Кроме этого аппарат ос-
нащен предохранительным
клапаном по воде, обеспечи-
вающим сброс избыточного
давления воды на входе в ап-
парат. Через клапан произво-
дится слив остатков воды из

Рнс. 111. Наружное устройство

водонагревателя:

1 — соединение дымоходной трубы, 2 — лицевая
крышка, 3 — смотровое окно, 4 — кнопка «За-
жигание», 5 — кнопка «Тушение», 6 — кнопка
«Открытие», 7 — водосливная пробка, 8 — соединение
для отвода горячей воды (ниппель), 9 — боковые
вентиляционные отверстия, 10—задняя крышка,
11 — регулятор температуры воды, 12 — водосливная
пробка (предохранительный клапан), 13 — соединение
для подвода газа, 14 — соединение для подвода
холодной воды (ниппель)

водопроводных коммуникаций аппарата. Пьезоэлектрический розжиг
обеспечивает надежность и удобство включения аппарата.

Конструкция аппарата обеспечивает защиту внутренних уст-
ройств аппарата от перегрева. Конструкция аппарата позволяет под-
держивать температуру воды постоянной независимо от изменения
давления воды или газа.

Наименование наружных частей и органов управления аппарата
модели PH-101МТ указано на рис. 111.

Ю. К. Г. Кяэимов

289
Аппарат предназначен для работы только на природном газе с номинальным давЛ
ннем 1274 Па (130 мм вод. ст.) н теплотой сгорания газа 35570±1780 кДж/м"

Тепловая мощность аппарата, кВт	20±10 % (предель- ные отклонения)
Номинальная тепловая мощность запальной горелки, Вт, не	200
менее	
Коэффициент полезного действия, %, не менее	85
Производительность, л/мин, прн расходе газа (тепловая на- грузка):  природный газ	
при нагреве воды	1840-4900 ккал/час
до 25° С	9,6-е-10,0
до 40° С	6,0-е-6,2
до 55° С	4,4-е-4,5
Давление воды перед аппаратом, кгс/см2:	
номинальное	0,8
максимальное	10,0
Давление воды для включения аппарата, кгс/см2, не менее:	
на низкую температуру	0,3
на высокую температуру	0,2
Присоединительные размеры:	
ПОДВОД холодной воды	1/2" (15 мм)
отвод горячей воды	1/2" (15 мм)
подвод газа	1/2" (15 мм)
Диаметр дымоотводящего патрубка, мм	120
Габаритные размеры, мм, не более:	
высота	719
ширина	360
глубина	230
Масса аппарата, кг	13

Порядок работы водонагревателя

Проверка и подготовка к пуску. Полным открытием главно!
водяного крана и крана подачи горячей воды проверяют наличие про
тока воды через водонагреватель, после чего закрывают кран подач!
горячей воды.

Запрещается зажигать запальник с пропусканием воды через водо
нагреватель, так как такая операция опасна.
290
Нажимают на кнопку «Тушение» и полностью открывают главный
газовый кран.

Зажигание запальника. Медленно нажимают на кнопку «Зажига-
ние» до появления щелчка и проверяют появление пламени на запаль-
нике. После появления пламени запальника продолжают нажимать на
кнопку «Зажигание» в течение примерно 2 с (времени, необходимого
для установления рабочего состояния предохранительного устройст-
ва).

Проверка зажигания запальника. Снимают палец с кнопки «За-
жигание» и еще раз проверяют наличие пламени на запальнике визу-
ально через смотровое окно.

Осторожно! Не следует приближать глаз слишком близко к
смотровому окну. При неудачном зажигании запальника повторяют
операцию зажигания нажатием на кнопку «Открытие».

Подача горячей воды

Способ подачи горячей воды. При открытии крана подачи горя-
чей воды основная горелка зажигается автоматически с помощью за-
пальника.

Примечания 1. Рекомендуется поворачивать кран подачи горячей воды на достаточно
большую степень открытия. В противном случае основная горелка может
не зажигаться или погаснуть в процессе подачи горячей воды.

2.	В начале пуска зажигания основной горелки из крана подачи горячей во-
ды продолжает выходить холодная вода до тех пор, пока она не будет вы-
лита из водонагревателя и трубопровода подачи горячей воды.

3.	При полном открытии крана подачи горячей воды температура воды
может оказаться невысокой. В таком случае уменьшают степень откры-
тия крана для повышения температуры воды.

4.	Необходимо иметь в виду, что основная горелка может погаснуть при
чрезмерном уменьшении степени открытия крана подачи горячей воды.

Способ отключения горячей воды. При закрытии крана подачи
горячей воды автоматически отключается основная горелка и остается
горящим только запальник.

В дальнейшем при открытии любого из кранов многоточечного
водоразбора можно получать горячую воду из него с автоматическим
зажиганием основной горелки до тех пор, пока не будет отключен за-
пальник.

Регулирование температуры (расхода) воды. Для повышения
температуры воды нажимают ручку регулятора температуры воды и
10*	291
Таблица 26. Возможные неисправности проточного водонагревателя и способы их устранения

	Запальник			Основная			горелка												Способ устранения
Признак и причина неисправности	с трудом зажигается или вообще не зажигается	гаснет при снятии  пальца с кнопки зажигания	часто гаснет при работе водонагревателя	не зажигается при открытии	крана горячей воды	с трудом зажигается	гаснет в процессе работы	пламя основной горелки	имеет желтый цвет	Не выходит горячая вода высокой температуры	Не выходит вода низкой температуры	I Основная горелка зажигается толь-	ко при установке регулировочной	| температуры в положении «Высокая»	Ненормированный шум горения	основной горелки	I Основная горелка не гаснет при	прекращении подачи горячей воды	
1	2	3	4	5		6	7	8		9	10	II			12		13		14
Закрыт главный газовый кран  Недостаточное открытие газового крана  Наличие воздуха в газовом трубоп- роводе  Ненормальное давление газа  Закрыть главный водяной кран  Недостаточное открытие водяного Крана	X  X  X  X	X  X  X	X  X	X  X  X		X  X		X		X  X	X				X				Открыть газо- вый кран пол- ностью после на- жатия кнопки «Тушение» на ап- парате  См. п. «Про- верка и подго- товка к пуску» в тексте инструк- ции  Вызвать службу газового хозяйства  Открыть водя- ной кран пол- ностью после зак- рытия крана пода-
Таблица 26. Возможные неисправности проточного водонагревателя и способы их устранения

Признак и причина неисправности	Запальник			Основная горелка					Не выходит горячая вода высокой температуры	Не выходит вода низкой температуры	Основная горелка зажигается толь-	ко при установке регулировочной температуры в положении «Высокая»	Ненормированный шум горения основной горелки	Основная горелка не гаснет при прекращении подачи горячей воды	Способ устранения
	с трудом зажигается или вообще не зажигается	гаснет при снятии пальиа с кнопки зажигания	часто гаснет при работе водонагревателя	не зажигается при открытии крана горячей воды	с трудом зажигается	гаснет в процессе работы	пламя основной горелки имеет желтый цвет							
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11		12	13	14
Закрыт главный газовый кран  Недостаточное открытие газового крана  Наличие воздуха в газовом трубоп- роводе  Ненормальное давление газа  Закрыть главный водяной кран  Недостаточное открытие водяного Крана	..	X  X  X  X	X  X  X	X  X	X  X  X	X  X		X	X  X	X			X		Открыть газо- вый кран пол- ностью после на- жатия кнопки «Тушение» на ап- парате  См. п. «Про- верка и подго- товка к пуску» в тексте инструк- ции  Вызвать службу газового хозяйства  Открыть водя- ной кран пол- ностью после зак- рытия крана пода-

Ненормальное)	1				X	X	X				X			Временно не
давление водопро-;	1													использовать во-
водной воды													донагреватель
Забивка фильтра				X	X	X				X			Вызвать службу
воды													газового хозяйст-
													ва
Отключение во-				X		X							Временно не ис-
допроводной воды													пользовать водо-
													нагреватель
Недостаточная				X	X	X				X			Временно не
пропускная спо-													использовать во-
собность водопро-													донагреватель
вода													
Замерзание воды				X									Не использо-
в аппарате													вать аппарат до
													таяния льда
Неправильный	X	X		X									См. п. «Зажи-
порядок зажигания													гание запальни-
запальника													ка» («Пуск»)
Не нажата кноп-				X									Нажать на кноп-
ка «Открытие»													ку «Открытие»
Загрязнение ре-	X												Вызвать службу
гулятора электрода													газового хозяйст-
запальной свечи													ва
Неисправнвость	X	X											
запальной свечи													
Неисправность												X	
газового клапана в													
аппарате													
Неправильное								X	X				См. «Регулиро-
регулирование тем-													вание температу-
пературы и расхода													ры воды»
горячей воды													
Ненормальное!
давление водопро-;
водной воды

Забивка фильтра
воды

Отключение во-
допроводной воды

Недостаточная
пропускная спо-
собность водопро-
вода

Замерзание воды
в аппарате

Неправильный
порядок зажигания
запальника

Не нажата кноп-
ка «Открытие»

Загрязнение ре-
гулятора электрода
запальной свечи

Неисправнвость
запальной свечи

Неисправность
газового клапана в
аппарате

Неправильное
регулирование тем-
пературы и расхода
горячей воды
1		X			Временно не
		X	X			использовать во- донагреватель  Вызвать службу газового хозяйст- ва  Временно не ис- пользовать водо- нагреватель  Временно не использовать во- донагреватель
					Не использо- вать аппарат до таяния льда  См. п. «Зажи- гание запальни- ка» («Пуск»)  Нажать на кноп- ку «Открытие»  Вызвать службу газового хозяйст- ва
				X	
X	X				См. «Регулиро- вание температу- ры воды»
2_>iS O£:5ls;wswS^iiI Гр Г*Вз З^М|В|»1£ о§3 s г ° д г*я s® § g g §  is §°£§ oSbSBs-sB  |°	3fS	83	й	о	go  о о>	о х н	я Е	о	S	о о  it	। । er	। х	t	сэ	>	о	-	Признак и причина неисправности	
X	к>	с трудом зажигается или вообще не зажигается	Запальник	1
X	X	X		гаснет при снятии пальца с кнопки зажигания	
X	X	-U	часто гаснет при работе водона гревателя	
>  X		не зажигается при открытии крана горячей воды	Основная
X	XX	Os	с трудом зажигается	
XX	X		гаснет в процессе работы	< гооелк:
X X	QO	пламя основной горелки имеет желтый цвет	
X	>о	Не выходит горячая вода высокой температуры	
у	о	Не выходит вода низкой температуры	
»	X		Основная горелка зажигается толь- ко при установке регулировочной температуры в положении «Высокая»	
X X	to	Ненормированный шум горения основной горелки	
	W	Основная горелка не погасает при прекращении подачи горячей воды	
См. п. «Подача горячей воды» Вызвать службу газового хозяйст- ва		Способ устранения	

Продолжение табл. 26
Продолжение табл. 26

гигов ipbKdoj иьвпоп иинэплкЬкхШ
udu хэвэтоп эн exiradoj квняонэо

HMiradoj ионяонэо

KHHadoa нЛгп цпинсяобинбонэи

«ксиоэнд» иинэжоиои в н<1Л1сс1эинэ±
IfOHboaodnirAiad эяяонсхэХ udu ох
-чпох вэхэохижвс uxirsdoj квняонэо

ndXxndauHax

ИОХЕИН СВОЯ ХИПОХ1ЧЯ 3JJ

пйЛхвбэцнэх иоиоэпя
СЛОЯ KBbKdOJ ХИПОХПЯ эц

хэяп инхпэж хээни
Hxiradod ионяонэо книги

Htoged acoanodu я хэнош

иэхэшижш: ноПЛбх э

нггоя иэьийох cHcdx
HHiHdxio udu кэхэшижвс эн

вкахвяэсПсноггоя
aiogcd udu хэнэох охэвь

перемещают ее направо при нажа-
том положении (при этом повыша-
ется температура горячей воды с
уменьшением ее подачи).

Для снижения температуры
воды нажимают ручку регулятора
и перемещают ее налево при нажа-
том положении (при этом снижа-
ется температура воды с увеличе-
нием подачи).

Водонагреватель ВПГ-20-
В1-1.2-П-Р2. Протон-2. Аппарат
водонагревательный проточный
газовый бытовой типа ВПГ-20-
В1-1.2-П-Р2 модели РН-102МТ
является современным прибором,
предназначенным для немедлен-
ного получения горячей воды при
многоточечном водоразборе.

Аппарат соответствует высше-
му классу и оснащен автоматиче-
скими устройствами безопасности
и регулирования, обеспечиваю-
щими:

доступ газа к основной горел-
ке только при наличии запального
пламени и протока воды;

Рис. 112. Водонагреватель
ВПГ-20-В1-1.2.-П-Р2:

/ — патрубок отвода продуктов сгорания в
дымоход, 2 — передний кожух, 3 — задний
кожух, 4 — ручка управления газовым краном,
5 — кнопка включения электромагнитного
клапана и розжига, б — штуцер подвода
холодной воды, 7 — штуцер отвода горячей
воды, 8 — штуцер подвода газа, 9 — смотровое
окно, 10 — вентиляционное окно

§

§

винвхижве ихцонх о спчпти
иихвиэ udu хэнэох

вэхэшижве эн атдооя иии
иахэпхижте wotrxdi э

с X
s 1

« "

В 5
а1
е

отключение основной и запальной горелок при отсутствии разре-
жения в дымоходе;

перекрытие газового клапана в случае уменьшения расхода воды;

регулирование расхода воды;

регулирование расхода газа.

Аппарат настенного типа имеет прямоугольную форму, образуе-
мую передним и задним кожухами.

Все основные элементы аппарата смонтированы на заднем кожу-
хе.

Устройство блока автоматики водонагревателя ВПГ-20-В 1-2.23-
П-Р2 представлено на рис. 113.
Рис. 113. Устройство блока автоматики водонагревателя ВПГ-20-В1-2.23-П-Р2:

1 — кнопка зажигания (пьезоэлектрического розжига), 2 — кнопка управления газом, 3 — киот

тушения, 4 — выход горячей воды, 5 — электрод, 6 — термопара, 7— запальная горел!

8 — вспомогательная термопара, 9 — узел ограничения перегрева, 10— выход продуктов сгорай!

газа, 11— ручка регулирования температуры, 12

регулировочный шпиндель, 13

BBQ

холодной воды, 14 — регулятор давления воды, 15 — клапаи зажигаиия, 16 — ввод га
17— магнитный клапан, 18— рычаг, 19 — первичный клапаи, 20 — вторичный клаш
21 — предохранительный клапан, 22 — вспомогательная запальная горелка, 23 — быстр
запальная горелка, 24 — редуцирующий клапан, 25 — замедлитель перетока, 26 — балаисирующ!
клапан, 27 — трубка Вентурн, 28 — главное сопло, 29 — главная горелка, 30 — уз
теплообменника, 31 — мембрана
Технические данные

Аппарат предназначен для горячего водоснабжения.

Аппарат изготавливается на использование природного или сжиженного газа

Номинальное давление:

природного газа, Па

сжиженного газа (пропан-бутан)

Теплота сгорания природного и сжиженного газа соот-
ветственно:

35570±1780 кДж/м3

96250±4812 кДж/м3

Тепловая мощность аппарата, кВт:

Расход газа, м3/ч:

природного

сжиженного

Коэффициент полезного действия, % не менее

Расход воды при нагреве на 45° С, л/мнн, не менее

Габаритные размеры, мм, не более

высота

ширина

глубина

Масса аппарата, кг, не более

1274

Па 2940

2,02
0,75
83

4,8

805
360
250

15

Порядок работы аппарата (рис. 114)

Включение аппарата.

Поверить наличие тяги в дымоходе, поднося зажженную спичку к
вентиляционному окну. Если тяга есть, то пламя спички втягивается в
окно.

Открыть общий кран на газопроводе перед аппаратом.

Открыть вентиль на водопроводной трубе перед аппаратом.

Повернуть по часовой стрелке ручку управления газовым краном
до упора в среднее фиксированное положение.

Плавно нажать на кнопку электромагнитного клапана до упора.
Запальная горелка должна загореться. В противном случае отпустить
кнопку и повторить нажатие.

Отпустить кнопку электромагнитного клапана по истечении
30—60 с. При этом пламя запальной горелки не должно погаснуть (в
противном случае розжиг следует повторить).
Рис. 114. Положения ручки
управления газовым краном:

а — подача газа полностью закрыта,
б — подача газа открыта на запальную
горелку и полностью закрыта на главную
горелку, в — подача газа на запальную и
главную горелки полностью закрыта

Открыть подачу газа на главную
горелку, для чего нажать в осевом на
правлении на ручку управления газо
вым краном и повернуть ее вправо д<
упора. При этом запальная горелк
продолжает гореть, но главная еще н<
зажигается.

Открыть кран любой из точек от
бора горячей воды, главная горелю
зажжется. Регулировку степени на
грева воды производить как величи
ной ее отбора, так и расходом газа, из
меняющимся от нуля до максимум!
при повороте ручки управления газо
вым краном в пределах от среднего д<
крайне правого положений.

Выключение аппарата.

Закрыть кран в месте отбора горя
чей воды. При этом главная горелы
должна погаснуть.

Повернуть ручку управления га
зовым краном против часовой стрел
ки до упора, затем отпустить ручку и
не нажимая на нее в осевом направле
нии, повернуть ее против часово!
стрелки до упора. При этом запальная
горелка должна погаснуть.

Закрыть общий кран на газопро
воде.

Закрыть вентиль на водопровод
ной трубе перед аппаратом.

9.5.	Емкостные водонагреватели

Емкостными водонагревателями называются аппараты, в которые
вода нагревается в емкости без применения принудительной циркуля
ции и предназначенные для водяного отопления помещений. Наибо
лее распространенными аппаратами являются АГВ-50, АГВ-80 i
АГВ-120, вместимость их баков соответственно 50, 80 и 120 л.
a — водонагреватель в разрезе; б — узлы автоматики водонагревателя: 1—дверка топки,
2 — штуцер, 3 — бак, 4 — жаровая труба, 5 — кожух, 6 — выход горячей воды,
7 — тягопрерыватель, 8 — термометр, 9 — предохранительный клапан, 10 — кран, 11 — латунная
трубка, 12 — сетчатый фильтр, 13 — электромагнитный клапан, 14 — терморегулятор, 15 — топка,
'б — термопаре, 17 — запальник, 18 — горелка, 19 — инваровый стержень, 20 — контакты
термопары, 21 — крышка, 22, 31, 35 — пружины, 23 — кнопка, 24—шток, 25 — якорь,
26 — обмотка, 27 — электромагнит, 28 — уплотнительное кольцо, 29— мембрана, 30,
36—клапаны, 32 — шток клапана, 33 — пробка, 34 — отверстие на запальник, 37 — рычаг,
38 — регулятор настройки

Водонагреватель АГВ-80 (рис. 115). Аппарат имеет цилиндриче-
ский бак из оцинкованной стали. Внутри бака проходит жаровая труба
299
4, предназначенная для отвода продуктов сгорания из топки 15, увели-
чения площади нагрева и улучшения процесса теплоотдачи воде.

В жаровой трубе 4 установлен спиральный удлинитель потока, он
перемешивает горячий поток продуктов сгорания газа и способствует
максимальному отбору теплоты от продуктов сгорания. Кожух 5 водо-
нагревателя выполнен из листовой стали. Пространство между кожу-
хом и баком 3 заполнено шлаковатой, что служит надежной теплоизо-
ляцией. Горелка 18 водонагревателя чугунная литая с вертикально на-
правленными огневыми отверстиями. В новых моделях водонагрева-
теля горелка заменена на дисковую, штампованную из стального
листа, с периферийно расположенными огневыми отверстиями. Над
жаровой трубой установлено устройство для отвода продуктов сгора-
ния с тягопрерывателем 7. Вход холодной воды осуществляется к
штуцеру 2, а отбор горячей воды в отопительную систему сверху.

Если водонагреватель служит для отопления помещений, то к
штуцеру 2 присоединяется трубопровод обратной линии.

В крышке водонагревателя имеется предохранительный клапан 9,
представляющий собой цилиндр с колпачком. Под колпачком поме-
щена мембрана из медной фольги. В центре мембраны имеется отвер-
стие, запаянное сплавом Вуда с точкой плавления 105°С.

При закрытом водоразборном кране в случае выхода из строя авто-
матики вода в баке может закипеть. Сплав Вуда при температуре выше
105°С расплавляется, пар выходит наружу, что предохраняет бак от
разрыва. Если давление в баке повысится до 0,6 МПа, фольга разрыва-
ется, предохраняя аппарат от разрушения.

В крышке водонагревателя в специальной гильзе установлен тер-
мометр 5; чтобы термометр давал правильные показания, в гильзу за-
ливают льняное масло.

Автоматика водонагревателя состоит из двух узлов. В качестве ав-
томатики безопасности служит трехходовой электромагнитный кла-
пан (см. рис. 115,6). Регулирование температуры воды осуществляет-
ся терморегулятором 14, термоэлемент которого введен внутрь бака.
Работу горелки контролируют электромагнитный клапан и термопара.
Клапан поддерживается в открытом состоянии только при наличии
пламени на запальнике.

Электромагнитный клапан состоит из газовой и электромагнитной
частей. Крышка 21 имеет отверстие для кнопки и прорезь для контак-
та. Ее устанавливают на корпус газовой части и крепят четырьмя вин-
тами. Нажимную копку 23 устанавливают в верхней части крышки и
надевают на шток. Чтобы кнопка не западала, на нее действует пружи-
на. Шток 32 расположен вертикально, одним концом он упирается в
300
верхний клапан 30 газовой части. На шток надет якорь 25. Он пред-
ставляет собой диск с отверстием, через которое проходит шток.
Якорь изготовлен из специального сплава — пермаллоя. Так как мощ-
ность электромагнита очень мала, то якорь, состоящий из другого
сплава, будет притягиваться слабо и работа электромагнитного клапа-
на нарушится.

Обмотку электромагнита одним концом присоединяют к корпусу,
а вторым через прорезь крышке — к контакту термопары 20.

Термопара состоит из сплавов хромеля и копеля, которые при на-
гревании вырабатывают ток. Ток подается от спая хромеля и копеля по
двум проводникам: медной трубочке и изолированной проволочке
внутри. Проводник, проходящий внутри трубки, присоединен к свин-
цовому контакту электромагнита, а трубка контактирует через накид-
ную гайку с корпусом электромагнита.

Газовая часть электромагнитного клапана состоит из корпуса, кла-
панов, штока и мембраны.

Корпус имеет два штуцера диаметром 1/12" для входа и выхода га-
за к горелке и штуцер сбоку для запальника. В верхней части корпуса
сделан уступ, в который закладывают мембрану и уплотнительное
кольцо. Внутри корпуса находятся два клапана и седло, между кото-
рыми расположено отверстие, ведущее к штуцеру запальника. Газ по-
ступает в штуцер, находящийся в нижней части корпуса.

Клапаны имеют тарельчатую форму и одинаковы по своим разме-
рам. В качестве уплотнителя на них ставят кожаную прокладку, про-
питанную солидолом. Оба клапана надеты на один и тот же шток и мо-
гут двигаться вертикально вместе со штоком. Снизу на нижний клапан
действует пружина, толкая вверх оба клапана и шток. Вторым концом
пружина упирается в пробку. Пробка стоит на резьбе. Для предотвра-
щения утечки газа между пробкой и корпусом вставлена прокладка.

Мембрана представляет собой кусок мягкой кожи, пропитанной
смазкой; она отделяет газовую часть от электромагнитной.

При нажатии на кнопку электромагнитного клапана до отказа под
действием верхнего штока клапаны перемещаются в крайнее нижнее
положение. В этом случае газ поступает в среднюю часть корпуса, но
не может пройти к горелке, так как верхний клапан закрыт. Через от-
верстие в средней части корпуса газ идет на запальник. Если, удержи-
вая кнопку ВаЭтом положении, зажечь запальник, то он начнет нагре-
вать термопару, которая через 1...2 мин нагреется и даст ток электро-
магниту. Электромагнит притянет якорь. Если кнопку плавно отпус-
тить, то система штоков и клапанов начнет перемещаться вверх до тех
пор, пока верхний шток не упрется своими плечиками в притянутый
якор. Клапаны при этом установятся в среднее рабочее положение,
принтером газ поступает и на запальник, и на горелку. Горелка заго-
раетя от факела запальника. Если прекратится подача газа или погас-
нет апальник, то термопара остынет, перестанет давать ток электро-
магиту, он перестанет притягивать якорь и вся система штоков и кла-
пане под действием нижней пружины переместится в крайнее верх-
нее сложение, при котором нижний клапан будет закрыт, и газ ни в
запаьник, ни в горелку попасть не сможет.

Мота терморегулятора. Терморегулятор (см. рис. 115,6) состо-
ит и корпуса, термоэлемента, системы рычагов, клапана с пружиной,
шту.еров, регулятора настройки. Корпус устанавливается на газопро-
воде с помощью входного и выходного штуцеров.

’увствительный элемент состоит из латунной трубки и проходя-
щего внутри инварового стержня. Один конец латунной трубки наглу-
хо зкреплен в корпусе терморегулятора, а инваровый стержень резь-
бовем соединением прикреплен к свободному концу латунной труб-
ки. 1горой конец стержня упирается в рычаг, расположенный в корпу-
се трморегулятора.

«истема рычагов состоит из двух шарнирно соединенных рычагов
и пржины. В один конец этой системы упирается свободный конец
инвоового стержня, а второй конец системы рычагов воздействует на
клапн. Система рычагов может находиться в двух положениях — ра-
бочы и нерабочем.

]лапан состоит из седла, пружины и пробки, исполняющей роль
нажмной шайбы. Пружина действует на клапан таким образом, что
все ремя вынуждает его закрывать проход газа на горелку. Регулятор
настойки состоит из шкалы с делениями и затягивающего хомутика с
рычгом. Хомутик надет на инваровый стержень. С помощью рычага
и хомутика инваровый стержень можно вращать в резьбе латунной
труби, укорачивая или удлиняя его свободный конец.

1ри нагреве воды в баке латунная трубка также нагревается, и, так
как на имеет большой коэффициент линейного расширения, удлиня-
ется Инваровый стержень практически при нагревании не удлиняет-
ся, гягиваясь внутрь трубки. Его свободный конец перемещается и
перетает давить на систему рычагов. Система рычагов переходит в
нерэочее положение и перестает своим вторым концом давить на
клапн. Клапан под действием пружины закрывает проход газа на го-
релк. Горелка гаснет, вода в баке начинает остывать, латунная трубка
охлждается и укорачивается. При этом инваровый стержень снова
перемещается и надавливает на конец системы рычагов. Система ры-
302
Рис. 116. Газогорелочный узел водонагревателя АГВ-80:

1 — крышка, 2 — рассекатель, 3 — патрубок, 4 — кронштейн запальной горелки, 5 — диффузор,
6 — накидная гайка, 7 — соединительная трубка запальной горелки, 8 — запальная горелка,
9 — форсунка (сопло) основной горелки, 10 — колено, 11—термопара

чагов переходит в рабочее положение и вторым концом давит на кла-
пан. Клапан открывается, и газ идет на горелку, которая загорается от
запальника.

С помощью регулятора настройки температуры можно добиться,
чтобы терморегулятор отключал горелку при определенной темпера-
туре, а при охлаждении воды на несколько градусов снова ее включал.
Интервал настройки терморегулятора от 40 до 90° С.

В табл. 27 приведены научно-технические основы процессов, про-
исходящих в работе водонагревателя АГВ-80.

Модернизация водонагревателя АГВ-80. Многолетний опыт
эксплуатации водонагревателей типа АГВ выявил ряд конструктив-
ных недостатков, которые были устранены путем модернизации от-
дельных узлов. Эти конструктивные изменения в основном коснулись
газогорелочного узла и электромагнитного клапана, который теперь
называется газовым магнитным клапаном.
Таблица 27. Научно-технические основы процессов, происходящих в работе автоматического газового
водонагревателя АГВ-80

Технические процессы	Сведения о явлениях и процессах из области					
	ХИМИИ	теплоты и моле- кулярной физики	электротехники	технической механики	гидравлики	материаловедения
Подача газа на	Состав газо-	Аэродинами-	Возникновение	Перемещение	Движение газа	Состав спая
запальник. На-	воздушной сме-	ческие и тепло-	тока при нагреве	штока и элект-	через трубы, фи-	термопары: хро-
грев термопары,	си. Воспламе-	вые процессы.	спая термопары	ромагнитного	тинги, запорные	мель (сплав ни-
возникновение	нение газовоз-	Процесс смесе-	и подача его к	клапана. Законы	устройства и уз-	келя и хрома) и
э. д. с. Притяги-	душной смеси.	образования.	обмотке элект-	движения сис-	лы автоматики.	капель (сплав
вание якоря к	Пределы взры-	Процесс моле-	ромагнита. На-	темы рычагов и	Дросселирова-	меди и никеля).
электромагниту.	ваемости. Про-	кулярной диф-	магничивание	клапана термо-	ние давления	Состав трубки
Подача газа на основную горел- ку и воспламе- нение газовоз- душной смеси.	цесс сгорания газа. Конденса- ция водяных па- ров, точка росы.	фузии. Расши- рение газа и про- дуктов сгорания. Основные зако- ны газового сос- тояния.	сердечника и притягивание якоря. Охлаж- дение спая тер- мопары и исчез- новение элект- рического тока.	регулятора.	газа.	чувствительного элемента термо- регулятора:ла- тунная трубка и инваровый стер- жень.
Нагрев воды	Методы ежи-	Передача теп-	Роль электро-	Передача дав-	Движение хо-	Коэффициен-
до заданной тем-	гания газа в го-	лоты сжигаемого	магнитного кла-	ления перекид-	лодной и горя-	ты линейного
пературы. Работа	релке водонаг-	газа воде. Теп-	пана и термо-	ного рычага на	чей воды по тру-	расширения.
терморегулятора.	ревателя (кине-	ловой баланс.	пары. Величина	клапан термо-	бам и через водо-	Состав предох-
Циркуляция на-	тическое и диф-	Фронт горения	разности потен-	регулятора. Пе-	нагреватель	ранительного
гретой воды к	фузионное)	газовоздушной	циалов, возни-	редача давления		клапана; плас-
потребителю. Удаление про- дуктов сгорания газа. Работа ав- томатики без- опасности и ре- гулирования во- донагревателя		смеси	кающих при ра- боте электро- магнитного кла- пана	на мембрану и клапаны. Работа пружины		тинка из фольги со сплавом Вуда. Свойства этих металлов. Их роль в работе во- донагревателя
s

&

s

о

E
s
X
§
5
s
OS
о
к
s

X
s

a
з
s
d

^“chi
и * & S f a g



s

s

s

s

X
Модернизация газогорелочного узла (рис. 116) заключается в сле-
дующем. Основная горелка и подводящий к ней диффузор, выполнен-
ные из чугунного литья,' заменены легкими штампованными конст-
рукциями. Диффузор приобрел форму гнутой трубы, упростилось его
изготовление, основная горелка стала компактнее, облегчились ее
монтаж и демонтаж. В новой конструкции газогорелочного узла изме-
нено взаимное расположение основной и запальной горелок, а также
термопары, что обеспечивает нормальный процесс розжига горелки и
более надежную работу автоматики безопасности водонагревателя.
Вертикальная ось запальной горелки 8 должна находиться на расстоя-
нии 30 мм от вертикальной оси термопары 11. Конец термопары воз-
вышается над краем запальной горелки на 5 мм. В процессе эксплуата-
ции следует обратить внимание на то, чтобы выходные отверстия ос-
новной горелки 2 располагались в горизонтальной плоскости.

Для обеспечения надежности работы термопары на нее можно на-
деть плотно прилегающий защитный чехол из теплопроводного мате-
риала, который предохраняет его и в то же время обеспечивает требуе-
мый нагрев спая термопары.

Принципиальные изменения в конструкции газового магнитного
клапана (рис. 117) заключаются в следующем. В старой конструкции
электромагнитного клапана кожаная мембрана разделяла газовую и
электрическую части и удерживалась в своем гнезде с помощью при-
жимного кольца. В новом газовом магнитном клапане вместо этих
двух элементов предусмотрена литая резиновая мембрана 20. В свою
очередь, изменение конфигурации мембраны вызвало упрощение
стержня якоря 15, который теперь уже не имеет шляпку в нижнем кон-
це.

Самое существенное изменение заключается в том, что водонагре-
ватель оснащен датчиком тяги, который крепится с помощью двух
винтов под колпаком водонагревателя к его корпусу. В этой связи к га-
зовому магнитному клапану вместо натяжной гайки, с помощью кото-
рой ранее подключалась соединительная трубка запальной горелки,
установлен тройник 32. Тройник распределяет газ через два выходных
штуцера: вниз — к запальной горелке и наверх — к датчику тяги че-
рез трубку 29. Тройник 32 соединяется с корпусом клапана на резьбе,
при этом между двумя двухмиллиметровыми резиновыми прокладка-
ми 24 монтируется жесткий дроссель 23 с миллиметровым проходным
сечением. Датчик тяги состоит из основного биметаллического эле-
мента 16, на свободном конце которого имеются уплотнение 34, и
305
Рис. 117. Газовый магнитный клапан с датчиком тяги водонагревателя АГВ-80:

1 — пробка, 2 — пружина нижнего клапана, 3 — уплотнение нижнего клапана, 4, 7 — шайбы,
5 — боковое сверление на запальник и датчик тяги, 6 — шток клапана, 8 — корпус, 9 — основание
магнитной коробки с соединительной скобой, 10— обмотка сердечника, 11—сердечник,
12 — якорь, 13— пружина, 14 — кнопка, 15— стержень якоря, 16 — биметаллический элемент,
17—гайка, 18— кронштейн, 19— колпак магнитной коробки, 20— резиновая мембрана,
21—тарелка верхнего клапана, 22 — уплотнение верхнего клапана, 23 — дроссель,
24 — резиновые прокладки, 25— тарелка нижнего клапана, 26, 28, 30 — прокладки, 27—винт,
29 — трубка датчика тяги, 31 — накидная гайка, 32 — тройник, 33 — клапан датчика тяги,
34 — уплотнение, 35 — гайка штуцера, 36 — штуцер с соплом 2,5 мм, 37 — натяжная гайка,
38 — трубка штуцера

кронштейна 18, к которому с помощью двух винтов 27 крепится биме-
таллический элемент.

В кронштейне имеется отверстие для штуцера 36, зажимаемого
сверху гайкой 35.

Штуцер имеет конусное окончание, которое превращает имею-
щиеся внутри штуцера сквозные сверления диаметром 2,5 мм в седло
клапана 33. К штуцеру присоединена трубка 38 с натяжной гайкой 37,
которая с помощью накидной гайки соединяется с трубкой 29, веду-
щей к газовому магнитному клапану.

Принцип работы датчика тяги заключается в следующем. Биме-
таллический элемент 16 при нагреве продуктами сгорания, которые в
случае отсутствия тяги в дымоходе попадают в помещение через зазор
между кромкой колпака и корпусом водонагревателя, будет разгибать
свою дугу, так как коэффициент линейного расширения материала
внутренней его поверхности больше коэффициента линейного расши-
рения его наружной полосы. В этом случае клапан 33 с уплотнением
34 будет отходить от конусного окончания штуцера 36, освобождая
выход газа из соединительной трубки 29 в помещении, где установлен
водонагреватель. В связи с тем, что отверстие штуцера 36 в 2,5 раза
превышает диаметр дросселя 23 (см. рис. 117), давление в трубке 29,
тройнике 32 и трубке, направляющей газ на запальную горелку, сразу
упадет, так как газ, идущий внутрь указанных элементов через дрос-
сель 23, не может удержать в них давление при наличии его же сброса
через отверстие (2,5 мм) штуцера датчика тяги. Падение давления на
входе к запальной горелке приведет к затуханию пламени на послед-
ней, остыванию конца термопары и срабатыванию газового магнитно-
го клапана, который прекратит подачу газа на обе горелки водонагре-
вателя.

Водонагреватель АГВ-120 (рис. 118). Устройство и работа аппа-
рата аналогичны устройству и работе АГВ-80, но некоторые узлы со-
вмещены и усовершенствованы. Электромагнитный клапан, терморе-
гулятор, а также газовый кран совмещены в одном блоке (рис. 118, б).
Вместо терморегулятора использован сильфонный регулятор темпе-
ратуры, состоящий из термобаллона, капилляра и сильфона.

Термобаллон 16 помещен в среднюю часть бака водонагревателя и
заполнен керосином, который имеет такую же температуру, как и вода
в баке. От термобаллона отходит трубка из красной меди, соединенная
через ниппель 75 с капилляром 14. При нагреве объем керосина в тер-
мобаллоне увеличивается и сильфон 72 растягйвается. Через систему
рычагов 7 газовый клапан 4 перекрывает поступление газа на горелку.
Горелка гаснет, вода в баке и керосин в термобаллоне остывают.

Объем керосина уменьшается, сильфон сокращается, что переда-
ется через систему рычагов на газовый клапан, который открывается,
и горелка вновь загорается от запальника. Сильфонный регулятор тем-
пературы гораздо чувствительнее терморегулятора как по точности
настройки, так и по отношению к внешним воздействиям. В нижней
307
touhte Me

TttMte hit

a

11

IS

n

№

Рис. 118.

разрезе:

a — водонагреватель

№
ft

5 — тягопрерыватель, 6 — жаровая труба, 7 — термобаллон, 8 — удлинитель тяги, 9 — топка,,
10 — горелка, 11 — запальник с термопарой, 12 — блок автоматики; б — блок автоматики:
1— корпус, 2 — кран запальника, 3— кран горелки, 4 — шток, 5 — клапан, 6 — рычаги,
7— пружина, 8— термобаллоны, 9— переходный ниппель, 10— капиллярная трубка,
11 — толкатель, 12 — сильфои, 13— регулятор настройки температуры, 14— кнопка,
15 — электромагнит, 16 — термобаллон, 17 — мембрана

Водонагреватель АГВ-120:

1 — корпус, 2 — бак, 3 — термометр,	4 — змеевик.

п

а

Sutiuhtihin
Ufmpyt.

9

19



6



части сильфона, там, куда подходит капилляр, имеется регулятор 13
настройки температуры с температурной шкалой.

Электромагнитный клапан АГВ-120 состоит из электромагнита
11, штока 9 с кнопкой 10, якоря б с пружиной 8, мембраны 5 и термопа-
ры. Газовый кран основной горелки и кран запальника работают неза-
висимо друг от друга.

В последних выпусках модернизированных водонагревателей
АГВ-120 в верхней части бака имеется змеевик. Вода, протекая по
змеевику, нагревается. Следовательно, такой водонагреватель может
применяться одновременно для отопления помещений и для подачи
горячей воды для бытовых нужд.
Правила включения водонагревателей АГВ-80 и АГВ-120.
Прежде всего следует проветрить помещение, в котором установлен
водонагреватель. Затем проверить наличие воды в баке, при отсутст-
вии наполнить и открыть водопроводный вентиль перед прибором;
проверить тягу под колпаком водонагревателя. Убедившись, что кран
горелки и кран запальника у АГВ-120 закрыты, следует открыть газо-
вый кран на спуске перед прибором и зажечь запальник. Для этого у
АГВ-120 зажженный бумажный жгут поднести к горелке запальника,
открыть кран запальника и затем оттянуть вниз кнопку электромаг-
нитного клапана, а у АГВ-80 нажать до отказа кнопку электромагнит-
ного клапана. Через 1...2 мин можно отпустить кнопку электромагнит-
ного клапана; если запальник продолжает гореть, плавно открыть га-
зовый кран горелки. После этого нужно отрегулировать пламя на ос-
новной горелке регулятором первичного воздуха и вторично
проверить тягу. Приступив к настройке автоматики регулирования,
необходимо проверить работу автоматики на различных режимах.

9.6.	Аппараты отопительные газовые бытовые
с водяным контуром

В связи с массовой газификацией жилого фонда, принадлежащего
гражданам на правах личной собственности, в нашей стране в допол-
нение к автоматическим газовым водонагревателям типа АГВ освоен
выпуск бытовых газовых аппаратов с водяным контуром серии АОГВ.
Аппараты изготовляются следующих типов: 1 — работающие на при-
родном газе; 2 — работающие на пропане, бутане и их смесях; 3 — ра-
ботающие на природном газе и пропан-бутановых смесях. Аппараты
должны изготовляться в следующих климатических исполнениях:
У — для эксплуатации в районах с умеренным климатом; УЛ — для
эксплуатации в районах с холодным климатом.

Аппараты серии АОГВ отличие от емкостных водонагревателей
применяются только для отопления и не могутиспользоваться для го-
рячего водоснабжения. Номинальная тепловая мощность аппаратов от
6 до 20 Мкал/ч. В настоящее время в эксплуатации находятся различ-
ные типы аппаратов, внешне не похожие друг на друга.

В целях унификации эта группа приборов имеет условные обозна-
чения. Например, АОГВ-15-1-У расшифровывается следующим обра-
зом: аппарат (А) отопительный (О) газовый бытовой (Г) с водяным
(В) контуром с тепловой мощностью 15 Мкал/ч, работающий на при-
309
Рис. 119. Аппарат отопительный газовый
а — компоновка узлов автоматики; б — разрез по вертикали: 1 — датчик погасания пламени,
2 — коллектор, 3 — ножка, 4 — смотровой лючок, 5 — штуцер обратного водопровода,
6 — газопровод, 7 — корпус котла (внутренняя обечайка), 8 — теплообменник, 9 — термо-
регулятор, 10— датчик тягн, 11— запорно-регулнрующнй кран, 12 — клапан-отсекатель,
13 — штуцер запальника, 14—фильтр, 15— термометр, 16—штуцер прямого (горячего)
водопровода, 17 — соединительная трубка (общая), 18 — тройник, 19 — соединительная трубка

родном газе (1), предназначенный для эксплуатации в районах с уме-
ренным климатом (У).

В эксплуатации находятся также следующие типоразмеры аппара-
тов: АОГВ-6-3-У, АОГВ-Ю-З-У, АОГВ-20-3-У, АОГВ-23,2-1,
АОГВ-29-1 и др. Рассмотрим устройство и принцип работы аппаратов
зю
А0ГВ-15-1-У:

датчика тяги, 20 — импульсный трубопровод запальной горелки, 21 — предохранительный клапан,
22 — соединительная трубка датчика погасания пламени, 23 — крепежный болт, 24, 28,
29 — асбестовые прокладки; 25—облицовка, 26 — стабилизатор тяги, 27—трубка отходящих
газов, 30 — крышка облицовки, 31 — котел; 32 — патрубок датчика тяги, 33 — шибер вом)®ной
заслонки, 34 — сопло основной горелки, 35 — конфузор насадка основной горелки, 36—запальная
горелка, 37—перемычка между насадками, 38— насадок основной

серии АОГВ на примере наиболее распространенного — АОГВ-
15-1-У (рис, 119).

Аппарат выполнен в виде прямоугольной тумбы с белю» эмале-
вым покрытием. Он состоит из следующих условных узлов: котла-те-
плообменника: дымоотводящего патрубка с регулировочюЛ заслон-
зп
кой в качестве стабилизатора тяги; облицовочного кожуха с промежу-
точным слоем изоляции; газогорелочного устройства; автоматики ре-
гулирования и безопасности АПОК-1.

Котел-теплообменник заключен внутри теплоизолированного ко-
жуха и имеет в средней части выступ, повышающий процент исполь-
зования теплоты излучения основной горелки.

Теплообменник представляет собой четырехрядный пакет 15-мм
труб, по которым движутся продукты сгорания, а с внешней стороны
омываются водой, заполняющей котел.

Горячая вода на выходе из аппарата подается в отопительную сис-
тему из верхней части аппарата, а остывшая вода — в нижнюю часть.

Регулировочная заслонка установлена в дымоотводящем патрубке
и предназначена для уменьшения тяги на выходе продуктов сгорания.

В качестве газогорелочного устройства применяется горелка
АГУК-1. Газ из фильтра 14 попадает в клапан-отсекатель 12, из кото-
рого имеется три выхода: основной —на запорно-регулирующий
кран 11; к штуцеру 13 верхней крышки для подачи газа на запальную
горелку; к штуцеру нижней крышки для подачи газа к датчикам тяги
10 погасания пламени 1. После запорно-регулировочного крана газ
подается в терморегулятор 9 и по газопроводу 6 в коллектор 2. Далее
через два сопла 34 газ поступает в конфузор горелочных насадков 35,
смешивается с первичным воздухом и выходит в топочное простран-
ство аппарата из выходных отверстий насадков в виде готовой газо-
воздушной смеси.

Основным узлом автоматики безопасности является клапан-отсе-
катель с подключенными к нему одинаковыми датчиками: тяги и пога-
сания пламени. Устройство датчика тяги показано на рис. 120. Внутри
металлического кожуха 3 установлена биметаллическая пластина, ко-
торая слева закреплена с помощью винта на нижней образующей ко-
жуха, а справа касается стального шарика 6, являющегося клапаном
датчика.

В нерабочем (холодном) состоянии биметаллическая пластина
удерживает шарик в прижатом к седлу положении. Шарик легко мо-
жет перемещаться внутри бронзового насадка-стаканчика 8, который
навинчивается и слегка затягивается на конце корпуса датчика.

В случае отсутствия тяги в дымоходе продукты сгорания напра-
вятся из топочного пространства наружу через постоянно покрытую
амбразуру датчика тяги и нагреют биметаллическую пластину.

Вследствие этого правое свободное крыло пластины отойдет от
шарика и пружина 1 отожмет его от седла, а газ, заполняющий внут-
312
a-*

/ — пружина; 2 — винт и гайка; 3 —
кожух датчика; 4 — заглушка, 5 —
биметаллическая пластина; 6 —
шарик клапана; 7 — сбросные от-
верстия; 8 — насадок; 9 — прива-
ренная гайка; 10 — гайка; // —
корпус клапана

реннюю полость подводящей к датчику тяги импульсной трубки, вый-
дет наружу и сбросит избыточное давление как внутри трубки, так и в
подключенной к ней полости Г клапана-отсекателя.

Принцип действия датчика погасания пламени аналогичен датчи-
ку тяги, только действует наоборот. Его биметаллическая пластина
крепится не внутри защитного кожуха, а на запальной горелке.

До розжига запальной горелки пластина находится от шарика-кла-
пана на расстоянии 3 мм и линия сброса датчика открыта. После роз-
жига запальной горелки датчик погасания пламени сработает. Свобод-
ный конец поднимется навстречу шарику-клапану и начнет подни-
мать его до тех пор, пока он не прижмется к внутренней кромке сквоз-
ного центрального отверстия корпуса датчика и загерметизирует
линию сброса датчика погасания пламени. Следует отметить, что ли-
ния сброса до этого момента была открыта, что обеспечивало нор-
мальную работу системы и проход газа через клапан-отсекатель на го-
релки.

Если пламя на запальной горелке погаснет, прекратится нагрев
сгиба биметаллической пластины, которая перестанет прижимать ша-
рик-клапан датчика погасания пламени, и он отойдет от седла.
Рис. 121. Клапан-отсекатель:

/ — штуцер подачи газа на запальник; 2 — седло; 3 — верхняя крышка, 4 — кожаная прокладка;
5 — клапан; 6 — запорное кольцо; 7, 16, 22 — гайки; 8, 11, 12, 15, 18 — прокладки; 9— корпус;
10—штуцер; 13— малая мембрана; 14— нижняя крышка; 17 — винт; 19— пружина;
20— пусковая кнопка; 21 — диафрагма; 23—поперечная пластина; 24 — большой диск;
25 — штуцер датчиков; 26 — малый диск; 27 — дыхательное отверстие; 28 — большая мембрана;
29—прижимное кольцо; 30 — выходной патрубок; 31—боковое сверление; 32 — дроссель;
33 — резиновое уплотнение; 34 — импульсная трубка. Полости: А — верхняя надмембранная,
Б—верхняя подмембранная, В — нижняя надмембранная, Г—нижняя подмембранная

В результате этих перемещений газ выйдет из импульсной линии и
из связанной с нею полости Г клапана-отсекателя А. Теперь рассмот-
рим устройство и принцип работы клапана-отсекателя (рис. 121).

Он является основным узлом автоматики безопасности, обеспечи-
вая прекращение подачи газа на основную и запальную горелки при
погашении пламени на запальной горелке, отсутствии или недоста-
точной тяге, аварийном падении давления газа и разгерметизации сис-
темы самой автоматики. Внутри клапана-отсекателя можно выделить
четыре полости (А, Б, В и Г). Полость А имеет верхнюю крышку, в ко-
торую вмонтирован штуцер I для трубки. Нижняя часть полости име-
ет горизонтально-ступенчатую перегородку с центральным отверсти-
ем диаметром 23 мм и бронзовым седлом диаметром 14 мм.

Клапан седла при отключении автоматики безопасности находит-
ся в закрытом состоянии. Шток клапана свободно перемещается в от-
верстии прилива корпуса, на нижнем конце штока между двумя регу-
лировочными гайками расположена малая мембрана.

Полость Б сверху имеет ступенчатую перегородку, а снизу — под-
вижную малую мембрану 13. В эту полость через штуцер 10 подается
газ, который при открытом клапане 5 через полость А направляется к
основной и запальной горелкам.

Полость В сверху ограничена малой мембраной 13 с диаметром ра-
бочей поверхности 56 мм, а снизу — большой мембраной 28 с диамет-
ром рабочей поверхности 80 мм. На большую мембрану сверху уста-
новлен дюралевый диск, а снизу закреплена прямоугольная пластина.
Полость В через дыхательное отверстие 27 связана с атмосферой,
вследствие чего в ней постоянно отсутствует избыточное давление.
Полость /"снизу заканчивается нижней крышкой клапана-отсекателя с
приваренным штуцером для подключения сбросной линии датчиков
тяги и погасания пламени. В центре крышки в специальном устройст-
ве на пружине имеется пусковая кнопка, закрытая резиновой диафраг-
мой для обеспечения герметичности полости Г. А теперь рассмотрим
принцип работы клапана-отсекателя.

В нерабочем положении клапана-отсекателя, когда закрыт кран на
подводящем газопроводе, в полостях А, Б, В и /"проходят следующие
процессы.

Полость А заполнена остатками бывшего в ней газа, через верхний
штуцер полость связана с запальной горелкой. В то же время полость
А отсоединена от полости Б, так как клапан плотно прилегает к своему
седлу. Полость Б также заполнена остаточным газом, который не про-
изводит избыточного давления, так как кран на подводящем газопро-
воде закрыт. Малая мембрана 13 под действием диска 26 занимает
крайнее нижнее положение.

В полости В давление всегда атмосферное, так как через дыхатель-
ное отверстие 27 полость связана с атмосферой. В полости /"также не
будет избыточного давления, так как газ в нее может поступать по им-
пульсной линии из полости Л. В то же время полость в нерабочем по-
ложении клапана-отсекателя постоянно связана по линии сброса с дат-
чиком погасания пламени. Перед розжигом горелок аппарата необхо-
димо убедиться, что система отопления заполнена водой, проверить
тягу в дымоходе, работу вентиляции, проветрить помещение и топоч-
ное пространство. Только после этого можно открыть кран на спуске
подводящего к аппарату газопровода. В это время полость Б заполня-
ется газом, а в остальных полостях клапана-отсекателя газ не появит-
ся, пока не будет нажата пусковая кнопка. Далее необходимо зажечь
бумажный жгут, открыть смотровой лючок, поднести жгут к запаль-
ной горелке и нажать пусковую кнопку. После чего газ поступает на
запальную горелку и воспламеняется от горящего жгута.

Пусковую кнопку 20 необходимо в течение минуты удерживать во
вдвинутом положении, чтобы клапан-отсекатель оказался в рабочем
положении. Нажатие пусковой кнопки приводит к тому, что давление
передается пластине 23 и мембране 28, затем через шток малой мем-
браны клапану основного прохода.

Вследствие перемещения клапана вверх полость А заполняется га-
зом, который далее из клапана-отсекателя направляется к закрытому
запорно-регулирующему крану и останавливается. После заполнения
полости А и создания в ней избыточного давления газ начинает также
поступать через штуцер 1 на запальную горелку и воспламеняется от
горящего жгута. Одновременно газ по импульсной трубке 34 через
дроссель 32 направляется в полость Г, откуда через штуцер нижней
крышки поступает к открытому клапану-шарику датчика погасания
пламени и выходит через него в помещение, где установлен аппарат (в
очень незначительных количествах). В это время полость Б заполнена
газом, малая мембрана находится в поднятом вверх положении, а по-
лость В, как и прежде, не содержит избыточного давления газа. Объем
полости остается почти без изменения, обе ее мембраны синхронно
смещаются вверх под действием пусковой кнопки. При этом полость Г
несколько увеличится в объеме за счет смещения большой мембраны
вверх под действием пусковой кнопки. Хотя в полость Г поступит газ
Из полости А по внешней боковой импульсной трубке, избыточного
давления не будет, так как газ беспрепятственно уходит по линии
сброса датчика погасания пламени. Но линия сброса датчика тяги гер-
метична, шарик-клапан датчика плотно прилегает к седлу. Спустя ми-
нуту после розжига запальной горелки биметаллическая пластина дат-
чика погасания пламени прогреется, ее свободный конец утопит ша-
рик-клапан внутрь насадка-стаканчика и прекратится свободный
сброс газа по линии этого датчика из полости Г. Герметизация линии
316
сброса из полости Г к датчику погасания пламени приведет к гермети-
зации полости, вследствие чего в ней возрастет избыточное давление
за счет постепенного проникновения газа через дроссель 32 и трубку
34 из полости А.

В свою очередь, возрастание давления газа в полости /"приведет к
следующим изменениям в состоянии элементов клапана-отсекателя: в
полости А будет избыточное давление и клапан будет находиться в
приподнятом положении. В полости Б малая мембрана будет нахо-
диться в верхнем положении под воздействием штока большой мем-
браны, тоже находящейся в верхнем положении. В полости В обе мем-
браны занимают максимальное верхнее положение, а сама полость бу-
дет заполнена воздухом под атмосферным давлением.

Полость Г будет заполнена избыточным давлением газа, посту-
пающим туда из полости А через дроссель 32 импульсной трубки 34, а
большая мембрана будет находиться в максимальном верхнем поло-
жении.

После этого можно отпустить пусковую кнопку и перевести ручку
запорно-регулирующего крана в открытое положение, что приведет к
подаче газа на основную горелку и ее воспламенению от горящей за-
пальной горелки. При срабатывании любого из датчиков погасания
пламени или тяги шарик-клапан датчика отходит от седла и обеспечи-
вает сброс газа из соединительной трубки и полости Г клапана-отсека-
теля в атмосферу. У датчика погасания пламени это происходит в том
случае, когда пламя запальной горелки не нагревает сгиб биметалли-
ческой пластинки. Это приводит к тому, что свободный конец пласти-
ны перестает прижимать к седлу шарик-клапан, который под действи-
ем отжимной пружины отходит от него и открывает проход для газа.

У датчика тяги при отсутствии или опрокидывании тяги продукты
сгорания выходят из топочного пространства и обтекают биметалли-
ческую пластину, которая нагревается и срабатывает, так как ее сво-
бодный конец отходит от клапана-шарика и открывает проход для га-
за.

Следует иметь в виду, что полость Г быстро теряет избыточное
давление газа. Это объясняется тем, что диаметр дросселя 32 на им-
пульсной трубке 34 гораздо меньше диаметра отверстия, через кото-
рое сбрасывается газ в датчиках. Изменение давления в полости /"сра-
зу сказывается на положении мембран. При падении давления газа в
полости Г большая мембрана смещается вниз, шток клапана основно-
го прохода вместе с малой мембраной также смещается вниз.
Это приводит к тому, что клапан основного прохода садится на
седло и прекращается проход газа на основную и запальную горелки,
т. е. срабатывает клапан-отсекатель.

Рассмотрим принцип работы автоматики регулирования отопи-
тельного аппарата. Основным элементом автоматики регулирования
является регулятор температуры, который устанавливают после кла-
пана-отсекателя и запорно-регулирующего крана. Он обеспечивает
поддержание температуры воды внутри бака АОГВ в заданных преде-
лах, прекращая подачу газа на основную горелку при повышении тем-
пературы воды сверх заданного предела и возобновляя подачу газа
при понижении температуры воды в баке.

По своей конструкции и принципу действия регулятор температу-
ры аналогичен терморегулятору, установленному на водонагревате-
лях типа АГВ-80.

Приводом регулятора температуры является латунная гильза и
ввинченный в ее конец инваровый стержень.

Гильза регулятора температуры вводится внутрь штуцера бака и
при нагреве воды в баке удлиняется в пределах 1 мм. Изменение дли-
ны гильзы вызывает соответствующие перемещения свободного кон-
ца инварового стержня, выходящего из гильзы внутрь корпуса регуля-
тора и упирающегося в нижний конец большого перекидного рычага.
При этом большой и малый рычаги, а также связывающая их пружина
находятся в динамическом равновесии.

Пока температура воды в баке не достигнет заданного предела,
длина гильзы будет минимальной, а давление инварового стержня на
конец большого рычага — максимальным.

В данном положении клапан регулятора температуры будет нахо-
диться в открытом состоянии. При нагреве воды до заданной темпера-
туры длина гильзы увеличится, давление инварового стержня на ниж-
нее плечо большого рычага прекратится, вследствие чего система ры-
чагов перекинется в противоположное положение, а клапан регулято-
ра, не испытывая давления выступа малого рычага, под воздействием
пружины опустится на седло и перекроет проход газа на горелку.

Аппарат отопительный газовый АОГВ-23, 2-1. Аппарат
отопительный газовый бытовой с водяным контуром АОГВ-23, 2-1
ГОСТ 20219-74 предназначен для водяного отопления жилых и
служебных помещений с теплопотерями до 19000 Вт (отопливаемая
площадь до 140—200 кв. м, в зависимости от климатических условий
местности).
Технические данные

Вид газа	Природный
	по ГОСТ 5542—78
Давление газа, Па (мм вод. ст.)	
номинальное	1274 (130)
минимальное	635 (65)
максимальное	1764 (180)
Номинальная тепловая мощность, Вт, (ккал/ч)	23260±2326 (20000±2000)
Номинальная тепловая мощность	
запальника горелки, Вт (ккал/ч), не более	410 (350)
Расход газа:	2,35
природного с плотностью 0,73 кг/м3  при давлении 1274 Па (130 мм вод. ст.) м3/ч, не более	
Разрежение в дымоходе, Па (мм вод. ст.)	
минимальное	2,94 (0,3)
максимальное	29,4 (3,0)
Герметичность газовых коммуникаций, запорного устройства, кла-	50
пана безопасности, клапана терморегулятора. Допускаемая утечка воздуха, см3ч, не более	
Время розжига, с, не более	40
Индекс оксида углерода, об. %, не более	0,03
Диапазон поддерживания температуры воды в теплообменнике, ° С	50—90
Колебания температуры воды от заданной, град	5
Коэффициент полезного действия аппарата (при непрерывной ра- боте), %, не менее	82
Тип горелки	инжекцион-
	ный
Вместимость бака, л	64
Диаметр резьбы на входном патрубе газопровода аппарата	g3/4
Расстояние от пола до осн входного патрубка газопровода, мм	758+5
Диаметр резьбы патрубков теплообменника	G2
Расстояние от пола до осн выходного патрубка теплообменника, мм	282±3
Расстояние от пола до конца выходного патрубка теплообменника,	101+5
мм	
Наружный диаметр присоединительного патрубка газоотводящего устройства, мм	135+2
Габаритные размеры, мм	
высота	980±5
ширина	420±5
глубина

Масса аппарата (без упаковки), кг, ие более

Остальные данные по ГОСТ 20219—74

Сведения о содержании цветных металлов:

алюминий—1,185 кг; медь — 0,93 кг, никель — 0,026 кг

480+5

48

Устройство аппарата

Аппарат (рис. 122) выполнен в виде напольного шкафа цилиндри-
ческой формы, лицевая сторона которого закрыта дверкой, обеспечи-
вающей доступ для запуска аппарата в работу и регулирования режи-
мов отопления.

Аппарат состоит из следующих основных частей: вертикально-ци-
линдрического резервуара с теплообменником внутри, блока автомати-
ки, горелочного устройства, узла «сильфон-термобаллон», датчика тягиг
с проводом, прерывателя тяги, термопары, запальника, основания.

Резервуар аппарата стальной, штампованный, сварной, с трубами
подвода и отвода воды, патрубком для установки термометра и флан-
цами для установки блока автоматики 6.

В нижней части резервуара находится топка, имеется окно для роз-
жига и наблюдения за процессом горения.

В резервуар вварены три секции стального штампованного тепло-
обменника.

Наружная поверхность резервуара покрыта светлой эмалью. Для
удержания дверки в закрытом положении установлен пружинный за-
пор.

Горелочное устройство состоит из радиальной инжекционной ли-
той чугунной горелки 10, смесителя, регулятора воздуха 13 и поддона,
предохраняющего пол под аппаратом от перегрева. Горелочное уст-
ройство закреплено на основании.

Блок автоматики 6 представляет собой электромеханическое уст-
ройство и состоит из корпуса блока, внутри которого находятся клапа-
ны и система рычагов, электромагнита, и служит для подачи газа к за-
пальнику и горелке, регулирования температуры воды и автоматиче-
ского отключения подачи газа при: погасании запальника; падении
давления газа в сети ниже допустимого или прекращении подачи газа;
отсутствии тяги в дымоходе.

Тягопрерыватель стальной штампованный состоит из корпуса и
дверки, предназначен для автоматической стабилизации величины
320
разрежения в топке аппара-
та, то есть уменьшения
влияния колебания величи-
ны разрежения в дымоходе
на тягу в топке аппарата.

При нормальной тяге
через имеющиеся зазоры
между дверкой и корпусом
тягопрерывателя происхо-
дит незначительный подсос
внешнего воздуха из поме-
щения в дымоход.

В случае появления
чрезмерно высокого разре-
жения в дымоходе дверка
отклоняется внутрь тяго-
прерывателя, увеличивая
тем самым подсос внешнего
воздуха, непроходящего че-
рез топку в дымоход.

Автоматика по тяге со-
стоит из датчика тяги 2 (см.
рис. 122), укрепленного на
крышке бака, и привода 3,
соединяющего датчик тяги
с электромагнитом.

При нормальном разре-
жении в дымоходе продук-
ты сгорания проходят в ды-
моход, минуя датчик тяги,
контакты датчика тяги замк-
нуты.

При отсутствии тяги в
дымоходе продукты сгора-
ния частично попадают на
биметаллическую пластину

Рис. 122. Устройство аппарата АОГВ-23,2-1:

1 — тягопрерыватель, 2 — датчик тяги, 3 — провод
датчика тяги, 4 — кнопка пусковая, 5 — дверка, 6 —
блок автоматики, 7 — гайка регулировочная, 8 — кран,
9 — резервуар, 10 — горелка, 11 — термопара, 12 — за-
пальник, 13 — регулятор воздуха, 14 — основание, 15 —
труба подвода воды, 16 — теплообменник, 17 — труба
подвода газа, 18 — узел «сильфои-термобаллон»,
19 — труба отвода воды, 20 — дверка тЯГопрерывателя

датчика тяги и нагревают ее.

Нагреваясь, пластина изгибается и контакты размыкаются, разрывая
тем самым электрическую цепь «термопара — обмотка электромагни-

та— датчика тяги».
Рнс. 123. Блок автоматики:

1 — пусковая кнопка, 2 — шток электромагнита, 3 — якорь, 4 — сердечник, 5 — гайка накидная
термопары, 6 — обмотка, 7 — седло верхнее, 8 — клапан, 9— пружина, 10 — седло нижнее,
11 — клапан нижний, 12 — сильфон, 13 — регулировочная гайка, 14 — шкала настройки,
15— шайба уплотнительная, 16 — шток, 17 — рычаг, 18 — корпус блока, 19— диафрагма
клапана, 20 — мембрана, 21 — накидная гайка провода датчика тяги, 22 — штуцер электромагнита

Сердечник размагничивается и якорь 3 (см. рис. 123) под действи-
ем пружины, находящейся под клапаном 8, отходит от сердечника и
клапан 8 прижимается к седлу 7, закрывая доступ газа к запальнику и
горелке.

Если при горящем запальнике сердечник не удерживает якорь в
нижнем положении, нужно отсоединить провод от электромагнита и
навернуть на штуцер электромагнита гайку контрольную.

Если после этого якорь удерживается сердечником в нижнем по-
ложении— дефект в контактах датчика.
Произвести зачистку контакта в экранированном проводе и датчи-
ке тяги.

Возможные неисправности и методы их устранения

Возможные неисправности и методы их устранения указаны в табл. 28.

Таблица 28

№ п.п.	Наименование неисправности, внешнее прояв- ление и допол- нительные при- знаки	Вероятная при- чина	Метод устранения	Примечание
1	Нажатием на пусковую кнопку не уда- ется разжечь запальник, пламя на за- пальнике гас- нет, открыва- ется	Закрыт край перед аппара- том  Инжектор- ные отверстия запальника за- сорены  Давление газа ниже 635 Па (65 мм вод. ст.)  Наличие в помещении сильных сквозняков, приводящих к отрыву пламе- ни на запаль- нике	Откройте кран  Прочистите инжек- торные отверстия  Сообщите в управле- ние газового хозяйства  Устраните илн умень- шите сквозняк	
2	При отпус-	Окисление	Отверните накидные	Во избежа-
	кании пуско-	припоя на кон-	гайки термопары и про-	ние разруше-
	вой кнопки	тактах в мес-	вода датчика тяги, под-	ния	пайки
	(после удер-	тах соедине-	соединенные к штуце-	контактов тер-
	жания ее не	ния электро-	рам электромагнита, за-	мопары, элек-
	менее минуты	магнита с тер-	чистите мелким наждач-	ромагнита и
	при горящем	мопарой,	ным полотном контакты	провода не за-
	запальнике)	проводом дат-	до блеска (снять оксид-	тягивайте
	пламя запаль- ника гаснет (якорь элек- тромагнита не удерживается сердечником)	чика тяги	ную пленку). Наверните накидные гайки термо- пары н провода датчика тяги на штуцера элек- тромагнита	сильно накид- ные гайки при навертывании их на штуцера электромагни- та
Рис. 124. Схема подключения блока автоматики:

J — резервуар, 2 — основная горелка, 3 — запальник, 4 — термопара,
«сильфон-термобаллон», 6 — датчик тяги, 7 — электромагнит

5 — узел

При обратной тяге поступающий сверху воздух отклоняет дверку
наружу и воздух из дымохода выходит через зазор между дверкой и
корпусом тягопрерывателя в помещение, не попадая в топку.

Для успешной работы дверка должна легко (от слабого дуновения
на нее) вращаться на оси.

Электромагнит совместно с системой клапанов, находящихся
внутри корпуса блока автоматики, предназначен для обеспечения по-
дачи газа к запальнику, горелке и автоматического прекращения пода-
чи газа к запальнику и горелке при погасании пламени запальника или
срабатывании датчика тяги.

Газ по газопроводу поступает в полость корпуса блока автомати-
ки, расположенную над седлом 7 (рис. 123).

При нажатии до отказа пусковой кнопки 1 якорь 3 прижимается к
сердечнику, а клапан 8 прижимается к седлу 10, перекрывая доступ га-
за на горелку, и газ поступает только к запальнику.

При зажженном запальнике пламя его нагревает конец термопары
и ток (термоЭДС термопары, спай которой помещен в пламени запаль-
324
Рис. 125. Схема настройки автоматики
регулирования температуры воды:

1 — шкала настройки, 2 — винт, 3 — гайка
регулировочная

запальнику и горелке.

ника) по проводам подается на об-
мотку сердечника и намагничива-
ет его.

При отпускании пусковой
кнопки 1 сердечник удерживает
якорь 3, который через шток 2
удерживает клапан 8 в промежу-
точном положении, открывая дос-
туп газа к запальнику и горелке.

При погасании запальника (в
случае прекращения подачи газа,
падения давления газа ниже до-
пустимого или задувания пламе-
ни) спай термопары остывает, те-
рмоЭДС исчезает, якорь 3 под
действием пружины, находящейся
под клапаном 8, отходит от сер-
дечника и клапан 8 прижимается к
седлу 7, закрывая доступ газа к

Автоматика регулирования температуры воды (см. рис. 123) со-
стоит из узла «сильфон — термобаллон», установленного внутри бака
аппарата, и системы рычагов, расположенных в блоке автоматики, и
клапана 11.

При нагреве воды в баке выше заданной температуры керосин, за-
ключенный внутри системы «сильфон — капиллярная трубка — тер-
мобаллон», начинает расширяться, ни термобаллон, ни капиллярная
трубка расширению не поддаются. Увеличить объем системы может
только сильфон за счет растягивания «гармошки». Вместе с ней под-
нимается вверх и шток 16, который своим верхним концом нажимает
на рычаг Z7 до положения «Малый огонь».

При остывании воды в баке керосин уменьшается в объеме, «гар-
мошка» сильфона сжимается, шток 16 опускается, рычаг 17 возвраща-
ется на свое место, клапан 11 опускается вниз и увеличивает подачу
газа к горелке.

На корпусе блока закреплена шкала настройки и гайка регулиро-
вочная 13, вращая которую можно настраивать автоматику на темпе-
ратуру от 50 до 90° С.

Эта перемена температуры вызывается перемещением сильфона
вместе со штоком 16 вверх (вниз) при вращении гайки регулировочной.
4

Рис. 126. Аппарат отопительный
газовый бытовой с водяным

контуром:

/ — корпус, 2 — блок газовый, 3 — ав-

томатика регулирования и безопасности





«Арбат-1», 4 — ручка терморегулятора,
5 — пусковая кнопка, 6 — выключающая

кнопка, 7 — теплообменник, 8 — уст-

ройство газоотводящее, 9 — горелка ос-
новная, 10 — горелка запальная, II —

газопровод, 12 — коллектор, 13 — пат-

рубки для воды, 14 — патрубок для газа,



15 — крышка

При настройке, вращая гайку регулировочную, нужно совместить

верхний край гайки с риской шкалы в ее средней части. Например, для



получения температуры воды 70° С верхний край гайки должен быть

совмещен с риской (рис. 125).

После нагрева воды до температуры, соответствующей настройке,

подача газа к горелке автоматически уменьшается, и она переходит на
режим «Малый огонь».

В эксплуатации находятся и другие разновидности водонаг-
ревателя АОГВ. На рис. 126 показаны принципиальная схема и разрез
узла водонагревателя АДГВ-20-1-9.

Аппарат отопительный газовый бытовой с водяным контуром
АОГВ-29-1. Аппарат предназначен для отопления жилых и служеб-
ных помещений, оборудованных системой водяного отопления.

Аппарат представляет собой закрытый корпус 1, внутри которого
располагаются: блок газовый 2 с подсоединенным к нему блоком ав-
томатики регулирования и безопасности «Арбат-1», 3, имеющий
ручку терморегулятора 4, пусковую кнопку 5 и выключающую кноп-
ку 6.
Патрубки 13 для подсоединения аппарата к водяным коммуника-
циям находятся сбоку. Патрубок коллектора 14 для подсоединения ап-
парата к газопроводу находится сзади. Подсоединение аппарата к ды-
моходу производится сверху через отверстие в крышке 15.

На передней стенке аппарата имеется окно для наблюдения за пла-
менем оснрвной и запальной горелок.

Автоматикой регулирования к безопасности «Арбат-1» обеспечи-
вается:

подача газа на запальную и основную горелку посредством нажа-
тия пусковой кнопки; отключение подачи газа в аппарат при погаса-
нии пламени запальной горелки или нарушение тяги в дымоходе;
мгновенное отключение подачи газа в аппарат нажатием выключаю-
щей кнопки; поддержание температуры в отапливаемом помещении в
заданных пределах путем автоматического непрерывного регулирова-
ния расхода газа на основную горелку в зависимости от температуры
воды от 50 до 90° С в системе отопления или в зависимости от темпе-
ратуры воздуха в помещении;

автоматический перевод основной горелки на режим «Малое пла-
мя» при достижении заданной температуры;

автоматическое выключение основной горелки в режиме «Малое
пламя» при повышении температуры сверх заданной или при закипа-
нии воды в теплообменнике аппарата;

ручное выключение газа на основной горелке при работающей за-
пальной горелке;

регулирование нагрева воды производится ручкой терморегулято-
ра, регулирующей подачу газа.

Подготовка аппарата к работе. Аппарат поставляется для рабо-
ты на природном газе давлением 1274 Па (130 мм вод. ст.).

Аппарат устанавливается на кухне или в другом помещении, удов-
летворяющем требованиям действующих «Правил безопасности в га-
зовом хозяйстве».

Помещение, где устанавливается аппарат, должно иметь свобод-
ный доступ воздуха извне и вентиляционную вытяжку; температура в
помещении должна быть не ниже + 5° С.

Работы по установке аппарата, подключению и пуску и инструк-
таж владельца должны производиться работниками эксплуатацион-
ной организации газового хозяйства или организации, выполняющей
ее функции по проекту, разработанному потребителем (по действую-
Рис. 127. Схема системы отопления:

1 — сигнальная труба, 2 — главный стояк, 3 — расши-
рительный бак, 4 — аппарат, 5 — радиатор, 6 — трубопровод
обратной воды, 7 — сливиая магистраль, 8 — подпиточный
водопровод

щим правилам и нор-
мам) в соответствии с
требованиями «Правил
безопасности в газовом
хозяйстве» и утверж-
денному местным уп-
равлением газового хо-
зяйства.

На газоподводящей
трубе перед аппаратом
должен быть установлен
газовый кран, перекры-
вающий доступ газа к
аппарату.

Аппарат присоеди-
няется к системе водяно-
го отопления (рис. 127).

Подводка трубопро-
водов обратной воды и
главного стояка произ-
водится с левой или пра-
вой стороны теплооб-
менника.

Соединительные муф-
ты трубопроводов должны быть точно подогнаны к месту расположе-
ния входных штуцеров аппарата. Присоединение не должно сопровож-
даться взаимным натягом, перекосом труб и узлов аппарата, что может
вызвать потерю герметичности теплообменника, подводящих трубо-
проводов или поломку узлов аппарата. Неиспользуемые штуцеры глу-

шатся заглушками.

Устройство дымохода должно соответствовать требованиям дей-
ствующих «Правил безопасности в газовом хозяйстве».

Дымоход, к которому подключается аппарат, должен быть чис-
тым, свободно пропускать продукты сгорания и быть не менее 3,5 м.
Диаметр дымоотводящей трубы должен соответствовать диаметру га-
зоотводящего устройства аппарата. Не следует делать на дымоотводя-
щей трубе большой длины горизонтальные участки, малый радиус из-
гиба или под прямым углом. При подсоединении аппарата к дымоходу
должны выполняться требования пожарной безопасности.
Рис. 128. Схема подключения аппарата к дымоходу
и газопроводу:

1 — газовый кран, 2 — газоподводящая труба, 3 — дымо-
отводящая труба, 4 — аппарат

Порядок работы
аппарата. Для вклю-
чения аппарата необ-
ходимо: проверить за-
полнение системы
отопления и аппарата
водой; при появлении
воды из сигнальной
трубы закрыть вен-
тиль на водопроводе;
проверить наличие
тяги в дымоходе, под-
неся зажженную
спичку к отверстию
щитка горелки за-
пальной, — при нали-
чии тяги пламя спич-
ки втягивается в это
отверстие; открыть
кран газовый на газо-
проводе перед аппа-
ратом; повернуть руч-
ку терморегулятора
до упора в положение
«Выкл.», нажать на

кнопку «Пуск» и зажечь спичкой через смотровое окно запальную го-
релку. Кнопку удерживать в нажатом состоянии 10...60 с, пока не про-
греется термопара и клапан будет удерживаться в открытом положе-
нии магнитной пробкой. Отпустить кнопку «Пуск» — запальная го-
релка должна гореть.

При первом включении и длительных перерывах в работе запаль-
ная горелка может не гореть из-за наличия воздуха в трубках — необ-
ходимо удерживать кнопку нажатой 2—3 мин и повторить зажигание.

После зажигания запальной горелки необходимо повернуть ручку
терморегулятора на отметку 4 — основная горелка включается на
полную мощность. Затем ручка терморегулятора устанавливается на
необходимую «цифру, определяющую нагрев воды до соответствую-
щей температуры.

Для выключения аппарата необходимо: повернуть ручку терморе-
гулятора до отказа в положение «Выкл.»; нажать на кнопку «Стоп»;
закрыть кран газовый на газопроводе перед аппаратом; слить воду из
аппарата и системы отопления (при опасности ее замерзания).

Техническое обслуживание. Наблюдение за работой аппарата
возлагается на владельца, который обязан содержать его в чистоте и
исправном состоянии. Техническое обслуживание и ремонт неисправ-
ного аппарата производится квалифицированными работниками экс-
плуатационной организации газового хозяйства в соответствии с ин-
струкцией, утвержденной в установленном порядке.

Для обеспечения нормальной работы аппарата необходимо раз в
три месяца производить профилактический осмотр и регулировку ап-
парата и раз в шесть месяцев — планово-предупредительный ремонт.
Профилактический осмотр и смазку производить в соответствии с таб-
лицей перечня выполняемых работ при профилактическом осмотре.

На летнее время система отопления заполняется водой, а перед на-
чалом отопительного сезона тщательно промывается путем двух-
трехкратного заполнения и спуска воды.

Перед началом отопительного сезона проводится проверка и чист-
ка дымохода от сажи, проверяется отсутствие сажи в дымоотводящей
трубе, пыли и мусора под аппаратом.

В процессе эксплуатации проверяется заполнение системы ото-
пления водой по наличию воды в расширительном бачке. При необхо-
димости производится доливка в< ды в бачок.

Таблица 29. Перечень выполняемых работ при профилактическом
осмотре

№ п/п	Наименование работ	Периодичность выполнения работ	Примечание
1.	Разборка и смазка газовых кранов	По мере необходимости, но не реже 1 раза в 6 мес.	
2.	Прочистка сопла	То же	
3.	Проверка плотности всех га-	По графику техническо-	
	зовых коммуникаций на герме- тичность	го обслуживания	
4.	Проверка работы автоматики безопасности по тяге	То же	
5.	Проверка работы терморегу- лятора	По графику техническо- го обслуживания	
6.	Проверка и прочистка фильт- ра газа	То же	
7.	Проверка тяги в дымоходе	При каждом посещении по графику технического обслуживания	
8.	Замена мелких деталей	По мере необходимости	
Таблица 30. Возможные неисправности н методы их устранения

№ п/п	Наименование неис- правностей	Причина	Метод устранения
1.	При зажигании электромагнитный клапан не удерживает- ся в открытом положе- нии, после опускания пусковой кнопки за- пальная горелка гаснет	1.	Термопара не попадает в пламя за- пальной горелки  2.	Отсутствие кон- такта в цепи термопа- ры  3.	Неисправна тер- мопара, сгорел ее го- рячий спай  4.	Неисправен узел электромагнитного клапана	1.	Отрегулировать поло- жение термопары и запаль- ной горелки  2.	Отвернуть ключом штуцер термопары из блока автоматики, зачистить мел- ким наждачным полотном контакты. Присоединить термопару. Проверить ЭДС термопары  3.	Заменить термопару, запрещается заклинивание или подвязывание пусковой кнопки электромагнитного клапана  4.	Заменить магнитную пробку клапана
2.	При иажатии пус- ковой кнопки запаль- ная горелка не зажи- гается или горит сла- бо, пульсирующим пламенем	1.	Засорено сопло запальной части го- релки  2.	Засорен дрос- сель в блоке автома- тики  3.	Отсутствует по- дача газа нужного давления  4.	Негерметич- ность штуцеров и трубок запальной го- релки	1.	Прочистить сопло за- пальной горелки  2.	Отвернуть винт на крышке блока и прочистить отверстие  3.	Проверить открытие за- порных кранов на вводе га- зопровода в здание  4.	Проверить и устранить негерметичность
3.	Т ерморегул ирую- щий клапан не уменьшает и не вы- ключает подачу газа на горелку	1. В термосистеме терморегулятора появилась утечка термостатической жидкости	1. Заменить неисправную термосистему и произвести настройку терм орегулятора
4.	Пламя основной горелки и запальника гаснет	1. Тяга дымохода недостаточна. Дымо- ход не обеспечивает отвод продуктов сго- рания	1. Отремонтировать ды- моход в соответствии с пра- вилами ремонта дымоходов
№ п/п	Наименование неис- правностей	Причина	Метод устранения
5.	Проскок пламени на сопло. основной горелкн нлн пульса- ция пламени	Давление газа ни- же допустимого	Сообщить работникам конторы «Горгаз» нлн орга- низации, выполняющей ее функции
6.	Пусковая нлн вы* ключающая кнопки после нажатия под* нимаются не полно- стью	Загрязнена смазка штока	Удалить пыль и грязь и смазать штоки машинным маслом

Автоматика «Арбат». Является автономной термометрической
системой регулирования и безопасности, предназначенной для уста-
новки на бытовых газовых отопительных и водонагревательных при-
борах, работающих на сетевом и сжиженном газе. Автоматика осуще-
ствляет контроль наличия тяги в дымоходе и пламени на горелках, а
также регулирование тепловых процессов при отоплении помещения.

Автоматика рассчитана на эксплуатацию при температуре воздуха
от —15 до + 50° С. При этом предел и точность регулирования темпе-
ратуры воды (40—90)±5°С, воздуха (10—35)±2° С.

Изготовляется Таганрогским заводом «Красный Гидропресс» в
нескольких исполнениях.

Таблица 31.

Обозначение конструктор- ской доку- ментации	Исполнение	Назначение	Наличие составной части	
			клапан байпаса	датчик тягн
5104-00.000	АРБАТ-1	Для аппаратов с водяным контуром	+	+
-01	АРБАТ-1А	Для аппаратов конвектив- ного типа	+	+
-02	АРБАТ-1Б	Для аппаратов с водяным контуром	—	+
-03	АРБАТ-1 АБ	Для аппаратов конвектив- ного типа	—	+
-04	АРБАТ-11	Для аппаратов с водяным контуром	+	—
-05	АРБАТ-1 А1	Для аппаратов конвектив- ного типа	+	—
Обозначение конструктор- ской доку- ментации	Исполнение	Назначение	Наличие составной части	
			клапан байпаса	датчик тяги
-06	АРБАТ-1Б	Для аппаратов с водяным контуром	—	—
-07	АРБАТ-1 АБ 1	Для аппаратов конвектив- ного типа	—	—

Технические	данные
1. Вид газа	природный сетевой ГОСТ 554287 н СУГ ГОСТ 20448—80
2.	Номинальное давление сетевого газа  3.	» » СУГ  4.	Инерционность срабатывания:	130—200 мм вод. ст. 300 »
прн включении	  при погасании пламени	  прн нарушении тяги	  5. Пределы регулирования температуры воды	не более 60 с.  не более 30 с не менее 10 с н не более 60 с  (40—0)±5° С
воздуха	  6. Масса	(10—35)±2°С не более 1,5 кг

Устройство автоматики «Арбат». Внешний вид и внутреннее
устройство показаны на рис. 129—130.

Снаружи блока размещены органы управления: кнопка, выклю-
чающая автоматику, кнопка пусковая, ручка терморегулятора, капил-
лярная трубка с термобаллоном, термопара, датчик тяги, регулировоч-
ный винт расхода по байпасной линии.

Внутри корпуса монтируются следующие узлы: фильтр, клапан
электромагнитный, электромагнит с обмоткой, клапан блокировоч-
ный, дроссель (Д 0,6 ± 0,06 мм. Для СУГ устанавливается дополни-
тельная игла), распределительная камера, байпасная линия, клапан
байпаса с пружиной, клапан терморегулирующий, рычаг, подпружи-
ненный шток, сильфон, винт настройки.

Принцип работы

По принципу действия автоматика относится к термоэлектриче-
ским манометрическим системам прямого действия. На газовых аппа-
ратах система выполняет следующие функции.
Рис. 129. Внешний вид автоматики:

1 — блок автоматики, 2 — кнопка выключающая, 3 — кнопка
пусковая, 4 — ручка терморегулятора, 5 — термопара,
6 — термобаллои, 7 — датчик тяги

1.	Обеспечивает
подачу газа на запаль-
ную и основную го-
релки посредством
ручного управления.

2.	Ручное отклю-
чение подачи газа на
основную горелку
при работающей за-
пальной горелке.

3.	Автоматически
отключает подачу га-
за при погасании пла-
мени запальника ил»
нарушении тяги вды
моходе.

4.	Обеспечива!

мгновенное отключе
ние подачи газа в ап
парат нажатием вы
ключающей кнопки.

5.	Поддерживав'

температуру в отапливаемом помещении в заданных пределах путе»
автоматического непрерывного регулирования расхода газа на основ
ную горелку в зависимости от температуры воздуха в помещении,

6.	Автоматически обеспечивает перевод основной горелки на ре
жим «Малое горение» при достижении заданной температуры.

7.	Обеспечивает автоматическое отключение основной горелки 1
режиме «Малое пламя» при повышении температуры сверх заданно!
или закипании воды в теплообменнике. (Кроме 1Б и 1АБ).

Перед началом работы необходимо: проверить тягу и наличие во
ды через расширительный бачок, перевести ручку терморегулятора ш
отметку «О», что приведет к закрытию терморегулирующего клапана
открыть кран на опуске, нажать пусковую кнопку — при этом вначале
закрывается блокировочный клапан и при дальнейшем нажатии от-
крывается Э.М.К.

Через дроссель газ поступает в камеру распределения, а затем к за,
пальнику, где газ поджигается. После выдержки пусковой кнопки в те-
чение 10—60 с термопара прогревается в пламени запальника и выра-
334
Рнс. 130. Автоматика емкостных водонагревателей «Арбат»:

1 — блок, 2 — кнопка включающая, 3 — кнопка пусковая, 4 — ручка терморегулятора, 5 — винт,
6 — винт байпаса, 7—винт настройки, 8— муфта, 9—сильфон, 10— клапан байпаса,
И — клапан терморегулирующий, 12 — рычаг, 13 — фильтр, 14, IS — клапан электромагнитный,
16—клапан блокировочный, 17 — камера распределительная, 18— дроссель, 19— игла,
20 — электромагнит

батываемая ею ЭДС будет достаточной для удержания Э.М.К. в от-
крытом положении.

При отпускании пусковой кнопки вместе с ней поднимается бло-
кировочный клапан, открывая подачу газа к терморегулирующему
клапану и основной горелке. В терморегулирующем клапане А1 и
А1А предусмотрен клапан-байпас, который с помощью ручки термо-
регулятора выполняет функцию ограничения заданной температуры
сверх установленной.

При закрытом терморегулирующем клапане газ проходит по бай-
пасной линии через байпасный клапан и поступает к основной горел-
ке, которая загорается и работает в режиме «Малое пламя».

Для открытия терморегулирующего клапана ручку терморегуля-
тора устанавливают на одну из цифр против отметки корпуса, чем дос-
тигается определенная степень открытия клапана — зазор между сед-
лом и уплотнителем клапана. При проходе газа через терморегули-
рующий клапан основная горелка переходит в режим «Нормальная ра-
бота». После пуска прибора необходимо вторично проверить тягу.

При нагреве термобаллона термостатическая жидкость расширя-
ется и перетекает по капилляру в сильфон, который расширяется и пе-
ремещает вниз подпружиненный шток, взаимодействующий с рыча-
гом. Увеличенное посредством рычага перемещение сильфона вызы-
вает перемещение терморегулирующего клапана на закрытие -— пода-
ча газа на основную горелку уменьшается. Температура воды
снижается, а значит, сильфон сжимается, и соответственно, система
срабатывает на открытие терморегулирующего клапана с увеличени-
ем подачи газа.

Если же при срабатывании системы терморегулирования для под-
держания заданной температуры произошло полное закрытие клапа-
на, то, как уже указывалось выше, горелка работает в режиме «Малое
пламя». Если при этом режиме работы температура воды продолжает
возрастать сверх заданного значения, то дальнейшее воздействие на
подпружиненный шток со стороны сильфона вызывает срабатывание
клапана байпаса — мгновенно со щелчком, что приводит к полному
прекращению работы основной горелки.

В исполнении А-1Б и А-1 АБ режим «Малое пламя» автоматически
не выключается и (отсутствует клапан байпаса), расход газа регулиру-
ется винтом байпаса.

Срабатывание автоматики в аварийном режиме происходит: при
погасании пламени запальника, при нарушении тяги.

При погасании пламени запальной горелки охлаждается термопа-
ра, срабатывает Э.М.К. и прекращается подача газа.

При отсутствии тяги или ее нарушении биметаллический диск дат-
чика тяги нагревается от теплоты продуктов сгорания, прогибается и
открывает клапан (сопло), сбрасывающий газ из распределительной
камеры, что приводит к погасанию запальника и срабатыванию
Э.М.К.

Мгновенное прекращение подачи газа на основную и запальную
горелки производится нажатием на выключающую кнопку. При этом
шток клапана перемещается вниз, действует на рычаг, который, пре-
одолевая притяжение сердечника к якорю, поднимает Э.М.К. вверх,
последний срабатывает и прекращает подачу газа.

Не допускается:
одновременное нажатие пусковой и выключающей кнопки, что
приводит к выводу из строя последней;

эксплуатация автоматики, если ход пусковой кнопки в обратную
сторону затруднен или неполный.

Система терморегулирования.- Ручка терморегулятора имеет 6
положений. Каждое деление для аппаратов с водяным контуром соот-
ветствует 10° С (40—90°)±5° С, для конвективных аппаратов —5°С
(10—35°)±2°С.

Регулировка терморегулятора: закрыть кран на опуске; отвер-
нуть левый нижний винт контрольного штуцера и присоединить к не-
му У-образный манометр; включить автоматику и поставить ручку
терморегулятора на отметку «4», отвернуть винты крепления, снять
ручкуконтролировать температуру в теплообменнике по встроенному
термометру. С помощью крана на стояке установить по манометру но-
минальное давление (Рном), винтом настройки обеспечить нагрев воды
до 70° С, после чего должен сработать терморегулирующий клапан и
горелка перейти в режим «Малое горение». Надеть ручку на винт на-
стройки, чтобы отметка «4» совпала с отметкой на корпусе блока.

Конвективные аппараты настраиваются аналогично.

Регулировка количества газа, проходящего по байпасу: отвер-
нуть нижние винты контрольного штуцера и присоединить к каждому
по У-образному манометру; включить автоматику; включить основ-
ную горелку и перевести ручку терморегулятора в сторону меньших
цифр, чтобы горелка перешла в режим «Малое горение»; отверткой
вращать винт байпаса и установить требуемый режим горения (при
вращении по часовой стрелке пламя должно уменьшаться); поворотом
ручки крана на стояке отрегулировать выходное давление по маномет-
ру при Рвх „ин. 65 мм вод. ст. для сетевого газа и 200 мм вод. ст. для
СУГ, при этом на всех огневых отверстиях горелки должно быть ус-
тойчивое пламя.

Проверка герметичности терморегулирующего клапана:

1.	Вывернуть левый винт и присоединить к контрольному штуцеру
У-образный манометр.

2.	Вывернуть штуцер запальной горелки и заглушить его техноло-
гической пробкой.

3.	Вывернуть штуцер термопары и подать на магнитную пробку
постоянное напряжение 2,5 В.

4.	Повернуть ручку терморегулятора до отказа в положение «0».

5.	Открыть кран на опуске, нажать и отпустить пусковую кнопку,
запомнить показания манометра.
6.	Закрыть кран на опуске и повернуть ручку терморегулятора в
рабочее положение, при этом давление на манометре должно упасть
до «О».

7.	Закрыть терморегулирующий клапан, открыть кран на стояке и
запомнить показания манометра.

8.	Закрыть кран на стояке, в течение 5 мин падение давления долж-
но быть не более 10 мм вод. ст.

Восстановить рабочее состояние блока.

Таблица 32. Возможные неисправности н их устранение

Неисправность	Причины	Устранение
1. При розжиге горелки	Термопара ие попадает	Отрегулировать поло-
Э.М.К. ие удерживается в	в пламя горелки	жение термопары
открытом положении, по-	Отсутствует контакт в	Вывернуть термопару,
еле опускания пусковой кнопки запальник гаснет	цепи термопары  Неисправна термопара, сгорел ее горячий спай  Неисправен узел Э.М.К.	проверить и зачистить контакты, проверить ЭДС (10—30 мВ)  Заменить термопару  Заменить магнитную пробку
2. При нажатии пуско- вой кнопки запальная го-	Засорено сопло запаль- ной горелки	Прочистить сопло
релка не загорается	Открыто сопло датчика тяги  Негерметичность шту- церов н трубок датчика и запальной горелки	Проверить датчик и за- менить новым  Устранить негерметич- ность
3. Терморегулирующий	Утечка термоствтиче-	Заменить неисправную
клапан ие уменьшает и не выключает подачу газа на горелку	ской жидкости	термоснстему н произве- сти настройку терморегу- лятора
4. Пусковая илн выклю- чающая кнопки после на- жатия не поднимаются полностью	Загрязнен шток	Удалить пыль, грязь н смазать шток машинным маслом

9.7.	Печные газовые горелки и местные отопительные
приборы

Печные газовые горелки. При переводе дровяных печей на газо-
вое топливо применяют газовые печные горелки. Для установки газо-
вых горелок необходимо, чтобы в стенках отопительных печей не бы-
338
ло швов, трещин и пустот, через которые могли бы попадать в поме-
щение продукты сгорания газа. Помещение, в которое выходит дверца
печи, должно иметь окно с форточкой и вентиляционный канал. Го-
релки монтируют в топочном пространстве, а щиток укрепляют в рам-
ке дверцы.

В современных печных горелках применяется универсальная ав-
томатика безопасности УАБ, контролирующая наличие разрежения в
топке и пламени через единый пневмоблок клапана-отсекателя.

Рассмотрим устройство и принцип работы печных горелок на при-
мере одной из наиболее распространенных современных конструкций
горелочных устройств типаУГОП-П-16-У-АБТП. Горелочное устрой-
ство состоит из следующих узлов: горелки из двух огневых насадков,
регуляторов подачи воздуха и сопел; запальной горелки; автоматики
безопасности УАБ; запорно-регулировочного крана; газового коллек-
тора; рамки; фронтального щитка, на котором смонтированы узлы га-
зогорелочного устройства; отражательного устройства, предотвра-
щающего нагрев и деформацию фронтального листа.

Запорно-регулирующий кран служит для подачи газа на основные
насадки и регулирования теплопроизводительности горелки. На
фронтальном щитке имеется смотровой лючок, через который разжи-
гается запальная горелка и наблюдается процесс сжигания газа.

На рис. 131 показаны запальная горелка и датчик погасания пламе-
ни. Запальная горелка представляет собой стальную трубку длиной
200 мм и толщиной 1 мм. Конец запальной горелки, расположенный
между насадками основной горелки, заварен, а другой конец имеет
резьбу, на которую навинчен стальной корпус сопла 27. Внутри кор-
пуса на резьбе закреплено латунное сопло 26 с внутренним отверсти-
ем 2 мм, на выходе диаметр отверстия уменьшается до 1 мм. Это необ-
ходимо для обеспечения разрежения в предсопловом пространстве,
чтобы первичный воздух, подсасываемый через четыре боковых от-
верстия 25 диаметром по 3 мм, равномерно перемешивался со струей
газа и образовывал готовую газовоздушную смесь.

К наружной резьбе корпуса сопла с помощью накидной гайки кре-
пится трубка, ведущая к штуцеру автоматики УАБ.

Готовая газовоздушная смесь выходит в топочное пространство
через отверстия диаметром 1 мм. При этом два отверстия, располо-
женные под биметаллической пластиной, имеют диаметр 1,5 мм, что
обеспечивает необходимый прогрев сгиба пластины.

Биметаллическая пластина 8 нижним концом крепится к полке
корпуса, а верхний ее конец соединяется с рычагом 11, который внут-
Рис. 131. Запальная горелка и датчик погасания пламени:

1 — винт крепления датчика погасания пламени, 2 — винт крепления чехла, 3, 6 — отверстия, 4 — запальная горелка, 5 — чехол, 7. 10 — вннты,
8 — биметаллическая пластина, 9, 12, 17,24 — прокладки, 11 — рычаг, 13 — корпус датчика погасания пламени, 14 — пружина, 15 — уплотнение
клапана, 16— втулка-седло клапана, 18— натяжная гайка, 19— импульсная трубка, 20— стакан клапана, 21 — шток клапана, 22 — верхняя
зажимная гайка, 23 — нижняя зажимная гайка, 25— отверстие для подсоса воздуха, 26—сопло, 27—корпус сопла, 28— накидная гайка,
29 — соединительная трубка
Рис. 131. Запальная горелка и датчик погасания пламени:
винт крепления датчика погасания пламени, 2 — винт крепления чехла, 3, 6 — отверстия, 4 запальная горелка, 5 чехол, 7, 10 винты,
-------------------------------------------------------------------------------------....... /л — ппи-гипл / $ — уплотнение
ренним вырезом свободного конца охватывает латунный шток 21 кла-
пана датчика погашения пламени. Диаметр штока 3 мм, длина — 28 мм,
граненое окончание штока имеет резиновое уплотнение 15. Латунное
седло 16 клапана датчика погасания пламени имеет сквозное отвер-
стие диаметром 4 мм.

Клапан в свободном состоянии (когда не оттягивается вниз рыча-
гом 11) прижимается к седлу под действием пружины 14. Горизон-
тальная часть сгиба биметаллической пластины расположена над
трубкой запальника и защищена чехлом 5 для стабилизации воздейст-
вия теплового потока.

Принцип работы датчика погасания пламени заключается в сле-
дующем. При нарушении нормальной работы запальной горелки сгиб
биметаллической пластины не обогревается пламенем, конец рычага
11 будет находиться в крайнем нижнем положении и тем самым оття-
гивать шток клапана от седла. При этом пружина 14 сжата, а газ, за-
полнявший внутреннюю полость соединительной трубки 19, имеет
возможность выйти через сопло и сбросить давление внутри трубки и
в верхней надмембранной полости коробки автоматики безопасности,
с которой соединены трубки.

Устройство датчика разрежения аналогично датчику погасания
пламени. Датчик разрежения устанавливается на дымоходе перед ши-
бером. Это обеспечивает прекращение подачи газа на основную и за-
пальную горелки в том случае, когда шибер забывают открыть перед
розжигом горелки или закрывают случайно. Во вСех случаях наруше-
ния тяги отходящие газы, не имея возможности уйти в атмосферу че-
рез дымоход, по врезанному в кладку патрубку направляются в датчик
разрежения. Корпус датчика тяги имеет четыре отверстия, через кото-
рые отходящие газы могут попасть в помещение, где установлен дат-
чик на дымоходе. При выходе наружу продукты сгорания обтекают
биметаллическую пластину, установленную внутри корпуса датчика
тяги. Нагрев пластины продуктами сгорания приведет к смещению ее
свободного конца, к которому подвешен шток клапана датчика тяги.
При этом клапан поднимется со своего седла й откроет проход газа из
внутренней полости трубки.

Еще один (третий) прилив крышки коробки автоматики безопас-
ности через трубку 29 соединяется с корпусом сбросного устройства,
которое с помощью гайки 18 крепится на фронтальном листе газогоре-
лочного устройства. Через эту трубку сбрасываются излишки газа и
воздуха из верхнего подмембранного пространства коробки автомати-
ки безопасности. Таким образом, сбросное устройство постоянно от-
Рнс. 132. Блок автоматики УАБ:

1 — управляющая часть, 11 — исполнительная часть; 1 — кнопка, 2,7 — надмембранные полости, 3,
6, 10 — сопла, 4 — пружина, 5 — заслонка, 8, 11 — мембраны, 9— кран основной горелки

крыто независимо от режима работы газогорелочного устройства, а
две остальные линии, т. е. датчик погасания пламени и датчик тяги, ра-
ботают в переменном режиме.

В рабочем состоянии обе линии загерметизированы, так как клапа-
ны закрыты. В нерабочем состоянии загерметизирована линия датчи-
ка тяги, так как клапан датчика закрыт, а линия датчика погасания пла-
мени разгерметизирована (клапан открыт). При срабатывании датчи-
ков открывается проход газа через открытые клапаны.

Универсальный пневматический блок автоматики безопасности
УАБ (рис. 132) предназначен для автоматического контроля наличия
пламени и разрежения в дымоходах бытовых газовых приборов. Он
состоит из клапана-отсекателя, датчиков пламени и разрежения. Блок
клапана включает управляющую I и исполнительную II части. Датчик
пламени устанавливается в зоне пламени горелки запальника, а датчик
разрежения — на пути движения продуктов сгорания при опрокиды-
вании тяги. Для чувствительных элементов применены биметаллы
ТБ-4 и ТБ-6.

Принцип работы прибора основан на свойствах деформации биме-
таллических пластин датчиков при изменениях температуры, вследст-
вие чего они открывают или закрывают сопла импульсных каналов ре-
ле-инвертора. Для включения автоматики необходимо нажать кнопку
1 и при закрытом кране 9 зажечь запальник. Газ поступает в надмем-
бранную полость 7 реле инвертора, давление в которой возрастает за
счет закрытия сопла датчика пламени. Вследствие этого мембрана 8
перекинет заслонку 5 с сопла 6 на сопло 3. Из надмембранной полости
342
2 через сопло 6 в атмосферу сбросится небольшое количество газа и
устранится его избыточное давление.

Под действием создавшегося перепада давления мембрана И от-
кроет сопло 10, открыв проход газа к горелкам. После этого кнопку 1
можно отпустить и открыть кран 9.

При срабатывании любого датчика давление в полости 7 понизит-
ся и пружина 4 переместит заслонку с сопла 3 на сопло 6. Вследствие
этого надмембранная полость 2 заполнится газом, мембрана 11 пере-
местится вниз и перекроет сопло 10, прекратив доступ газа к основной
горелке.

Блок автоматики УАБ применяют на печных горелках, его можно
использовать на проточных и емкостных водонагревателях. При этом
клапан-отсекатель и датчик разрежения УАБ сохраняются неизмен-
ными для различных видов газовых приборов, а конструкция датчика
пламени и биметаллических пластин зависит от назначения приборов.

Местные нетеплоемкие отопительные приборы. Эти приборы
применяются для отопления служебных помещений и жилых домов в
районах с умеренным климатом. К ним относятся воздухонагреватели
типа «Огонек», камины «Амра», а также горелки инфракрасного излу-
чения.

Рассмотрим устройство и принцип работы этих приборов. Камин
«Амра» служит для местного обогрева помещений, работает по прин-
ципу радиационной и конвективной теплопередачи. Горелочным уст-
ройством служит горелка инфракрасного излучения (см. рис. 133). От-
ходящие газы проходят через теплообменник и поступают через пат-
рубок в дымоход. Воздухонагреватель «Огонек» представляет собой
чугунный теплообменник, в котором тепло, полученное от сгорания
газа, передается в окружающее пространство без промежуточного те-
плоносителя (рис. 133). Воздухонагреватель устанавливается у наруж-
ных стен отапливаемого помещения и не требует отвода продуктов
сгорания в дымоход. В стене за воздухонагревателем устраивают спе-
циальное отверстие, через которое топочный тракт сообщается с на-
ружным воздухом. Камин работает непрерывно. В случае погасания
пламени горелки автоматика безопасности прекращает подачу газа.
Горелки инфракрасного излучения применяются в основном для ото-
пления производственных и коммунально-бытовых помещений, а так-
же для тепловой обработки различных материалов.

Наибольшее распространение получили инфракрасные горелки, в
которых газовоздушная смесь пропускается через пористые пластин-
343

ки из керамического материала или через металлические сетки и затем
сжигается на поверхности.

Сущность лучистого способа обогрева заключается в том, что из-
лучение в области инфракрасного спектра, попадая на обогреваемые
предметы, поглощается ими и, преобразуясь в тепловую энергию, на-
гревает их. Следует отметить, что инфракрасные лучи мало подверже-
ны рассеиванию и обладают большой проницаемостью. Поэтому ок-
ружающий обогреваемые предметы воздух почти не нагревается.

9.8.	Автоматические устройства газовой
аппаратуры и приборов

В настоящее время количество информации, которое необходимо
переработать отдельным работникам в единицу времени, оказывается
столь значительным, что они не успевают следить за агрегатами и про-
цессами. Кроме того, во многих случаях сам характер процессов, на-
пример контроль параметров безопасной эксплуатации объектов газо-
снабжения, требует автоматизации. Это противоречие разрешается
путем передачи от человека технике (автоматике) не только простых,
но и сложных функций регулирования.

Появляется возможность не только автоматически управлять от-
дельными машинами и агрегатами, что характерно для частичной ав-
томатизации, но и осуществлять комплексную автоматизацию и далее
переходить к полной автоматизации.

При комплексной автоматизации создается взаимосвязанная сис-
тема операций с объединением в единый комплекс процессов и агрега-
тов в котельных, цехах, заводах.

При полной автоматизации обеспечивается не только автоматиза-
ция всех основных и вспомогательных участков, но и автоматизация
процессов получения, передачи, хранения и обработки информации с
помощью автоматизированных систем управления (АСУ) с примене-
нием средств вычислительной техники.

Различают следующие основные виды автоматизации: измерения
и контроль; сигнализацию; защиту; управление; регулирование.

Рис. 133. Устройство воздухонагревателя «Огонек»:

“ — вид спереди, б — разрез по вертикали; I — передняя панель; 2 — чугунный ребристый
нагреватель; 3 — стальной лист; 4 — бетонный короб; 5 — герметизированный глазок;
б — трубчатая инжекционная горелка; 7 — приборы автоматики; 8 — электромагнитный клапан
Автоматические измерения и контроль позволяют с помощью кон-
трольно-измерительных приборов периодически или непрерывно
контролировать показатели технологического процесса (давление га-
за, наличие пламени, разрежения, полноту сгорания газа и т. д.), пере-
давать эти данные на пульт диспетчера и при необходимости регист-

рировать измеряемые параметры.

Для газовых приборов и агрегатов, работа которых характеризует-
ся непрерывностью и требованиями безопасности, автоматический
контроль является важным фактором бесперебойной и высококачест-
венной работы.

Автоматическая сигнализация служит для передачи командных,

информационных и контрольных сигналов диспетчеру или оператору.

Автоматическая защита предназначена для предотвращения

вреждений оборудования при аварийных ситуациях. Автоматическаз
защита либо прекращает контролируемый процесс при возникнове
нии ненормальных режимов, либо обеспечивает другие меры устране

ния опасности.

Автоматическое управление служит для автоматического пуска I
установки различных приборов и двигателей, запуска и остановки от
дельных узлов оборудования и агрегатов.

Автоматическое регулирование служит для автоматического под
держания в течение определенного промежутка времени с требуемо;
точностью заданных режимов технологического процесса.

Применительно к газовым приборам и агрегатам автоматическг
устройства можно разделить на следующие группы.

1.	Устройства регулирования для поддержания режимов работ
газовых приборов: регуляторы расхода воды и газа, давления газа, р
гуляторы температуры.

2.	Контролирующие устройства, обеспечивающие автоматическс
ограничение работы приборов в безопасных пределах: устройства г
горению, протоку воды, тяге, температуре воды; предохранители <
повышения предельных температур и давлений.

3.	Устройства комфортности, способствующие удобству эксплу
тации приборов: автоматический розжиг горелок, программное ус
ройство, следящее за заданным режимом работы приборов, термоук
затели, освещение духовых шкафов и др.

Рассмотрим устройство и принцип работы наиболее распростр
ценных автоматических устройств для газовых приборов и агрегатов

Блок питания газовый (БПГ). Является запорным устройство;

позволяющим производить не только подачу и отсечку газа, но и с
' Рис. 134. Блок питания газовый (БПГ):

1 — крышка, 2, 5 — штоки, 3 — мембрана, 4 — пружина, 6, 7, 8 — электромагниты, 9 — коробка,
10, И — штуцер, 12 — клапан запальника, 13 — клапан малого горения, 14— корпус блока,
15 — отверстие в клапане большого горения, 16 — клапан большого горения

пенчатое регулирование расхода, а также включение или отключение
газового запальника (рис. 134). Блок монтируется на горизонтальных
участках трубопровода электромагнитами вверх. Применяется при ра-
бочем давлении газа 0,8...5,0 кПа с температурой до 50° С и напряже-
нии переменного тока 220 В. Привод клапана осуществляется специ-
альными электромагнитами. В корпусе 14 блока имеется два отвер-
стия с седлами, перекрываемыми клапанами большого 16 и малого 13
горения, которые могут перемещаться в основной полости крышки 1.

В правой части крышки имеется дополнительная полость, в кото-
рой расположен клапан 12 запальника. Все три клапана с помощью
штоков 2, 4 соединены с сердечниками электромагнитов 6, 8 и с помо-
щью пружин прижимаются к седлам.

Для предотвращения проникновения газа из основной и дополни-
тельной полостей крышки в коробку 9, где находятся электромагниты,
служит мембрана 3.
В исходном положении, когда электромагниты обесточены, все
три клапана находятся в закрытом состоянии, вследствие чего газ не
подается к основной горелке и запальнику.

В этом случае газ выходного давления, поступающий через отвер-
стие 15 в клапане большого горения из корпуса в основную полость
крышки, дополнительно поджимает клапан малого горения 3 к седлу,
обеспечивая его герметичность.

Через штуцер 11 диаметром 6 мм газ подается к клапану запальни-
ка. При подаче газа на электромагнит 8 в него втягивается сердечник,
вследствие чего поднимается клапан 12 и газ направляется к запально-
му устройству через штуцер 11. Подача газа к основной горелке для
работы ее на малом режиме происходит при подаче тока на электро-
магнит 8 и подъеме клапана 13. В этом случае расход газа определяет-
ся диаметрами отверстия 15 в клапане 16.

При переводе основной горелки на номинальный режим на элек-
тромагнит 6 подается ток и открывается клапан большого горения 16,
диаметр условного прохода которого равен 40 мм для блока питания
типа БПГ-1 и 65 мм для БПГ-П. Регулировка хода каждого клапана
производится путем вращения соединительного узла 5 после отсоеди-
нения от тяги электромагнита.

Регуляторы температуры. Автоматическое регулирование тем-
пературы в бытовых газовых приборах осуществляется с помощью
дилатометрических, термометрических, манометрических и термоби-
металлических датчиков. Для духовых шкафов газовых плит, водяных
отопительных приборов и автоматических водонагревателей исполь-
зуются дилатометрические и термометрические датчики, а также ре-
гулирующие устройства, не требующие для работы дополнительного
источника энергии. Некоторые из этих регулирующих устройств рас-
смотрены в предыдущих параграфах.

В водонагревателе АГВ-120 используется манометрический регу-
лятор температуры, сочетаемый в одном узле с электромагнитным
клапаном МК-15 (см. рис. 118, б). В этом устройстве датчиком являет-
ся жидкостный термобаллон 16, который при нагревании находящей-
ся в нем жидкости передает давление через капиллярную трубку 14 и
сильфон 12 на толкатель 17 и тем самым воздействует на рычаги 7.
Крючок перекидного рычага перемещает клапан 5 вверх или вниз, от-
крывая или закрывая доступ газа к основной горелке.

Для котлов ВНИИСТО применяется дилатометрический терморе-
гулятор, у которого инваровый стержень датчика посредством пру-
жинного механизма размыкает или замыкает клеммы в цепи солено-
348
идного клапана. Соленоидный клапан в зависимости от положения
клапана пропускает то или иное количество газа на основную горелку,
регулируя теплопроизводительносгь прибора.

Для духовых шкафов газовых плит высшего класса используют
терморегуляторы ТДД-1 (рис. 135). Принцип его работы заключается
в следующем. Датчик терморегулятора — дилатометрическая трубка
вводится в зону духового шкафа. Подвижной стержень 2 датчика в ла-
тунной трубке 4 зажат снизу донышком 3, а сверху упирается в конус-
ный клин 5. Клин находится в зазоре между двумя шариками 9. Пра-
вый шарик упирается в регулирующий стержень 10 ограничителя 11, а
левый шарик прижат к клину пружиной 6 газового клапана 7 посредст-
вом стержня 8. Размеры латунной трубки и стержня выбраны так, что
в холодном состоянии клин максимально раздвигает шарики, при этом
клапан 7 открыт. По мере нагревания трубка 4 удлиняется, а стержень
с клином опускаются. Вследствие этого пружина 6 стремится закрыть
клапан, что ограничивает доступ газа к горелке. При охлаждении ла-
тунной трубки стержень поднимается, клин раздвигает шарики и мак-
симально открывает газовый клапан. С помощью опорного винта 1
можно регулировать движение стержня. Установка требуемого темпе-
349
Рис. 136. Электромагнитные клапаны:
а — ЭМК-П-15: 1 — кнопка, 2, 5 — пружины, 3 — шток, 4 —клапан, 6 — якорь, 7 — сердечник,
8 — корпус, 9 — винт; б — кран-клапан для газовых плит: / — корпус, 2 — клапан, 3 — сальник, 4,
8 — пружины, 5 — стержень, 6 — пробка крана, 7 — штбк; 9— якорь электромагнита,
10 — термопара

ратурного режима достигается поворотом рукоятки ограничителя 11,
при этом изменяется положение правого шарика и ограничивается ход
газового клапана.

Автоматика контроля по горению. Автоматические устройства
контроля по горению подразделяются на термомеханические, термо-
электрические и пневматические. Некоторые из этих устройств были
рассмотрены в предыдущих параграфах. Так, автоматика контроля го-
рения термомеханического типа показана на рис. 106, а, автоматика
термоэлектрического типа на рис. 106, б. Она применяется на проточ-
ных водонагревателях ВПГ, печных горелках и емкостных водонагре-
вателях. Принцип работы такой автоматики заключается в следую-
щем. В зоиу горения запальной горелки вводится термопара. Вследст-
350
Рис. 137. Датчик тяги для
водонагревателя ВПГ-18:
/ — биметаллическая пластина, 2 — регу-
лировочная шайба, 3 — клапан, 4 — пру-
жина

вие нагревания термопары воз-
никает ЭДС, которая пере-
дается на обмотку электромаг-
нита, связанного с клапаном.
Электромагнит удерживает
клапан в открытом положении
и обеспечивает доступ газа к го-
релке прибора. При прекраще-
нии горения пламени запальни-
ка происходит охлаждение тер-
мопары, электромагнит пере-
стает удерживать клапан и он
под воздействием пружины пе-

Рис. 138. Схемы автоматики по тяге:

а — с отводом газа от запальника; б — с раз-
мыканием цепи электромагнита: 1 — датчик тяги,
2 — запальник, 3 — газоотвод, 4 — термопара,
5 — импульсная трубка, 6 — электромагнитный
клапан, 7 — дроссель, 8 — биметаллическая
пластина, 9 — микровыключатель

рекрывает проход газа к горелке. Устройство такого клапана МК-15 по-
казано на рис. 115, б.

Для проточных водонагревателей ВПГ-18М, некоторых каминов и
печных горелок применяют электромагнитный клапан ЭМК-П-15
(рис. 136, а). Этот клапан отличается от клапана МК-15 более сильным

электромагнитом и компоновкой корпуса.

В плитах высшего класса для контроля горения на горелках ис-
пользуют комбинированный кран-клапан (рис. 136, б), устанавливае-
мый для каждой горелки отдельно. В корпусе I смонтирован унифи-
цированный пробковый кран и электромагнит МК-15. Каждый клапан
имеет отдельную хромель-копелевую термопару, обеспечивающую
при нагреве напряжение тока до 25 мВ. По оси пробки 6 крана имеется
Рис. 139. Схема устройства пьезозажигания:

I — пьезометры, 2 — высоковольтный провод,
3 — изолятор, 4 — трубка, 5 — головка, 6 — боек,
7 — пружина, 8 — корпус, 9 — шток взвода

шток 7, упирающийся в стер-
жень 5 и уплотненный саль-
ником 3. При нажатии и по-
вороте ручки крана толкатель
отодвигает клапан 2, при
этом открывается доступ газа
к горелке и прижимается
якорь магнита к сердечнику.
После зажигания горелки
слой термопары 10 возбужда-
ет на электромагните ЭДС.
Вследствие этого электро-
магнит удерживает клапан в
открытом состоянии. При за-
крытии крана клапан, не
удерживаемый электромаг-

нитом, перекрывает проход
газа к горелке. Для духовых шкафов с двумя горелками применяют
трехходовой кран со сдвоенной термопарой, горелки в этом случае ра-
ботают раздельно.

Автоматика по тяге. Принцип работы устройств, обеспечиваю-

щих отключение подачи газа на горелку при отсутствии тяги, заклю-
чается в следующем. При отсутствии или нарушении тяги продукты
сгорания газа начинают поступать в помещение и нагревают смонти-
рованный на их пути биметаллический датчик (рис: 137). Вследствие
этого биметаллическая пластина 1 изменяет свое положение и обеспе-

чивает отвод газа от запальника, в результате чего термопара охлажда-
ется, либо размыкает цепь термопара — электромагнит. В обоих слу-
чаях электромагнитный клапан 3 перекрывает проход газа к основной
горелке или к основной и запальной (ВПГ-18М). В качестве исполни-
тельного органа используется электромагнитный клапан, совмещаю-
щий функции контроля наличия пламени и контроля наличия тяги (см.
рис. 136, а).

На рис. 138 показаны схемы автоматики контроля тяги с отводом
газа от запальной горелки и с разъединением цепи электромагнита.
Как показывает опыт, при использовании схемы разъединения датчи-
ком электромагнитного клапана возникает необходимость установки
микровыключателя в зоне отвода продуктов сгорания.

Автоматическое зажигание газа. В бытовых газовых приборах
наряду с зажиганием газа от источников огня и спиралей накаливания
352
получают распространение пьезоэлектрический и электроискровой
способы зажигания. Рассмотрим принцип действия пьезоэлектриче-
ского зажигания (рис. 139). Этот принцип действия основан на ис-
пользовании эффекта генерирования высоковольтных импульсов ма-
лой длительности, т. е. пьезоэффекта. В корпусе 8 размещены два пье-
зоэлемента 1 с высоковольтным проводом 2. Боек 6 с пружиной 7
взводится при повороте ручки крана с помощью штока 9. При каждом
повороте крана боек ударяет по торцу пьезоэлемента и вызывает им-
пульсы тока. Эти импульсы достаточны для получения искры в раз-
ряднике, установленном у зоны факелов горелки. Система пьезозажи-
гания используется для настольных и напольных плит, а также для
проточных водонагревателей.

Разрядник помещается в общей коробке вместе с термопарой и за-
пальником. Коробка пьезоэлемента закрепляется на фланце тройника
горелки. Зажигание производится нажатием специальной кнопки.

9.9.	Отвод продуктов сгорания и эксплуатация
газоходов

Понятие о тяге. Газовые приборы с теплопроизводительностью
более 32 000 кДж/ч требуют отвода продуктов сгорания через специ-
альные каналы, которые называются газоходами. Газоходы выполня-
ют из хорошо обожженного красного кирпича, асбестоцементных или
гончарных труб, а также из специальных блоков жаростойкого бетона.
Для нормального отвода продуктов сгорания газа в газоходах должны
быть определенные разрежение или тяга.

Тягой называется внешняя побудительная сила, заставляющая воз-
дух проникать в топку и газоходы, а образовавшиеся продукты сгора-
ния двигаться по газоходам в атмосферу.

Тяга может быть естественной и искусственной. Естественная тяга
создается газоходами, а искусственная, кроме того, создается прину-
дительно с помощью дымососов. Все бытовые газовые приборы с от-
водом продуктов сгорания в газоходы работают на естественной тяге.
Величину естественной тяги можно определить по формуле

5Т = 0,465Рба/Д-±] ,	(58)

12. К. Г. Кязимов

353
где Рбар — барометрическое давление воздуха; Н— высота газохода,
м; Тв — абсолютная температура атмосферного воздуха; Д — сред-
няя абсолютная температура продуктов сгорания газа.

Эта величина тяги расходуется на преодоление сопротивлений
при движении продуктов сгорания газа по газоходу.

Величина тяги зависит от сопротивлений, которые испытывают
уходящие по газоходам продукты сгорания газа. Чем больше высота
газохода, тем больше разрежение. Разрежение возрастает с увеличе-
нием разности плотностей продуктов сгорания газа и атмосферного
воздуха.

Разность плотностей зависит главным образом от температур сго-
рания газа и атмосферного воздуха, поэтому в летний период, когда
разность температур уменьшается, уменьшается и величина разреже-
ния. Вот почему в зимних условиях величина тяги возрастает. Величи-
на разрежения уменьшается в дождливые, пасмурные или туманные
дни. Это объясняется тем, что в этих случаях понижается барометри-
ческое давление. Разрежение для бытовых газовых приборов должно
составлять 2...4 Па, для более мощных установок (котлы, печи и
т. д.) — 20...30 Па.

Для нормальной работы газоходов необходимо, чтобы продукты
сгорания газа имели определенную температуру. Например, после тя-
гопрерывателя газовых водонагревателей температура отходящих га-
зов около 180...200° С. Однако в дальнейшем эта температура понижа-
ется и на выходе газохода должна быть не менее 60° С. Эта температу-
ра выше точки росы. При меньшей температуре из продуктов сгорания
могут конденсироваться водяные пары, нарушающие нормальную ра-
боту газохода.

Устройство газоходов. Для полного отвода продуктов сгорания
газа очень важное значение имеет сечение газоходов, которое рассчи-
тывается по тепловой нагрузке приборов и должно быть не менее пло-
щади сечения патрубка газового прибора, присоединяемого к газохо-
ДУ-

Для бытовых газовых приборов газоходы имеют сечение 1 Зх 13 см.
Сечение газоходов для более мощных приборов (ресторанные плиты,
котлы малой производительности) определяются по расчету и обычно
составляют 13x25 и 25x25 см. Газоходы бывают потайными, полупо-
тайными или приставными. Потайные газоходы сооружают внутри
капитальной стены. Такой способ применяют при строительстве но-
354
вых домов с использованием асбестоцементных или гончарных труб.
В домах старых конструкций наиболее распространены по лупотайные
или приставные газоходы. Эти газоходы сооружают около капиталь-
ных стен с устройством теплоизоляции.

На всем своем протяжении газоходы должны быть вертикальными
и не иметь горизонтальных участков. Во избежание попадания в газо-
ходы дождя, снега оголовки газоходов заканчивают металлическими
или кирпичными колпаками с двусторонним выходом для продуктов
сгорания.

При неправильном расположении оголовков они могут попасть в
зону ветрового подпора. Зоной ветрового подпора называется область
повышенного давления, расположенная ниже линии, проведенной от
конька крыши под углом 45° к горизонту. В зоне ветрового подпора
могут быть случаи отсутствия тяги в газоходе или ее опрокидывания.
Поэтому оголовки газоходов (рис. 140) должны быть расположены
выше зоны ветрового подпора. При выведении оголовка трубы на 1,5 м
от конька крыши высота его должна быть выше конька на 0,5 м, а если
оголовок трубы выводится еще на 1,5 м, то высота его должна быть на
уровне конька.

Газовые приборы присоединяются к газоходам с помощью труб из
кровельной или оцинкованной стали, покрытой огнеупорной краской
или лаком. Согласно правилам Госгортехнадзора в существующих
зданиях к одному газоходу разрешается присоединять не более двух
водонагревателей или отопительных печей. В этом случае приборы
присоединяются к газоходу на расстоянии не ближе 50 см друг от дру-
га или в газоходе делается рассечка высотой 50 см.

Соединительные трубы вдвигаются в газоход не менее чем на 10 см,
но при этом они не должны перекрывать канал газохода. С этой целью
соединительная труба имеет ограничивающее устройство в виде гоф-
ры или валика, как это показано на рис. 140, б.

Ниже места присоединения прибора к газоходу на расстоянии 250 мм
в газоходе устраивается карман для того, чтобы можно было легко об-
наружить и устранить различные завалы внутри газохода.

Суммарная длина горизонтальных участков труб должна быть не
более 3 м, так как с увеличением их длины температура продуктов сго-
рания и величина тяги уменьшаются.

Трубы прокладываются с уклоном в стороны газовых приборов не
менее чем 0,01 и соединяются путем вдвигания их одна в другую по
12*	355
Рис. 140. Устройство газоходов:

а — расположение оголовков на крышке: б — присоединение водонагревателя к газоходу:
1 — тягопрерыватель водонагревателя, 2 — соединительные трубы, 3 — газоход, 4 — гофра или
валик, 5 — карман

ходу движения продуктов сгорания не менее чем на 0,5 их диаметра.
Число поворотов соединительных труб должно быть не более трех.

Не менее важное значение имеет вертикальный участок соедини-
тельной трубы. Обычно его длина составляет 0,5 м.

Эксплуатация газоходов. Важное значение имеет периодическая
проверка технического состояния газоходов. Эти работы проводят
трубоочистные мастера. При ревизии технического состояния газохо-
дов проверяют: состояние газоходов, материал, из которого они изго-
товлены; обособленность газоходов от других сооружений, их плот-
ность и отсутствие трещин; состояние оголовков и их расположение;
наличие противопожарных разделок; состояние соединительных
труб; наличие карманов и их состояние.
9.10.	Ввод в эксплуатацию и пуск газа в бытовые
газовые приборы

При сдаче в эксплуатацию смонтированного газового оборудова-
ния присутствуют представители строительно-монтажной организа-
ции, газового хозяйства, а также учреждений, в ведении которых нахо-
дится газифицируемый объект.

Ответственный инженерно-технический работник обязан перед
приемкой газопровода проверить соответствие газопровода проекту и
исполнительно-технической документации. При внешнем осмотре
проверяют, нет ли на газопроводе механических повреждений, везде
ли газопровод окрашен, везде ли газопровод укреплен.

Осмотр начинается от ввода газопровода в здание и продолжается
вплоть до приборов, у которых проверяют комплектность и исправ-
ность. Особо следует обращать внимание на исправность кранов на га-
зопроводах.

Приемка смонтированного газового оборудования оформляется
специальным актом установленной формы. Пуск газа осуществляет
бригада квалифицированных рабочих, возглавляемая инженерно-тех-
ническим работником. Рабочие должны иметь право допуска к газо-
опасным работам.

На пуск газа выписывается наряд на газоопасные работы.

Пуск газа в дом можно производить только при дневном освеще-
нии. Все лица, которые будут пользоваться газовыми приборами, пе-
ред пуском газа инструктируются представителями эксплуатацион-
ной организации.

Для пуска газа слесари должны иметь исправный инструмент, ре-
зиновые шланги для продувки и прочие необходимые принадлежно-
сти. Перед пуском газа в газопровод и газовые приборы проводится
контрольная опрессовка воздуха под давлением 5000 Па. Цель кон-
трольной опрессовки — установить герметичность газопровода, кра-
нов и приборов. Испытание проводится в течение 5 мин. Если за это
время падение давления не превысит 200 Па, то можно приступать к
пуску газа.

После контрольной опрессовки газопровод продувают газом. Пе-
ред продувкой все краны на приборах и перед приборами закрывают
во избежание попадания газа в помещение. Действующий газопровод
с вновь пускаемым соединяют работники треста газового хозяйства,
при этом газопровод сразу проверяют на герметичность. При продуве
газопровода газовоздушную смесь сбрасывают через самый отдален-
ный и высокорасположенный участок газопровода. Шланг присоеди-
няют к разъединенному сгону после крана на опуске к прибору. Его
конец опускается через форточку на 50 см. Прилежащие окна и фор-
точки при этом должны быть закрыты, чтобы газ не попал в помеще-
ние. В помещении, где происходит продувка, не должно быть посто-
ронних лиц. Окончание продувки определяют следующим образом:
конец продувочного шланга опускают в ведро с мыльной эмульсией,
затем ведро выносят из помещения в зону, где нет загазованности, и
поджигают. Если газ горит без хлопков, спокойно, то продувка счита-
ется оконченной. Во время продувки нельзя пользоваться электропри-
борами, курить и вносить открытый огонь в помещение.

После продувки слесари включают газовые приборы согласно пра-
вилам эксплуатации этих приборов. Попутно проверяют давление газа
перед приборами, навешивают накидные ключи на краны перед газо-
выми приборами, проводят дополнительный инструктаж лиц, которые
будут пользоваться этими приборами. После регулировки горелок и
автоматики проверяют на плотность все резьбовые соединения. Або-
нентам под расписку выдают правила пользования газовыми прибора-
ми с указанием в них адресов и телефонов аварийной службы, треста
или конторы, в ведении которой находится дом пожарной команды и
скорой помощи.

По окончании работ по пуску газа составляется акт установленной
формы.

9.11.	Эксплуатация и ремонт бытовой газовой
аппаратуры

Организация технического обслуживания внутридомового га-
зового оборудования (ТО ВДГО). Основная задача технического об-
служивания внутридомового газового оборудования жилых домов и
общественных зданий — обеспечить исправное состояние и безопас-
ную эксплуатацию газового оборудования. За последние десятилетия
в газовых хозяйствах система обслуживания внутридомовых газовых
сетей и оборудования совершенствовалась по своей организационной
структуре с целью повышения качества и увеличения межремонтных
сроков технического обслуживания.

На данном этапе развития газового хозяйства существуют следую-
щие виды технического обслуживания:

1)	ремонт по заявкам абонентов; 2) техническое обслуживание
по договору с владельцами дома.
Порядок обслуживания внутридомового газового оборудования
устанавливается предприятием газового хозяйства по согласованию с
потребителем газа, с учетом технического состояния внутридомового
газового оборудования и конкретных его условий. Техническое обслу-
живание проводится по договору с владельцем дома. Сроки согласо-
вываются обеими сторонами, составляются месячные графики работ.

Первое техническое обслуживание планируется не ранее шести
месяцев после окончания гарантийного срока службы бытовых газо-
вых приборов. В зависимости от конкретных условий газового хозяй-
ства и его отдельных объектов могут приниматься бригадные и инди-
видуальные методы проведения техобслуживания. Дневные задания
на техническое обслуживание планируются так, чтобы за день был
полностью проведен ремонт определенного количества домов и не
было необходимости в присутствии тех же абонентов на следующий
день.

На проведение технического обслуживания работникам газовой
службы выдаются акты-наряды по соответствующей требованиям
«Правил технической эксплуатации и требованиям безопасности тру-
да в газовом хозяйстве Российской Федерации» форме. Распоряжени-
ем по газовому хозяйству за бригадами, при бригадном методе обслу-
живания, и за слесарями, при индивидуальном методе, закрепляются
определенные участки обслуживания. Бригады и слесари несут пол-
ную ответственность за качественное выполнение работ по техниче-
скому обслуживанию внутридомового газового оборудования. Руко-
водство работой бригад и слесарей по выполнению технического об-
служивания осуществляется мастерами, которые обеспечивают ис-
полнителей необходимым инструментом, запасными частями и
материалами и контролируют качество работ на своих участках.

Для повышения качества проведения техобслуживания рекомен-
дуется осуществлять выборочный контроль группой, созданной по
распоряжению главного инженера, из инженерно-технических работ-
ников треста газового хозяйства. Результаты контроля оформляются
актом, недостатки устраняются в кратчайший срок.

Бригады слесарей рекомендуется обеспечивать передвижной мас-
терской. Мастерская оснащается и регулярно пополняется индивиду-
альным комплектом инструментов для слесарей, оборотным фондом
запасных частей и материалов, необходимых для проведения техниче-
ского обслуживания, а также первичными средствами пожаротуше-
ния, предусмотренными в паспорте мастерской.
Проведение технического обслуживания документально оформ-
ляется записями в абонентских книжках или карточках технического
обслуживания, хранящихся у абонентов, и отмечается в ведомости
учета объектов, обслуженных согласно наряду-акту.

При проведении технического обслуживания выполняется сле-
дующий комплекс работ:

визуально проверяется соответствие установки бытовых газовых
аппаратов, приборов, газопроводов и помещений требованиям «Пра-
вил безопасности в газовом хозяйстве», «Правил технической экс-
плуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Рос-
сийской Федерации» и СНиП 2.04.08—87;

в случае необходимости владельцам жилых домов и обществен-
ных зданий выдаются предписания на выполнение работ, не связан-
ных с ремонтными работами газовых систем;

при нарушении потребителями правил безопасного пользования
газом и невыполнении выданных предписаний обслуживающий пер-
сонал газового хозяйства имеет право отключить бытовые газовые ап-
параты и приборы с установкой заглушек до устранения выявленных
нарушений. На отключение газа составляется акт в соответствии с тре-
бованиями «Правил технической эксплуатации и требований безопас-
ности в газовом хозяйстве Российской Федерации»;

пользование аппаратами и приборами допускается только после
получения разрешения от газовых хозяйств;

проверяется работоспособность кранов, установленных на вводе в
дом, газопроводах и на газовых аппаратах и приборах. При этом они
должны обеспечивать поступление газа к аппаратам и плотное его пе-
рекрытие. Краны аппаратов должны обеспечивать также устойчивое и
плавное регулирование расхода газа, надежно фиксировать положе-
ние «Закрыто», «Малое пламя» (при наличии), открывать легким уси-
лием руки. При необходимости краны разбирают, очищают от смазки,
вновь смазывают и устанавливают. При обнаружении утечек газа че-
рез уплотняющие поверхности крана последний должен быть заме-
нен. Устранение утечек газа за счет смазки не допускается;

производится осмотр внутридомового газового оборудования и
проверяется:

у бытовых газовых приборов и аппаратов с отводом продуктов
сгорания в дымоход состояние соединительных металлических труб;
наличие тяги в дымовых и вентиляционных каналах до и после вклю-
чения аппаратов, соответствие диаметров сопел виду и давлению сжи-
гаемого газа, визуально по виду пламени процесс сжигания газа (от-
360
сутствие желтых языков) и устойчивость пламени; работоспособность
бытовых газовых аппаратов и приборов, автоматических устройств
газооборудования с их очисткой, наладкой и регулировкой, наличие
автоматики безопасности у печных газогорелочных устройств (при ее
отсутствии или невозможности ремонта, газогорелочное устройство
заменяют); герметичность внутридомового газового оборудования,
санитарно-гигиеническое состояние горелок аппаратов.

Газовые коммуникации аппаратов и приборов до сопел горелок
проверяются с помощью мыльной эмульсии. Проверку герметичности
газооборудования от ввода газопровода в здание до кранов на опусках
к приборам и аппаратам рекомендуется производить опрессовкой под
газом давлением 5 кПа (500 мм вод. ст.). Допустимое падение давле-
ния в течение 5 мин не должно превышать 0,2 кПа (20 мм вод. ст.).
Места утечек газа определяются с помощью мыльной эмульсии, газо-
искателями типа АСГ-1, ИГ, ИПВГ и др.

Предприятия газового хозяйства, исходя из своих возможностей и
конкретных условий, могут применить другой метод, гарантирующий
герметичность внутридомового газового оборудования.

В процессе проведения технического обслуживания все обнару-
женные неисправности и дефекты устраняют. Заменяют или ремонти-
руют вышедшие из строя узлы и детали бытовых газовых аппаратов и
приборов. При отсутствии или недостатке запасных частей, получае-
мых централизованно, их производство, а также ремонт неисправных
узлов и деталей должны осуществляться в условиях механических
мастерских газовых хозяйств по ремонтной документации.

Абоненты инструктируются по правилам безопасности пользова-
ния газом, им вручаются под расписку абонентские книжки, инструк-
ции или плакаты по эксплуатации бытовых газовых аппаратов и при-
боров и мерах пожарной безопасности (по договоренности с органами
пожарного надзора).

Работы, выполняемые дополнительно при техническом обслужи-
вании бытовых газовых плит.

Проверяется: надежность крепления стола к корпусу плиты; со-
хранность всех ручек кранов и их работоспособность; надежность кре-
пления термоуказателя и его работоспособность; отсутствие механи-
ческих повреждений решетки стола, создающих неустойчивое поло-
жение посуды; надежность крепления и свободное перемещение про-
тивней и решетки в духовом шкафу.

Проверяется фиксация дверки духового шкафа. Проверка осуще-
ствляется отклонением верхней кромки дверцы из закрытого и откры-
того положений на расстоянии 20—30 мм. При этом дверца должна
вернуться в исходное положение при проверке ее фиксации в закры-
том положении и не закрываться при проверке в открытом положении.

На плитах повышенной комфортности проверяется вращение вер-
тел и работоспособность предохранительного устройств, прекращаю-
щего подачу газа в горелку при погасании пламени (не более чем через
30 с). Вращение вертела проверяется включением его привода. Вертел
должен сделать не менее одного оборота. При этом допускаются от-
дельные остановки и рывки. При проверке работоспособности предо-
хранительного устройства на горелку, проработавшую не менее 5 с,
прекращают подачу газа путем закрытия крана. После погасания пла-
мени подачу газа возобновляют. При этом предохранительное устрой-
ство считается исправным, если подача газа прекращается не более
чем 30 с.

Работы, выполняемые дополнительно при техническом обслужи-
вании водонагревателей проточного типа:

проверяется плотность прилегания змеевика к стенкам огневой ка-
меры, отсутствие капель воды или течи в теплообменнике, горизон-
тальность установки огневой поверхности основной горелки, а также
отсутствие смещения основной и запальной горелок, отсутствие зазо-
ров между звеньями соединительной трубы, достаточность вертикаль-
ного участка трубы и отсутствие крутоизогнутых поворотов;

контролируется и регулируется процесс сжигания газа. При этом
пламя запальной горелки должно быть устойчивым и не гаснуть при
включении и выключении основной горелки.

При проверке работы автоматики водонагревателей по воде
оценивается состояние мембраны и других деталей блок-крана. При
неудовлетворительной работе блок-крана производится ремонт, заме-
на вышедших из строя деталей, при необходимости прочищаются во-
допроводящие каналы.

Проверяется герметичность водопроводящих коммуникаций во-
донагревателя рабочим давлением воды при закрытых кранах водо-
разбора.

Очистка теплообменников водонагревателей от сажи, окалины и
других загрязнений производится непосредственно на объектах об-
служивания или в условиях мастерских газовых хозяйств.

Работы, выполняемые дополнительно при техническом обслужи-
вании емкостных водонагревателей.

Выполняются все работы, предусмотренные при техническом об-
служивании проточных водонагревателей, а также производится очи-
362
стка завихрителя (удлинителя потока дымовых газов) от сажи и дру-
гих загрязнений.

Работы, выполняемые дополнительно при техническом обслужи-
вании газифицированных печей.

Производится внешний осмотр и проверяется:

отсутствие зазоров в кладке печи и в месте присоединения фрон-
тального листа горелки к раме, расположенной в кладке печи;

наличие тягостабилизатора у печей, оборудованных газогорелоч-
ным устройством непрерывного действия (при наличии в конструк-
ции);

свободный ход шибера в направляющих, величина хода, а также
наличие в шибере отверстия диаметром не менее 15 мм;

наличие тяги в топливнике печи.

Ремонт внутридомового газового оборудования по заявкам або-
нентов производится на основании заявок абонентов, при этом устра-
няются неисправности, указанные в заявке, и при необходимости вы-
полняются работы, указанные в перечне работ по техническому об-
служиванию. Технология проведения работ по ремонту внутридомо-
вого газового оборудования по заявкам абонентов должна соответст-
вовать требованиям руководств по эксплуатации (паспортов) на быто-
вые газовые аппараты и приборы.

Основные технологические процессы при техобслуживании
внутридомового газового оборудования

Технологический процесс замены кранов на вводе газопрово-
дов в многоквартирный дом. Мастер непосредственно на рабочем
месте проводит инструктаж по технике безопасности и знакомит сле-
сарей с планом работ.

Производится внешний осмотр и проверка по документации схе-
мы внутренней разводки, подлежащей отключению в процессе выпол-
нения работ.

Абоненты предупреждаются о длительности отключения подачи
газа и о мерах безопасности на случай проникновения газа в квартиры.
Обеспечивается максимальная вентиляция подъезда путем открытия
окон, форточек, фрамуг (в том числе обязательно на верхнем этаже).
Подготавливается кран, подлежащий установке. Кран должен быть
исправным, расконсервирован и смазан. Обеспечиваются требования
по охране входной двери подъезда для исключения внесения открыто-
го огня посторонним лицом с улицы.

Закрываются краны на всех газовых стояках ввода и вводе. Снима-
ется сгон после крана на вводе, в отключенный газопровод вставляет-
ся деревянная пробка. Ввод отжимается от стены и под него устанав-
ливается подкладка для удобного выполнения операций по замене
крана.

Мастер должен быть в непосредственной близости от работающих
и лично контролировать выполнение всех операций.

Порядок выполнения основных операций по замене крана:

бригадир (старший бригады) свинчивает кран с резьбового соеди-
нения ввода, а слесарь в это время держит наготове кляп для перекры-
тия выхода газа,

бригадир (старший бригады), свинтив кран с резьбы, мгновенно
перекрывает выход газа ладонью свободной руки, и, вставив, забивает
кляп или деревянную пробку в конец трубы ввода,

убедившись, что выход газа перекрыт плотно, с помощью неме-
таллических щеток и скребков счищают старую засохшую краску и
подмотку с резьбы трубы, выполняют новую подмотку на белилах или
сурике,

бригадир (старший бригады) удаляет кляп или деревянную пробку
из конца ввода, перекрывает выход газа ладонью и быстро навинчива-
ет новый кран на резьбу ввода руками, затем довинчивает с помощью
ключа,

мыльной эмульсией проверяют герметичность насадки крана на
резьбу, а также герметичность пробки крана, помещение подъезда
проветривают.

Затем выполняются работы по установке сгона и креплению газо-
провода на место, мастер дает разрешение открыть кран на вводе и
проверить герметичность всех вновь выполненных соединений. При
этом во время производства работ и после ее окончания необходимо
проверять наличие газа на лестничной клетке и в подъезде с помощью
газоискателя. Затем производится продувка и пуск газа в соответствии
с инструкцией по пуску газа.

При замене крана курение и внесение огня в зону работы стро-
го запрещается.

Технологический процесс смазки крана на опуске перед газо-
выми аппаратами и приборами.

Перекрывается кран на вводе в квартиру (если он имеется). Пере-
крывается кран на опуске перед прибором, а при наличии проточного
водонагревателя на кухне выключаются основная и запальная горел-
ки. Обеспечивается вентиляция помещения за счет открытия фрамуг,
форточек, окон, посторонние лица из помещения кухни удаляются.
364
Выжигается газ через горелку прибора, разбирается кран перед прибо-
ром, вынимается его пробка.

При отсутствии крана на вводе в квартиру вместо вынутой пробки
мгновенно вставляется инвентарная. Мягкой ветошью быстро очища-
ется от старой смазки корпус крана и пробка. Пробка смазывается тон-
ким слоем смазки. Устанавливается смазанная пробка и собирается
кран. Проверяется плавность хода пробки путем ее вращения. Откры-
вается кран на вводе в квартиру (если он имеется). Проверяется герме-
тичность крана с помощью мыльной эмульсии, разжигаются горелки
(горелка) прибора.

Технологический процесс смазки блок-крана водонагревате-
ля.

Перекрывается вентиль на водопровод и газовый кран на опуске к
водонагревателю. Снимается ручка газового крана и кожух водонагре-
вателя. Разбирается кран и мягкой ветошью очищаются от старой
смазки пробка и корпус крана. Наносится тонкий слой смазки на проб-
ку крана. Собирается газовый кран водонагревателя, при этом пробка
крана должна поворачиваться от легкого усилия руки. Открывается
газовый кран перед водонагревателем. Проверяется герметичность
блок-крана с помощью мыльной эмульсии.

Технологический процесс смазки кранов газовых плит.

Перекрывается кран на опуске перед плитой. Плиты, имеющие ос-
вещение духового шкафа, до начала работ должны быть отключены от
электросети.

Выжигается газ через одну из горелок. Снимается решетка рабоче-
го стола и предохранительный щиток (или крышка стола). Снимаются
верхние горелки плиты. Снимаются рабочий стол и распределитель-
ный щиток. Отворачивается винт, закрепляющий стержень с пружи-
ной и пробкой в корпусе крана. Вынимается пробка крана. Мягкой ве-
тошью очищаются от старой смазки корпус и пробка. Пробка крана
смазывается тонким слоем смазки, вставляется в корпус и несколько
раз поворачивается, а затем вынимается, и ее проходные отверстия ос-
вобождаются от смазки. Вставляется пробка, пружина, стержень и за-
стопоривается винтом.

В этой же последовательности смазываются остальные краны пли-
ты.

Открывается кран перед плитой. Проверяются на герметичность с
помощью мыльной эмульсии краны плиты и места их соединения с
коллектором. Производится сборка плиты.
Технологический процесс опрессовки внутридомового газово-
го оборудования под газом.

Опрессовка внутридомового газового оборудования производится
«Устройством для опрессовки внутридомового газового оборудова-
ния газом» (УОГО) в соответствии с требованиями паспорта на это
устройство. При отсутствии УОГО опрессовка внутридомового газо-
вого оборудования осуществляется в такой последовательности:

к газоподводящим полостям (обычно к форсунке или взамен фор-
сунки горелок стола бытовой газовой плиты) присоединяются манова-
куумметр и приспособление для создания избыточного давления на
500 мм вод. ст. Простейшим приспособлением может служить камера
футбольного мяча или другая емкость с переменным объемом,

открываются краны тех горелок, к форсункам которых присоеди-
нен мановакуумметр и емкость. Делается выдержка до полного напол-
нения емкости газом,

закрывается кран на ввод (стояке, опуске и т. п.),

отключается проверяемый участок от остальной системы газопро-
водов,

за счет выдавливания из емкости газа, на проверяемом участке га-
зопровода создается избыточное давление 500 мм вод. ст.,

закрывается кран горелки, к форсунке которой присоединена ем-
кость, и по мановакуумметру проверяется герметичность проверяемо-
го участка. Падение давления в течение 5 мин не должно превышать
20 мин вод. ст.,

после проверки герметичности, отыскания мест утечек с помощью
мыльной эмульсии и устранения их открывается кран горелки, к фор-
сунке которой присоединена емкость, и давление газа снижается до
рабочего,

разжигается одна из горелок и газ из емкости выдавливается в сис-
тему газопроводов. Интенсивность выдавливания должна быть такой,
чтобы давление в газопроводе не превышало рабочее,

после полного удаления газа из емкости закрываются краны горе-
лок, отсоединяются мановакуумметр и емкость,

открывается кран на вводе (стояке, опуске и т. п.).

Технологический процесс проверки работоспособности авто-
матики безопасности по тяге.

Проверка работоспособности автоматики безопасности по тяге
производится «Устройством контроля работоспособности автоматики
безопасности по тяге бытовых газовых аппаратов» (УКРАТ) в соот-
ветствии с требованиями паспорта на это устройство.
При отсутствии УКРАТ проверку работоспособности автоматики
безопасности по тяге проверяют путем искусственного нарушения
разрежения (тяги) в дымоходе в такой последовательности:

газогорелочные устройства для отопительных бытовых печей: за-
крыть шибер, поднести факел к смотровому окну, замерить секундо-
мером время с момента отклонения факела от смотрового окна в сто-
рону помещения до момента прекращения поступления газа.

Автоматика должна обеспечивать прекращение подачи газа в уст-
ройство за время не менее чем через 10 с и не более чем через 60 с.

Аппараты водонагревательные проточные газовые бытовые и ап-
параты отопительные газовые бытовые с водяным контуром: демон-
тировать присоединительную металлическую трубу от аппарата к ды-
моходу, плотно перекрыть дымоотводящий патрубок пластиной, вы-
полненной из термостойкого материала, замерять секундомером вре-
мя с момента перекрытия патрубка аппарата до момента прекращения
поступления газа.

Автоматика должна обеспечивать прекращение подачи газа за вре-
мя не менее чем через 10 с и не более чем через 60 с.

Характерные неисправности бытовой газовой аппаратуры, их
обнаружение и устранение. Наиболее характерными неисправностя-
ми бытовых газовых плит являются: утечка газа; плохое поступление
газа на горелку; пробка крана поворачивается туго или не поворачива-
ется совсем; пламя по окружности горелки имеет разную высоту; не-
полное сгорание газа в горелках плиты; отпадает дверка духового
шкафа или слишком плотно прилегает.

Утечки газа могут произойти из резьбовых соединений, краников
плиты, оставленных случайно открытыми, при отрыве пламени от го-
релок плиты. Обнаруженная утечка устраняется заменой пеньковой
набивки в резьбовых соединениях, сменой прокладок во фланцевых
соединениях, перекрытием краников плиты и другими способами в за-
висимости от характера и причин утечек газа.

Смазку кранов производят следующим образом. Если перед сма-
зываемым краном имеется еще кран, то его перекрывают. У смазывае-
мого крана отвертывают гайку хвостовика и вынимают пробку. Чис-
той ветошью протирают пробку и внутреннюю часть корпуса и удаля-
ют все твердые частицы, попавшие туда из газопровода. После этого
пробку вновь смазывают так, чтобы излишек смазки не попал в отвер-
стия крана и пробки, которую вставляют в корпус крана.

При смазке кранов на рампе плиты соблюдают такой порядок: пе-
рекрывают кран перед плитой, снимают ручки кранов и по очереди
разбирают и смазывают все краны. Для разбора крана достаточно от-
вернуть упорный штифт. Очередность при разборе и смазке кранов не-
обходима, чтобы не перепутать их пробки, так как каждая пробка
«притерта» к своему корпусу и может не подойти к другому.

Резьбовые соединения плиты поверяют в присоединительном
штуцере, у форсунок, в кранах.

Наиболее часто наблюдается неполное сгорание газа в горелках
плиты. Причиной этого является недостаток или отсутствие первично-
го воздуха. Неполное сгорание газа характеризуется высоким факелом
яркого соломенного цвета с выделением копоти, оседающей на нагре-
ваемом предмете. Эту неисправность легко устранить добавочной по-
дачей первичного воздуха через регулятор. Если оказывается, что при
полном открывании регулятора первичного воздуха не хватает, то это
означает, что количество газа в горелку поступает больше положенно-
го, т. е. форсунка имеет большое отверстие. Поэтому необходимо за-
менить форсунку.

Отрыв пламени от горелки возможен ввиду повышенного давле-
ния газа перед плитой или избытка первичного воздуха. Для выясне-
ния первой причины достаточно посмотреть, как работают другие
приборы, присоединенные к этому газопроводу. Если неисправность
наблюдается у всех горелок, то необходимо проверить давление газа в
газопроводе по жидкостному манометру, подсоединив его резиновым
шлангом к форсунке верхней горелки плиты. Если давление повыше-
но, нужно немедленно сообщить об этом в аварийную службу для при-
нятия срочных мер. Если эта неисправность вызвана избытком пер-
вичного воздуха, то достаточно, повернув регулятор первичного воз-
духа, уменьшить его подачу до нормы. Отрыв пламени от горелки про-
исходит потому, что скорость истечения газовоздушной смеси больше
скорости распространения пламени. Он опасен тем, что горелка может
погаснуть и вызвать загазованность помещения.

Характерные неисправности газовых плит:

недостаточное давление газа. Следует посмотреть, как работают
остальные горелки плиты и горелки других приборов, подсоединен-
ных к этому газопроводу. Если неисправность общая или пламя на ос-
тальных горелках недостаточной величины, это значит, что давление в
газопроводе понижено. Нужно проверить положение крана на вводе,
обследовать, особенно в зимнее время, вводы и т. д.;

засорение краников плиты. Чаще всего такое засорение происхо-
дит при неправильной смазке крана. Для устранения неисправности
необходимо разобрать и прочистить кран;
краники на рампе плиты поворачиваются с большим трудом. Та-
кая неисправность вызвана отсутствием смазки. Необходимо разо-
брать и смазать краны. Попутно следует установить, выдвигается ли
поддон плиты при работе духового шкафа. Следует дополнительно
проинструктировать абонента;

ручка краника может поворачиваться, не открывая или не закры-
вая его. Это может происходить либо при разработанном гнезде в руч-
ке, либо при выпадении стопорного винта из пробки крана. В первом
случае ручку заменяют, а во втором устанавливают другой стопорный
винт;

при закрывании краника горелка не гаснет. Это происходит от то-
го, что он плохо притерт. Такая неисправность может сопровождаться
также утечкой газа. Она устраняется путем притирки пробки краника
или его замены;

при работе духового шкафа гаснут верхние горелки плиты. Неис-
правность вызвана тем, что через неплотности в верхней части духо-
вого шкафа идет горячий воздух и задувает пламя горелок. Необходи-
мо замазать огнеупорной мастикой щели и отверстия, через которые
идет горячий воздух.

Основным недостатком в работе газовых плит повышенной ком-
фортности, например плиты ПГ4-П-14, является частый отказ термо-
электромагнитного клапана. Клапан в силу ряда причин не удержива-
ет магнитную пробку в открытом для прохода газа положении после
розжига одной из горелок духового шкафа. Завод-изготовитель реко-
мендует замену магнитной пробки в целом, имея в виду, что после-
дующий детальный ремонт снятой магнитной пробки будет произво-
диться в мастерских газового хозяйства.

При техническом обслуживании проточных водонагревателей не-
обходимо выполнить следующие работы: смазку кранов, проверку га-
зопроводов на плотность, проверку работы автоматики, устранение
неисправностей и проверку тяги.

Краны водонагревателя смазывают по мере надобности.

Проверку на плотность проводят во всех соединениях блок-крана,
горелки, подводящего газопровода и крана перед прибором. Особенно
следует обратить внимание на место соединения горелки с блок-кра-
ном, на краны горелки и запальника. Проверку на плотность проводят
при каждом посещении по графику.

Работу автоматики водонагревателя проверяют при включенном
приборе. Если прибор включается и выключается нормально, то авто-
матика исправна.
Чтобы проверить работу термоклапана, необходимо у выключен-
ного прибора полностью открыть водяной вентиль разбора, затем кра-
ны на опуске запальника и на горелке, не зажигая запальника. Если газ
на горелку не поступает, то термоклапан работает нормально. Чтобы
проверить работу мембраны блок-крана, следует у работающего при-
бора перекрыть кран разбора горячей воды. Если горелка сразу гаснет,
то мембрана работает нормально.

Чтобы поверить работу замедлителя зажигания у водонагревателя
Л-1, нужно открыть кран на опуске, зажечь запальник и открыть кран
горелки. Если затем резко открыть водяной вентиль разбора воды, то
горелка должна загореться без хлопка.

Недостаточный нагрев воды может происходить от недостаточной
высоты пламени горелки вследствие неправильной регулировки при-
бора, недостаточного давления газа в сети или давления воды в водо-
проводе. Сначала следует проверить подачу газа в прибор, затем дав-
ление воды в водопроводе; для этого открывают кран холодной воды в
раковине. Если горелка водонагревателя начинает гаснуть, то давле-
ние воды в водопроводе ниже нормального. Если давление воды нор-
мальное, то это означает, что прибор правильно отрегулирован.
Способ регулировки зависит от марки прибора.

У водонагревателя Л-1 для увеличения подачи газа следует вра-
щать винт замедлителя зажигания по часовой стрелке, это уменьшает
свободный ход шарика.

Высота пламени нормальная, но продолжает поступать холодная
вода — рекомендуется слегка постучать по радиатору. Если при этом
из радиатора сыпется сажа, то это означает, что пластины калорифера
забиты сажей. Сажа — плохой проводник тепла, она препятствует те-
плообмену и вода, проходя по змеевику, не успевает нагреться. Для
устранения неисправности следует снять радиатор и промыть калори-
фер струей воды. Категорически запрещается соскабливать сажу, так
как можно согнуть медные пластины калорифера и он окажется не-
пригодным для использования.

Второй причиной плохого нагрева воды может быть выход радиа-
тора из строя. У радиатора часто сгорают пластины калорифера или
прогорают стенки огневой камеры, вследствие чего снижается его теп-
лообменная способность. В этом случае радиатор следует заменить.

Третья причина плохого нагрева воды — отложение в трубках
змеевика при жесткой воде накипи, препятствующей нагреву воды.
Необходимо снять радиатор и удалить накипь слабым раствором соля-
ной кислоты.
Четвертой причиной может быть то обстоятельство, что шток га-
зового клапана оказался коротким, отчего клапан открывается не пол-
ностью и к горелке поступает недостаточное количество газа.

Если запальник горит, а горелки при открывании водоразбора не
загораются, то это свидетельствует о неисправности термоклапана,
т. е. о том, что произошло заклинивание штока или клапана. Для уст-
ранения неисправности нужно нажать на биметаллическую пластину.
Если клапан не откроется, горелку необходимо снять.

Иногда термоклапан может не открываться потому, что недоста-
точно прогревается биметаллическая пластина. Неисправность может
возникнуть вследствие понижения давления перед водонагревателем.
Это легко устранить, открыв водяной кран в раковине. Основная го-
релка может не включаться также вследствие неисправности мембра-
ны. При разрыве мембраны ее нужно заменить.

При включении водонагревателя может не загореться запальник.
Причина — засорение отверстия запальника. Для устранения неис-
правности достаточно снять смеситель запальника и прочистить от-
верстие. Если это не поможет, разобрать краник запальника и удалить
смазку из отверстия краника.

При прекращении разбора горячей воды горелка не гаснет. Эта не-
исправность сразу влечет за собой другую — распаивание радиатора.
Прежде чем поставить новый радиатор, надо выяснить причину рас-
пайки. Причины: под газовый клапан попал посторонний предмет,
вследствие чего клапан не может войти в седло, неисправны пружины
или произошло заедание штока клапана.

Если обнаружено неполное сгорание газа в горелке водонагревате-
ля, следует установить наличие тяги под колпаком тягопрерывателя.

Иногда горение становится нормальным при увеличении притока
свежего воздуха (открыта дверь в помещение ванной комнаты). Это
означает, что необходимо увеличить щель под дверью или площадь
решетки в нижней части двери.

При неисправном калорифере (забит сажей, сгорели или погнуты
пластины) также нарушается горение газа. В этом случае необходимо
прежде устранить неисправность калорифера, а потом регулировать
горение газа в основной горелке водонагревателя.

Если горелка водонагревателя при включении загорается с хлоп-
ком, то пламя запальника или мало, или направлено в сторону от ос-
новной горелки. При включении горелки газ загорается не сразу,
вследствие чего в огневой камере успевает образоваться взрывоопас-
ная смесь. Чтобы избежать образования взрывоопасной смеси, следу-
ет либо увеличить пламя запальника, либо направить его так, чтобы
оно было над основной горелкой.

У водонагревателя Л-1 горелка может загореться с хлопком, так
как не работает замедлитель зажигания. Для устранения неисправно-
сти нужно разобрать замедлитель зажигания и удалить смазку и грязь.

При утечке газа в корпусе блок-крана следует установить причину
и устранить ее.

В работе слесарю могут встретиться неисправности, не указанные
в перечне. Каждый слесарь должен искать причину неисправности,
начиная с легко проверяемых, и только выяснив, что произошло, при-
ступать к разборке водонагревателя.

Эксплуатация и ремонт водонагревателей АГВ-80 и АГВ-120.
При техническом обслуживании слесарь обязан производить следую-
щие операции: смазку кранов; проверку на плотность; проверку рабо-
ты автоматики и тяги; устранение неисправностей.

Автоматику проверяют отдельно по каждому узлу или блоку. При
проверке слесарь обязан согласно правилам эксплуатации включить и
выключить прибор.

Для проверки работы электромагнитного клапана нужно вклю-
чить запальник и горелку, а затем выключить газ и прослушать, когда
электромагнитный клапан перекроет проход газа на горелку. В этом
случае будет слышен легкий щелчок.

Для проверки терморегулятора необходимо нагреть воду в баке и
переместить регулятор температуры вниз, горелка должна погаснуть.
Если переместить регулятор температуры вверх, горелка должна дей-
ствовать.

Тягу проверяют так же, как и у проточных водонагревателей.

Маленькое пламя означает, что засорились сопло форсунки или
краны на газопроводе. Для устранения этой неисправности необходи-
мо разобрать краны и прочистить их.

При неисправности запальника газ не поступает в горелку запаль-
ника. Это значит, что засорились форсунка запальника или отверстие,
ведущее в корпус электромагнитного клапана. Если запальник горит
при нажатой кнопке, а при отпускании ее гаснет, то плохо нагревается
термопара, потому что пламя запальника до нее не достает или термо-
пара покрыта слоем копоти. Для устранения первой причины надо ли-
бо увеличить пламя запальника, либо подогнуть конец термопары так,
чтобы он попал в пламя запальника. Для устранения второй причины с
термопары нужно убрать слой копоти.
Причину нарушения работы электрической цепи следует искать в
контактах термопары и электромагнита. Их необходимо разъединить,
а свинцовые контакты зачистить. Если разрыв цепи произошел внутри
термопары, то ее необходимо заменить. Если нет соприкосновения ме-
жду якорем и электромагнитом, следует снять крышку с электромаг-
нитной части клапана и осмотреть поверхность якоря. Она может быть
покрыта коррозией и пылью. Коррозию и пыль следует счистить.

Если электромагнитный клапан сработал, а газ продолжает посту-
пать на горелку, то нужно проверить, закрыт ли нижний клапан. Для
этого необходимо отвернуть нижнюю пробку, вынуть пружину и из-
влечь клапан. Может оказаться, что тарелка клапана загрязнена или
пришел в негодность мягкий уплотнитель. Причиной последней неис-
правности является ослабление пружины клапана, ее следует заме-
нить.

При опускании кнопки электромагнита запальник продолжает го-
реть, а горелка не включается. В этом случае причина неисправности в
терморегуляторе. В первую очередь следует обратить внимание на
температуру воды в баке. Если вода нагрета до температуры, близкой
к заданной, то следует перевести рычаг настройки температуры на
большую величину. Горелка при этом должна загореться. Если горел-
ка не загорается, то, значит, вышла из строя система рычагов терморе-
гулятора.

Терморегулятор не поддерживает заданную температуру воды.
Нужно попытаться настроить терморегулятор. При срабатывании тер-
морегулятора горелка не гаснет или отключается не полностью, зна-
чит неисправен газовый клапан терморегулятора. При этом возможны
засорение клапана, слабая притирка клапана к седлу или ослабление
пружины газового клапана.

При обслуживании и ремонте автоматики безопасности модерни-
зированного АГВ-80 следует учитывать возможность самовольного
пропуска газа из-под колпака датчика тяги. В этом случае может
уменьшиться подача газа на запальную горелку и нарушиться работа
автоматики. Необходимо проверять герметичность посадки клапана
датчика тяги на седло. Для этого достаточно прижать клапан пальцем
сверху и проверить, изменится ли конфигурация языка пламени, обог-
ревающего конец термопары.

В новой конструкции водонагревателя газовый магнитный клапан
сохранил три контрольных параметра расположения своих внутрен-
них элементов, они фиксируются в закрытом положении, когда уплот-
нение нижнего клапана прижато к седлу и проход газа закрыт на обе
горелки водонагревателя.

В этом положении уплотнение верхнего клапана должно нахо-
диться на расстоянии 5 мм от кромки седла, нижний срез диска яко-
ря — на расстоянии 2,5 мм от сердечника.

Рассмотрим наиболее характерные неполадки АГВ-120.

Газ не поступает на запальную горелку. Наиболее вероятные
причины: забито смазкой или засорено сквозное отверстие в корпусе
блока автоматики; забито смазкой отверстие в пробке краника запаль-
ной горелки; деформировалась прокладка в месте соединения отводя-
щей трубки с краником запальной горелки; засорился фильтр запаль-
ной горелки.

Газ не поступает на основную горелку. Наиболее вероятные
причины: забито смазкой отверстие в пробке газового крана основной
горелки; нарушилось равновесие фигурных рычагов и пружины,
вследствие чего газовый клапан прижат к низу пробки крана основной
горелки.

При достижении заданной температуры система рычагов и
пружины не срабатывает. Наиболее вероятные причины: нарушена
герметичность системы термобаллон — капиллярная трубка — силь-
фон; недостаточна длина штока, через который передается движение
сильфона на большой фигурный рычаг; нарушено равновесие между
фигурными рычагами и пружиной; сломана пружина фигурных рыча-
гов; система термобаллон — капиллярная трубка — сильфон пере-
полнена керосином. В этом случае можно отпаять конец термобаллона
и отлить часть керосина.

При достижении заданной температуры система фигурных
рычагов и пружины срабатывает, но газ продолжает поступать на
горелку. Наиболее вероятные причины: перекосился газовый клапан;
на клапане имеются механические примеси или ржавчина; на нижнем
конце пробки газового крана основной горелки имеется деформация;
пробка газового крана основной горелки не плотно сидит в конусе.

Контрольные вопросы

1. Расскажите об устройстве внутридомовых газопроводов. 2. Перечислите основ-
ные характеристики газовых приборов. 3. Каковы устройство и принцип работы быто-
вых газовых плит? 4. Расскажите об устройстве и принципе работы проточных водона-
гревателей. 5. Объясните устройство и принцип работы емкостных водонагревателей.
374
6. Какие технические новшества внесены в емкостные водонагреватели? 7. Расскажите
об устройстве и принципе работы отопительных котлов, печных газовых горелок.
8. Объясните принцип работы отопительных аппаратов с водяным контуром. 9. В чем
заключается принцип работы автоматических устройств газовой аппаратуры? 10. Как
производится отвод продуктов сгорания в газоходы? 11. Как производится пуск газа в
газовые приборы? 12. Как производится техническое обслуживание газовых приборов?
13. Как определить техническое состояние приборов по объективным диагностическим
признакам? 14. Расскажите о характерных неполадках в работе газовых приборов, их
обнаружении и устранении.

ГЛАВА 10

ГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОММУНАЛЬНО-БЫТОВЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ

В столовых, ресторанах, детских садах и яслях, больницах и дру-
гих коммунально-бытовых предприятиях применяются различные га-
зовые аппараты. К ним относятся котлы для варки пищи; кондитер-
ские шкафы ГКШ-3 для выпечки кондитерских изделий; кофеварки
для приготовления кофе и какао; жаровник УЖГ-Г-1 для жарения раз-
личных продуктов; фритюрницы ГФ-1 для приготовления кулинар-
ных и кондитерских изделий; автоклавы АГ-60 для приготовления
жидких блюд, ресторанные плиты.

10.1.	Пищеварочные котлы

В эксплуатации находятся пищеварочные котлы различных моди-
фикаций: стационарные пищеварочные газовые котлы с косвенным
обогревом КПГ-160 и КПГ-250; опрокидывающиеся пищеварочные
котлы КПГ-40 и КПГ-60; газовые автоклавы АГ-60.

Рассмотрим устройство и принцип действия пищеварочных кот-
лов на примере наиболее распространенного котла КПГ-250.

Пищеварочный котел КПГ-250 (рис. 141). Предназначен для
приготовления первых блюд, соусов, гарниров. Котел состоит из ва-
рочного котла, корпуса, парогенератора, газогорелочного устройства
и автоматики.

Варочный котел 1 вмонтирован в теплоизолированный корпус 2.
Между варочным котлом и корпусом имеется пространство для паро-
водяной рубашки 5, соединенное с парогенератором 9. Жидкость в па-
роводяную рубашку заливают через воронку 11, уровень воды контро-
лируют краном 10.

Газогорелочное устройство состоит из трех инжекционных горе-
лок — двух основных 7 и средней вспомогательной 6. У вспомога-
тельной горелки размещен запальник 5 с двумя выходами пламени.
Один факел пламени запальника зажигает среднюю горелку, другой
подогревает термопару 4 электромагнитного клапана 15. Основные
горелки воспламеняются от вспомогательной горелки. Внутренняя
полость парогенератора 8 соединена с дымоходом и служит одновре-
менно топочной камерой. Продукты сгорания нагревают стенки паро-,
генератора, а образующиеся в нем пары воды заполняют пароводяную
рубашку 3. Автоматика регулирования, состоящая из электроконтакт-
ного манометра 12 и соленоидного клапана 14, обеспечивает поддер-
жание заданного давления пара в пароводяной рубашке котла.

Принцип работы автоматики безопасности и регулирования котла
(рис. 141,6) заключается в следующем. Пламя запальника 9 нагревает
термопару 8, в которой развивается ЭДС. При этом электромагнитный
клапан 7 открыт для пропуска газа к средней горелке 2, запальнику и
соленоидному клапану 3. Соленоидный клапан 3 открывается при по-
даче в его обмотку электрического тока через трансформатор 4 и про-
межуточное реле 5. Если запальник погаснет, в термопаре исчезнет
ЭДС, и обесточенный электромагнитный клапан закроет проход газа к
горелкам.

Максимальное и минимальное давление пара в пароводяной ру-
башке контролируется стрелками электроконтактного манометра 6.
При повышении давления пара сверх допустимого показывающая
стрелка манометра замкнет контакт с верхней контрольной стрелкой.
В результате срабатывает промежуточное реле 5 и разомкнет электро-
цепь соленоидной катушки и соленоидный клапан перекроет проход
газа к основным горелкам 1. Средняя горелка будет продолжать гореть
и поддерживать тепловой режим.

Если давление пара снизится до минимального, то показывающая
(вторая) стрелка манометра замкнет контакт с нижней контрольной
стрелкой. В результате промежуточное реле замкнет электроцепь и со-
леноидный клапан возобновит подачу газа на основные горелки.

Автоклав АГ-60. Автоклавом называется герметически закры-
вающийся сосуд, в котором приготовление пищи осуществляется под
давлением, превышающим атмосферное и, следовательно, при темпе-
ратуре выше 100° С. Автоклавы используют в основном для варки кос-
тей, приготовления бульонов, для быстрой варки овощей, мяса. Ва-
376
-220В

??о]т

Газ

2 — теплоизолированный

Рис. 141. Пищеварочный
газовый котел КПГ-250:

Dm пароВодяной
рубашки

тивовес, 14 — соленоидный

корпус,

12 — электро-

9

Ю

13 — про-
i клапан,

а — общий вид: 1 — варочный котел,

3 — пароводяная рубашка, 4 — тер-
мопара, 5— запальник, 6 — вспомо-
гательная горелка, 7 — основная го-
релка, 8— внутренняя полость паро-
генератора, 9 — парогенератор, 10 —

кран, 11 — воронка, ,
контактный манометр,

15— электромагнитный клапан, 16 —
откидная крышка; б — схема авто-
матики безопасности и регулирования:
1 — основная горелка, 2 — средняя го-
релка, 3 — соленоидный клапан, 4 —
трансформатор, 5 — промежуточное
реле, 6 — электроконтактный мано-

метр, 7 — электромагнитный клапан, 8,
10 — запальник, 9— термопара


рочный котел автоклава обогревается водяным паром, заполняющим
пространство между котлом и корпусом. Водяная рубашка соединена
с парогенератором — концентрично расположенными кольцевыми
каналами, заполненными кипяченой водой. Продукты сгорания газа,
проходя по каналам парогенератора, отдают ему значительную часть
тепла и направляются в дымоход. Вода, заполняющая парогенератор,
нагревается до кипения, а образующийся пар поступает в пароводя-
ную рубашку котла. С помощью крана, установленного на крышке
котла, можно удалять воздух из варочного котла. Принцип действия
автоматики безопасности и регулирования аналогичен автоматике пи-
щеварочного котла КПГ-250.

10.2.	Ресторанные плиты

Широкое распространение в последние годы получили секцион-
ные ресторанные плиты, которые можно собирать из определенного
количества автономных секций. Сборная плита из нескольких секций
может иметь секции с духовым шкафом и без него.

Рассмотрим устройство и принцип работы ресторанных плит на
примере плиты ПСГШ-2 (рис. 142). Жарочная поверхность 2 аппарата
представляет собой чугунную плиту, ребристую снизу, чтобы увели-
чить поверхность нагрева, и гладкую сверху, чтобы создать больше
точек соприкосновения с дном нагреваемой посуды.

Под жарочной поверхностью расположены две инжекционные го-
релки 3 и запальник 10. Отходящие газы проходят под жарочной по-
верхностью и устремляются в патрубок 7 квадратного сечения, под-
соединенный к газоходу. Попутно газы нагревают змеевик 8, через ко-
торый течет вода. Таким образом, секционная плита используется не
только для приготовления пищи, но и для подогрева воды. Рампа (га-
зовый коллектор) расположена в передней части. Она состоит из под-
водящей газовой трубки, двух кранов и терморегулятора.

Коллектор может с обеих сторон подсоединяться к коллекторам
других секций или, если секция-одна, он с одной стороны подсоединя-
ется к газопроводу, а с другой — ставится заглушка. На две верхние
горелки имеется один кран 3. Он сблокирован с краником запальника
так, что, не открыв кран запальника, нельзя открыть кран горелки.

Терморегулятор смонтирован на рампе плиты, он имеет ручку и
температурную шкалу. Его назначение — включать и выключать го-
релку духового шкафа, а также поддерживать заданную температуру.
378
в 12	11

Рис. 142. Секция ресторанной плиты ПСГШ-2:

/ — рама, 2 — стол, 3 — верхняя горелка, 4 — ручка терморегулятора жарочного шкафа,
5 — жарочный шкаф, 6 — горелка жарочного шкафа, 7 — патрубок для подсоединения к газоходу,
8— змеевик, 9 — жарочная поверхность, 10— запальник, // — коллектор, 12 — регулятор
первичного воздуха, 13— кран верхней горелки и запальника, 14— теплоизоляция жарочного
шкафа

Духовой шкаф располагается в нижней части корпуса и состоит из
горелки, комплекта противней, дверцы, термометра и зеркала. Духо-
вой шкаф снабжен инжекционной горелкой. Регулятор первичного
воздуха расположен внутри, а не выведен наружу, как у верхних горе-
лок. Кран горелки на рампе сблокирован с краном запальника. На под-
водящей газовой трубе установлен терморегулятор. Дверца духового
шкафа устроена аналогично дверце духового шкафа бытовой газовой
плиты, но пространство между верхней и внутренней крышками за-
полнено шлаковатой. Шлаковатой изолированы и стенки духового
шкафа.

На передней стенке секционной плиты закреплено зеркало, кото-
рое служит для наблюдения за работой запальника горелки духового
шкафа.

В секционной плите ПГС-2 вместо духового шкафа могут быть ус-
тановлены полки.
Эксплуатируют ресторанные плиты в соответствии с инструкци-
ей, которую разрабатывают с учетом требований правил технической
эксплуатации и правил безопасности и вывешивают на видных мес-
тах.

Помещение, в котором устанавливаются ресторанные плиты,
должно быть обеспечено естественным освещением и необходимой
вентиляцией. Устанавливать плиты следует так, чтобы имелся свобод-
ный доступ к рабочим местам плиты. Проходы между газовыми агре-
гатами должны быть не менее 1,5 м.

При обслуживании ресторанных плит слесарь обязан: смазывать
краны; проверять на плотность газопровод; проверять тягу и вентиля-
цию; устранять неисправности. Так как краны подвергаются нагреву,
смазывать их слесарь должен при каждом посещении по графику.
Проверку на утечку газа производят во всех соединениях на подводя-
щем газопроводе и рампе плиты.

Неисправности ресторанных плит аналогичны неисправностям
бытовых плит. Кроме того, в ресторанных плитах часто возникает пе-
рекос заслонки регулятора первичного воздуха под воздействием вы-
сокой температуры. Чтобы устранить эту неисправность, нужно снять
горелку и выправить тягу заслонки.

Контрольные вопросы

1. Объясните принципиальное устройство газового оборудования пишеварочиых
котлов. 2. Расскажите об устройстве и принципе работы ресторанных плит. 3. Что вхо-
дит в состав работы при техническом обслуживании газового оборудования коммуналь-
но-бытовых потребителей газа?

ГЛАВА 11

ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗОВОГО ТОПЛИВА В ПРОМЫШЛЕННЫХ

ПЕЧАХ И КОТЛАХ

11.1.	Устройство газовых сетей

Г азоснабжение промышленных предприятий и котельных осуще-
ствляется преимущественно от газопроводов среднего или высокого
давления. Система газоснабжения предприятия состоит из следующих
элементов: ввода газа, газорегуляторных пунктов и установок, межце-
ховых и внутрицеховых газопроводов, газогорелочных устройств.

380
Рис. 143. Схема газоснабжения промышленного предприятия:

1 — отключающее устройство в колодце, 2 — центральный ГРП, 3 — штуцер с краном для отбора
проб, 4 — продувочный трубопровод, 5 — газопроводы высокого давления, 6 — газопроводы
среднего давления, 7—шкафная ГРУ

Ввод газа обычно делается подземным, и на нем устанавливается
отключающее устройство. Межцеховые газопроводы могут быть над-
земными, подземными или смешанными. Опыт газификации про-
мышленных предприятий показывает, что межцеховые газопроводы
преимущественно прокладываются надземным способом, так как в
этом случае они более доступны для обслуживания и ремонта, менее
опасны при утечках газа, не подвержены подземной коррозии.

Прокладывают надземные газопроводы, используя опоры, эстака-
ды, огнестойкие наружные стены и перекрытия. На эстакадах и опорах
допускается совместная прокладка газопроводов с трубопроводами
для пара, воздуха, воды и кислорода. При этом необходимо обеспе-
чить возможность осмотра и ремонта каждого трубопровода. По сте-
нам зданий газопроводы прокладывают на кронштейнах, а по пере-
крытиям — на опорах высотой не менее 0,5 м. Для обеспечения ком-
пенсации температурных деформаций надземных газопроводов на
них сооружают специальные компенсаторы. Перед вводом газопрово-
дов в цеха устанавливают отключающие устройства и продувочные
линии. Все внутрицеховые газопроводы прокладывают открыто и кре-
пят с помощью кронштейнов или подвесок. Если газопровод пересека-
ется с электрокабелем, то расстояние между ними должно быть не ме-
нее 100 мм, а при параллельной прокладке — не менее 250 мм. Все
внутрицеховые газопроводы окрашивают в желтый цвет с красными
кольцами, а надземные межцеховые газопроводы защищают лакокра-
сочными покрытиями, состоящими из 2...3 слоев грунтовки и двух
слоев эмали или лака.
При выборе схемы газоснабжения учитывают режим газопотреб-
ления цехами, характеристику тепловых агрегатов и горелочных уст-
ройств на основе технико-экономических расчетов.

На рис. 143 показана схема газоснабжения крупного промышлен-
ного предприятия. Г аз от газопровода высокого давления через отклю-
чающее устройство 1 в колодце подается в центральный газорегуля-
торный пункт ГРП 2. В нем осуществляется замер расхода газа и его
редуцирование. В данном случае для цехов № 1 и № 2 подается газ вы-
сокого давления, для цехов № 3 и № 4 и котельной — среднего давле-
ния, а для столовой — низкого давления (через ГРУ). При большем
количестве цехов и значительной удаленности их от центрального
ГРП в цехах могут монтироваться шкафные ГРУ 7, обеспечивающие
стабильность давления газа перед горелками агрегатов. При больших
расходах газа в цехах могут монтироваться узлы учета расхода газа
для контроля за рациональным и экономичным сжиганием газа.

11.2.	Требования к помещениям и газопотребляющим
агрегатам

В помещения производственных цехов и котельных разрешается,
как правило, подавать газ давлением 0,6 МПа.

Освещение помещений естественное в дневное время и электриче-
ское в ночное. Площадь оконных проемов выполняет одновременно
функции взрывных клапанов, поэтому для котельных суммарная пло-
щадь остекленных проемов должна быть не менее 30 % площади од-
ной из наибольших стен. Газовые котельные кроме обычного рабочего
должны иметь аварийное освещение от самостоятельных источников
питания.

Вентиляция котельных должна обеспечивать не менее чем трех-
кратный воздухообмен без учета воздуха, потребного для сгорания га-
за. Приток воздуха осуществляется за котлами, а вытяжка — из верх-
ней зоны. Газовые горелки котлов и печей, изготовленные по дейст-
вующим нормалям, должны обеспечивать устойчивость горения в
пределах регулирования допустимой тепловой нагрузки агрегата. Рас-
стояние от передней части горелок до противоположных стен должно
быть не менее 1 м. На фронтальном щитке или дверцах топок агрега-
тов предусмотрены смотровые отверстия, через которые производит-
ся розжиг горелок и наблюдение за их работой.

В топках, боровах и газоходах может скопиться взрывоопасная га-
зовоздушная смесь, для предупреждения скопления этой смеси в ши-
382
Рис. 144.
Предохранитель-
ный взрывной
клапан:

берах котлов устраивают специальные отверстия
диаметром не менее 50 мм.

Для предохранения газопотребляющих агрега-
тов от возможного разрушения в случае взрыва в них
газовоздушной смеси в стенках топки и дымоходов
устанавливают взрывные клапаны. Конструкция
взрывных предохранительных клапанов может быть
различной, распространение получил клапан, изо-
браженный на рис. 144.

Клапан выполнен в виде чугунной рамы 2 с от-
кидной дверцей на петлях. Рама заделывается в клад-
ку 4 топки или газохода. При взрыве газовоздушной
смеси дверца 5 клапана откидывается и после сниже-
ния давления в топке или газоходе закрывается. Ра-
ма изготовлена такой формы, чтобы закрытая дверца
в наклонном положении прижималась к раме и за
счет собственной массы. Для предотвращения под-

соса ВОЗДуха В ТОПКУ ИЛИ ГаЗОХОДЫ СЛУЖИТ асбеСТО- / _ мембрана, 2 —
вая мембрана 1. При взрыве сначала разрушается ас- р»“а. 3—дач>да
бестовая мембрана, а затем открывается дверца. клапана’ 4~кладка
Форма взрывных клапанов квадратная или круглая,
так как в этом случае мембрана разрушается при наименьшем усилии
взрывной волны.

Взрывные клапаны, как правило, устанавливают в тех местах, где
возможно образование газовых мешков. Во избежание травмирования
обслуживающего персонала взрывные клапаны оборудуют защитны-
ми кожухами или щитками. Общая площадь взрывных клапанов для
топки и боровов принимается из расчета не менее 500 см2 на 1 м3 внут-
реннего их объема. Площадь одного клапана не менее 0,18 м2.

Взрывные клапаны на промышленных печах и сушилках устанав-
ливают в топках и дымоходах в зависимости от их конструкции по ре-
шению проектной организации. Площадь одного взрывного клапана
должна быть не менее 0,05 м2.

Все газопотребляющие агрегаты должны иметь контрольно-изме-
рительные приборы для замера давления газа у горелок, давления воз-
духа в воздуховоде у горелок, разрежения в топке или борове. Если га-
зопотребляющие агрегаты оборудованы горелками с подачей воздуха
от дутьевых устройств, то они должны иметь блокирующие устройст-
ва, обеспечивающие автоматическое отключение газа при падении
давления воздуха. Если агрегаты имеют дымососы, то предусматрива-
ется также соответствующая блокировка, отключающая подачу газа
при остановке дымососа. Котельные агрегаты оборудуют автомати-
кой, прекращающей подачу газа при повышении или понижении
давления газа от заданных пределов, погасании пламени горелок, на- ,
рушении разрежения, прекращении подачи воздуха в горелки.

Помещения газифицированных котельных и цехов должны быть
оборудованы также соответствующими средствами пожаротушения.

11.3.	Сжигание газового топлива в промышленных печах

Наиболее крупными потребителями газа являются промышлен-
ные печи черной металлургии. Использование газа в доменных печах '
позволяет уменьшить расход кокса, повысить производительность
труда и снизить себестоимость получения чугуна.

Сжигание газа в мартеновских печах дает возможность сэконо-
мить значительное количество малосернистого мазута и повысить
производительность печей. Применяют газовое топливо также в печах
машиностроительных заводов. В этих печах происходит передача теп-
лоты от газового пламени и продуктов горения к нагреваемым издели-
ям и материалам.

По технологическому назначению промышленные печи подразде-
ляются на нагревательные (кузнечные), термические (для закалки, от-
пуска, отжига), плавильные (для плавки металлов, стекла), обжига-
тельные (для обжига кирпича, извести, фарфора и др.), сушильные
(для сушки песка, лакокрасочных покрытий и др.).

По способу применяемого теплообмена и достигаемой температу-
ры печи подразделяются на: высокотемпературные (выше 1000° С), в
которых передача теплоты производится преимущественно лучеис-
пусканием; среднетемпературные (650...1000° С), в которых передача .
теплоты производится лучеиспусканием и конвекцией; низкотемпера-
турные (до 650° С), в которых передача теплоты производится пре-
имущественно конвекцией.

В высокотемпературных печах газ сжигается в рабочем простран- ,
стве печи, что обеспечивает передачу теплоты нагреваемым предме- 1
там в основном за счет лучеиспускания от пламени горелки раскален- 1
ных продуктов горения и вторичных излучателей (нагретые поверхно-
сти кладки и стен).

В низкотемпературных печах газ полностью сжигается в топке,
продукты сгорания, направляясь в рабочую камеру, омывают нагре-
ваемые предметы и передают теплоту в основном за счет конвекции.
Скоростной нагрев металла при температурах в печной камере до
1400... 1500° С находит все большее применение в массовом производ-
стве, так как сокращается время нагрева и увеличивается производи-
тельность печей.

В кузнечно-прессовом производстве используют камерные нагре-
вательные печи с выдвижным подом. В этих печах применяется при-
нудительная циркуляция продуктов сгорания за счет энергии газовоз-
душных струй, вытекающих из горелок, что способствует получению
вращающихся потоков газа с равномерной температурой вокруг на-
греваемых изделий.

Для предохранения поверхности металла от контакта с агрессив-
ными газами применяют защитные среды. Одним из способов получе-
ния защитной среды является сжигание газа с недостатком воздуха.

На металлургических заводах получили распространение муфель-
ные печи для термической обработки холоднокатаного листа в руло-
нах, для отжига проволоки в бунтах. Муфельные печи применяют так-
же для термической обработки металла в машиностроении. Использу-
ют газовое топливо при термической обработке металла, сушке форм
в литейных цехах.

Природный газ успешно применяется в химической и пищевой
промышленности, а также в промышленности строительных материа-
лов. Для повышения производительности стекловаренных печей и
увеличения светимости факела пламени используют обогащение газа
тяжелыми углеводородами (до 20...30 % мазута). Применяют также
методы перевода сталеплавильных и стекловаренных печей на при-
родный газ без добавки мазута, повышение светимости факела дости-
гается путем замедленного смешения газа и воздуха в печи и усиления
выделения из газа сажистого углерода, что позволяет сократить время
варки стали и стекла и снизить расход топлива. Большое значение
имеет правильный выбор количества и типа горелок, рациональное их
размещение, правильное устройство дымоходов с учетом размещения
в печи материалов, подвергающихся тепловой обработке.

Горелки должны обеспечить подготовку и подачу газовоздушной
смеси в рабочее пространство печи, устойчивость зажигания и стаби-
лизацию фронта горения в интервале изменения нагрузки печи, созда-
ние факела необходимой длины и излучательной способности. Для
выполнения этих функций применяют различные горелки. Атмосфер-
ные горелки используют в низкотемпературных печах.

Инжекционные горелки среднего давления применяют в неболь-
ших камерных печах шириной до 0,8 м при однорядном и 1,5 м при
13. К. Г. Кяаимов	385

двустороннем размещении горелок. Горелки с принудительной пода-
чей воздуха более универсальны, они успешно работают на газе низ-
кого и среднего давления на разнообразных установках с различным
режимом и обеспечивают более широкие пределы регулирования рас-
хода газа, что позволяет интенсивно подводить тепло в период разо-
грева и снижать подвод, когда расход теплоты нужно значительно
уменьшить без выключения отдельных горелок. При переводе печей
на газовое топливо рекомендуется устанавливать газомазутные горел-
ки. Число горелок на агрегате должно быть минимальным, но доста-
точным для равномерного нагрева и соответствующего теплового ре-
жима.

При размещении горелок на агрегате необходимо исключить пря-
мое направление факела на нагреваемые поверхности, так как это мо-
жет привести к местным перегревам и ухудшению качества продук-
ции. Размещение дымоотводящих каналов в рабочем пространстве пе-
чи должно обеспечить равномерное распределение продуктов сгора-
ния, омывающих нагреваемые предметы.

Рассмотрим устройство и принцип действия некоторых промыш-
ленных печей.

По условиям укладки и перемещения нагреваемых предметов в ра-
бочем пространстве печей различают камерные и методические печи.
Камерные печи бывают со стационарным или выдвижным подом, в
которых металл в процессе нагрева находится в неподвижном состоя-
нии. В методических печах металл во время нагрева перемещается в
рабочем пространстве печи. В методических печах температура рабо-
чей среды по ходу металла неодинакова, а в камерных — практически
одинакова.

На рис. 145, а показана камерная нагревательная печь. Источни-
ком тепла служит горелка низкого давления с принудительной пода-
чей воздуха. Сжигание газовоздушной смеси осуществляется в рабо-
чем пространстве печи, что обеспечивает скоростной нагрев изделий
до 1400° С. Изделия нагреваются в основном за счет излучения факе-

Рис. 145. Промышленные печн:

а — камерная нагревательная: 1 — газовый коллектор, 2 — продувочный газопровод, 3 — клапан
блокировки газа и воздуха, 4 — запальник, 5 и б — манометры для газа и воздуха,
7 — воздухопровод, 8 — воздушная регулировочная заслонка, 9 — горелка, 10 — смотровое и
запальное отверстие, 11— шибер, 12 — газопровод безопасности, 13— дымоход,
14 — загрузочное окно, 15 — рабочая камера; б— малая термическая: 1 — печь, 2 — тягомер,
3 — инжекционная горелка, 4 — термопара, 5 — регулятор температуры, 6 — исполнительный
механизм, 7 — запорный кран, 8 — регулирующий кран, 9 — продувочный газопровод,
10 — манометры, 11 — сигнализатор падения давления газа, 12 — газопровод безопасности
ла, продуктов сгорания, кирпичной кладки и частично за счет конвек-
ции.

Конструкция вытяжных каналов создает хорошие условия для
циркуляции продуктов сгорания и равномерного омывания нагревае-
мых предметов. Преимущество камерных печей заключается в том,
что в них можно нагревать разные по размерам и формам заготовки
при различных температурных режимах. Камерные печи могут рабо-
тать и с периодической и с непрерывной загрузкой и выдачей изделий
при постоянном температурном режиме в печи.

Термические печи служат для придания нагреваемым изделиям
определенных средств. При этом в низкотемпературных печах сталь-
ные изделия нагреваются ниже температур внутриструктурных пре-
вращений (до 250...700° С), а в высокотемпературных — в интервале
внутриструктурных превращений (700... 1200° С). Поэтому к термиче-
ским печам предъявляются более жесткие требования, чем к нагрева-
тельным, в отношении поддержания нужного температурного режима
в рабочей камере.

На рис. 146, б показана малая термическая печь с регулированием
температуры. Поддержание требуемой температуры в печи обеспечи-
вается автоматикой. Принцип работы автоматики заключается в сле-
дующем. При отклонениях температуры в рабочей камере изменяется
ЭДС в термопаре 4. Изменение ЭДС преобразуется в регуляторе тем-
пературы 5 и исполнительном механизме 6 в усилие, меняющее сте-
пень открытия регулирующего крана 8. Соответственно изменяется
подача газа в горелку. В термических печах на температурный режим
наряду с излучением оказывает большое влияние и конвекция, а в низ-
котемпературных печах конвективная теплопередача преобладает,
поэтому хороший нагрев металла достигается только при равномер-
ном распределении тепловых потоков в рабочем пространстве печи.

В машийостроительной промышленности в литейных цехах при-
меняются сушильные установки для сушки форм и стержней, а также
для сушки изделий после покраски. Рабочая температура в сушильных
установках ниже точки воспламенения газа, поэтому в таких установ-
ках газовое топливо сжигается в обособленной топочной камере. Про-
дукты сгорания поступают из топки в рабочее пространство после
разбавления их воздухом.

Перевод сушильных установок на газовое топливо осуществляет-
ся путем установки газовых горелок в топочном пространстве, распо-
ложенном ниже уровня пола. Продукты сгорания поступают в рабо-
чую камеру через специальные отверстия распределительных дымо-
388
ходов, расположенных вдоль боковых стенок сушильных установок.
Для сушильных установок применяют инжекционные горелки низко-
го давления. Эти горелки устанавливают вдоль боковых стенок рабо-
чей камеры сушил. Газ, поступая в горелку, всасывает из окружающе-
го пространства до 50 % необходимого для полного сгорания воздуха
и смешивается с ним. Для обеспечения равномерной подачи газа по
всей длине горелки газовоздушная смесь поступает последовательно
по двум концентричным распределительным трубам. На наружной
распределительной трубе имеются колпачки с выходными отверстия-
ми, где происходит горение газа. У отверстий за счет смешения с по-
ступающим из-под горелки воздухом образуются растянутые по всей
длине сушильной установки факелы. При этом достигается требуе-
мый температурный режим 350...450° С.

Для поверхностей сушки форм и стержней применяются устано-
вки с панельными горелками, а также горелки инфракрасного излуче-
ния. Использование радиационного нагрева при сушке литейных
форм во многом зависит от их конфигурации. Если плоские поверхно-
сти нагреваются и сохнут быстро, то сушка глубоких и затененных вы-
емок длится дольше.

Использование газового топлива позволяет организовать поверх-
ностную сушку крупных форм на месте их изготовления с помощью
переносных сушил, что дает большой экономический эффект.

11.4.	Сжигание газового топлива в котлах

Горячую воду и пар для нужд промышленности и коммунального
хозяйства получают главным образом в специальных котлах, которые
являются одним из видов теплообменных аппаратов поверхностного
типа непрерывного действия. В котлах теплота отбирается от нагре-
тых продуктов сгорания и передается холодной воде. Теплообмен в
котлах происходит без непосредственного контакта воды и продуктов
сгорания газа, отделенных друг от друга металлическими поверхно-
стями нагрева. Такие теплообменники называются аппаратами непре-
рывного действия, так как горячие продукты сгорания, отдающие теп-
лоту, и холодная вода, воспринимающая теплоту, находятся в непре-
рывном движении. Котлы в зависимости от их назначения бывают во-
догрейные и паровые. Если потребителю требуется горячая вода и пар,
то применяются паровые котлы. В этих котлах часть получаемого пара
используется для нужд производства, а часть направляется в специ-
альный теплообменный аппарат — бойлер. В бойлере пар отдает
часть теплоты воде, движущейся по трубам от водопровода к потреби-
телю, конденсируется и вновь возвращается в котел для превращения
в пар. Пар, идущий на нужды производства, также может быть собран
после его использования и конденсации и возвращен обратно в котел
для повторного нагрева.

Для нормальной эксплуатации котлов важное значение имеет ка-
чество питательной воды. В этой воде могут содержаться различные
примеси в виде солей, которые при нагреве выделяются и оседают на
стенках котлов. Эти отложения приводят к уменьшению площади по-
перечного сечения труб, по которым движется нагреваемая вода,
ухудшают теплообмен между продуктами сгорания и водой и могут
привести к перегревам отдельных участков поверхностей нагрева и,
как следствие этого, разрушению этих участков.

Поверхности котла, обрабатываемые с одной стороны продуктами
сгорания газа, а с другой — водой, называются поверхностями нагре-
ва. Поверхность нагрева измеряется в квадратных метрах и подразде-
ляется на конвективную и радиационную.

Радиационная поверхность обращена в топку и воспринимает теп-
лоту в основном за счет излучения газового пламени, раскаленных ог-
неупорных стенок.

Остальная часть поверхности нагрева котла называется конвек-
тивной и воспринимает теплоту в основном за счет непосредственного
соприкосновения с ней движущихся в газоходах продуктов сгорания,
т. е. за счет конвекции.

Важной характеристикой работы котла является его тепловое рав-
новесие, когда расход и поступление теплоты равны друг другу. Если
такого соответствия нет, то давление пара в котле и температура воды
в нем будут повышаться или понижаться. Другая характеристика ра-
боты котла — его материальное равновесие, когда количества посту-
пающей и расходуемой питательной воды соответствуют друг другу.
Естественно, при быстрой подаче в котел большого количества воды
давление и температура воды в нем уменьшаются. При кипении вся
вода в котле имеет одинаковую температуру, которая незначительно
превышает температуру, соответствующую давлению насыщенного
пара в паровом пространстве. В котле одновременно находятся вода и
пар, а насыщенный пар имеет практически ту же температуру, что и
вода.

Часто для нужд промышленности требуется не насыщенный, а пе-
регретый пар. Чтобы из насыщенного пара получить перегретый, его
дополнительно нагревают в конвективном пароперегревателе, распо-
390
ложенном по ходу продуктов сгорания за первым газоходом котла.
Пароперегреватель представляет собой устройство из параллельно
включенных змеевиков диаметром 28...42 мм, соединенных коллекто-
рами.

Продукты сгорания газа на выходе из газохода имеют еще значи-
тельный запас теплоты. Чтобы уменьшить эти потери теплоты, за кот-
лами по ходу продуктов сгорания располагают дополнительные теп-
лообменники — экономайзер и воздухонагреватель. В экономайзере
поступающая в котел питательная вода подогревается за счет исполь-
зования части теплоты продуктов сгорания. В воздухонагревателе за
счет теплоты продуктов сгорания подогревается воздух, необходимый
для сжигания газа. Использование более нагретого воздуха приводит к
повышению температуры горения газа, улучшению процесса горения
и увеличению температуры продуктов горения.

Важная характеристика котельного агрегата — его тепловая мощ-
ность, которая определяется как произведение поверхности нагрева на
расчетный теплосъем с 1 м2. Расчетный теплосъем с 1 м2 поверхности
нагрева зависит от типа котла и колеблется от 25...50 тыс. для чугун-
ных секционных котлов, до 100 тыс. кДж/ч и более для водотрубных
котлов.

Мощность паровых котлов определяется их паропроизводитель-
ностью, т. е. количеством тон пара в час. В связи с тем, что количество
теплоты в 1 кг пара зависит от его давления, то при определении паро-
производительности котла указывается и расчетное давление. Напри-
мер, в обозначении котла ДКВР-10-13 первая цифра показывает, что
котел вырабатывает Ют пара в час, а вторая цифра — давление пара в
атмосферах (13 ат).

В отопительных котельных жилищно-коммунального хозяйства
преимущественно используют небольшие чугунные или стальные
секционные котлы без экономайзеров и воздухонагревателей. В про-
изводственно-отопительных котельных применяют водотрубные кот-
лы с установкой индивидуальных или групповых экономайзеров, в ко-
тельных электростанций — крупные котлоагрегаты в комплексе с
экономайзерами и воздухонагревателями. Особенности сжигания газа
в топках котлов требуют правильного выбора типа, тепловой мощно-
сти, количества горелок и их рационального размещения.

Газовое топливо создает хорошие условия для автоматизации его
сжигания, что значительно повышает безопасность и эффективность
работы котлов и обеспечивает работу их в соответствии с заданным
режимом. Современная комплексная автоматика газифицированных
котельных включает приборы автоматики безопасности, регулирова-
ния, контроля и сигнализации. Автоматика безопасности обеспечива-
ет прекращение подачи газа к горелкам при нарушениях режима рабо-
ты агрегата, могущих привести к аварии. Автоматика регулирования
обеспечивает поддержание заданного режима работы котла.

Приборы контроля и сигнализации обеспечивают условия для дис-
танционного управления работой агрегата с диспетчерского пункта.
Установлен минимально необходимый объем автоматики газифици-
рованных котельных; обеспечение прекращения подачи газа к горел-
кам при недопустимом отклонении давления газа, погасании пламени
горелок, отсутствии разрежения и прекращения подачи воздуха к го-
релкам. Рассмотрим устройство и принцип действия наиболее распро-
страненных комплексных систем автоматики газифицированных ко-
тельных.

11.5.	Комплексная электронно-гидравлическая
автоматика «Кристалл»

Автоматика системы «Кристалл» предназначена для котлов типа
ДКВ, ДКВР, оборудованных смесительными горелками низкого дав-
ления и инжекционными горелками среднего давления. Автоматика
состоит из комплекса приборов, позволяющих создавать различные
системы регулирования и безопасности.

На рис. 146 представлена схема блока регулирования разрежения.
Разрежение в топке котла измеряется с помощью тягомера 7, мембра-
на которого соединена с плунжером 9.

Плунжер перемещается в катушке из двух обмоток. Обмотка 8 пи-
тается от трансформатора электронного усилителя напряжением 12 В.
При установленной величине разрежения мембрана удерживает плун-
жер в среднем положении, а напряжение на вторичной обмотке катуш-
ки 10 равно нулю. Если величина заданного разрежения изменится, то
мембрана и связанный с ней плунжер переместятся от первоначально-
го положения. При этом на вторичной обмотке 10 возникнет напряже-
ние переменного тока. Величина и фаза возникающего напряжения
будут зависеть от напряжения и величины перемещения плунжера.

Возникающий в датчике сигнал переменного тока направляется
транзисторному усилителю ТУ. В усилителе происходит сравнение
этого сигнала с заданной величиной, устанавливаемой задатчиком
ЗДТ. Если величина поступающего сигнала значительно отклоняется
от заданной, то на выходе из усилителя появится сигнал разбаланса.
392
Рис. 146. Схема электрогидравлического регулятора разрежения:

1. 2 — электромагниты, 3— реле, 4 — рычаг, 5 — гидросервомотор, 6 — шибер, 7 — тягомер, 8,
10 — обмотки, 9 — плунжер

Этот сигнал поступает на контакты катушки электромагнитов 1 или 2
электрогидравлического реле 3. До появления сигнала разбаланса ка-
тушки электромагнитов были обесточены, а клапаны К\ и Кг закрыва-
ли слив воды из верхней и нижней полостей гидросервомотора 5. При
этом обе полости находились под одинаковым рабочим давлением во-
ды. При поступлении из усилителя ТУ напряжения на обмотку одного
из электромагнитов сердечник и клапан электромагнита переместятся
вверх, а одна из полостей сервомотора соединится со сливом. Всякое
перемещение поршня сервомотора через рычаг 4 вызывает соответст-
вующее перемещение шибера 6 дымохода. Перемещение будет про-
должаться до тех пор, пока не восстановится заданное разрежение в
топке котла. При достижении заданного разрежения сигнал перемен-
ного тока исчезнет, клапан электрогидравлического реле закроется и
шибер дымохода стабилизирует свое положение.

На рис. 147 представлена принципиальная схема автоматики
«Кристалл» применительно к паровым котлам типа ДКВР, оборудо-
ванным смесительными горелками низкого давления. Автоматика
обеспечивает системы регулирования давления пара в котле, соотно-
шения газа и воздуха, разрежения в топке и уровня воды в барабане
котла. Рассмотрим принцип работы этих систем регулирования.

Регулирование количества поступающего газа на горелку 7 в зави-
симости от давления пара в котле осуществляется усилителем 12.
Электрический дистанционный манометр 13 измеряет давление пара
Рис. 147. Принципиальная схема автоматики «Кристалл»
Рис. 147. Принципиальная схема автоматики «Кристалл»
на выходе из котла 21 и подает соответствующий электрический сиг-
нал в усилитель 12, который через электрогидравлическое реле 77 воз-
действует на сервомотор. Сервомотор, в свою очередь, изменяет поло-
жение регулирующей заслонки 8 для обеспечения требуемого расхода
газа на горелку. Для регулирования соотношения газа и воздуха слу-
жит усилитель 3. Датчиками этого регулятора служат дифференциаль-
ные тягомеры 5 и 6. После изменения положения заслонки 8 давление
газа и его расход также изменяются и создается несоответствие давле-
ния воздуха новому давлению газа.

Электрические сигналы этого несоответствия подаются от тягоме-
ров 5 и 6 в усилитель 3. Усилитель, получив эти сигналы, с помощью
электрогидравлического реле 2 и сервомотора 7 воздействует на дуть-
евой вентилятор 27, приводя расход воздуха в соответствие с расхо-
дом газа. Разрежение в топке котла регулируют следующим образом.
Усилитель 22 получает электрический сигнал от дифференциального
тягомера 20 и через электрогидравлическое реле 23 и сервомотор 25
воздействует на направляющий аппарат дымососа 24, приводя вели-
чину разрежения к заданной.

Уровень воды в барабане котла регулируют с помощью одноим-
пульсного регулятора питания с жесткой обратной связью. В качестве
первичного прибора используется дифференциальный манометр, под-
ключенный к барабану котла через сосуд постоянного уровня. Усили-
тель 16 регулирует подачу питательной воды в котел в соответствии с
отбором пара из котла. При измерении уровня воды в усилитель 16 от
датчика 15 поступает электрический сигнал. В свою очередь, усили-
тель через электрогидравлическое реле 77 и сервомотор 18 воздейст-
вует на питательный клапан 19, регулируя подачу воды в котел.

Автоматика безопасности обеспечивает прекращение подачи газа
в аварийных случаях: падение давления газа, повышение и понижение
уровня воды в барабане котла, превышение давления пара в котле, па-
дение давления воздуха, перегрев воды в экономайзере или бойлере,
погасание пламени горелки.

Датчики автоматики безопасности имеют независимые отборы
импульсов и являются автономными. Подача газа прекращается при
выходе одного из контролируемых параметров работы котлоагрегата
за пределы допустимого. Это происходит следующим образом. Соот-
ветствующий датчик, контролирующий тот или иной параметр, сраба-
тывает и обесточивает катушку электромагнита. Эта катушка установ-
лена на головке предохранительно-запорного клапана 9 типа ПКН.
Обесточенный клапан закрывается, прекращая подачу газа к котлу.
Одновременно срабатывает звуковая сигнализация и зажигается таб-
ло, показывающее причину остановки котла.

Комплект регулирующих электрических и электронных приборов
автоматики «Кристалл» собран в одном блоке и монтируется в общем
щите управления.

Обслуживание котлов с автоматикой «Кристалл» заключается в
контроле за их работой по показаниям приборов и сигнальных ламп,
помещенных на пульте управления котельной. При горении красных
ламп регуляторы работают на увеличение подачи газа, воздуха и вели-
чины разрежения. При горении зеленых — на уменьшение.

При выключении котла вследствие срабатывания автоматики
безопасности оператор должен сразу же закрыть краны перед горелка-
ми, открыл» краны продувочной линии и не приступать к розжигу,
предварительно выяснив причины нарушения того или иного пара-
метра работы котлов.

11.6.	Система автоматизации отопительных
котлов АМКО

Система обеспечивает полуавтоматический пуск котлоагрегата,
регулирование теплопроизводительности котла, поддержание задан-
ного давления пара и уровня воды в котле, регулирование подачи воз-
духа и тяги в соответствии с подачей газа и защиту котлоагрегата при
следующих аварийных ситуациях: повышение температуры воды за
водогрейным котлом или давления пара в паросборнике парового кот-
ла сверх допустимых значений; понижение давления воды за водо-
грейным котлом или упуск уровня воды в паросборнике парового кот-
ла ниже допустимых значений; падение разрежения в топке; повыше-
ние давления воды за водогрейным котлом или уровня воды в паро-
сборнике парового котла выше заданных пределов; погасание
пламени на горелке; падение давления воздуха перед горелками (при
наличии дутьевого вентилятора); падение напряжения в цепях автома-
тики.

Пуск и остановка котла. До пуска котла необходимо осущест-
вить подготовительные мероприятия согласно утвержденной инст-
рукции.

При включении пакетного выключателя на блоке БУРС-1 подает-
ся напряжение на магнитные пускатели вентилятора, питательного на-
соса и дымососа, к цепям автоматики. Далее загорается лампочка
«Сеть», с помощью ЭИМ-МГ и ЭИМ-БГ открываются воздушные за-
396
слонки малого и большого горения, производится вентиляция топки.
После этого необходимо открыть трубопровод безопасности и подать
газ к клапанам СКБГ и СКМГ. После вентиляции топки (до 5 мин) не-
обходимо нажать кнопки «Пуск» на блоке БУРС-1. Следует обратить
внимание на то, чтобы к этому времени все контролируемые парамет-
ры автоматики безопасности находились в нормальных пределах.

С помощью ЭИМ-МГ и ЭИМ-БГ закрываются воздушные заслон-
ки, открывается соленоидный клапан и подается напряжение на ка-
тушку зажигания и далее к газовому электрозапальнику. Если розжиг
запального устройства неудачный, то в течение определенного време-
ни (до 15 с) будут отключены схема зажигания и соленоидный клапан
запальника, что приведет к зажиганию лампочки «Авария». Так как в
это время воздушные заслонки будут открыты, начнеуся вентиляция
топки. Повторный пуск котла производится после выяснения и устра-
нения причин неудачного розжига. Если розжиг запального устройст-
ва произведен удачно, отключается схема зажигания, открывается
воздушная заслонка Малого горения, открывается соленоидный кла-
пан горения СКМГ и воспламеняется основная горелка.

Совместная работа соленоидного клапана запальника СХЗ и кла-
пана СКМГ будет происходить в течение выдержки времени теплово-
го реле (до 100 с), после чего соленоидный клапан запальника отклю-
чается, открывается воздушная заслонка большого горения с помо-
щью ЭИМ-БГ и загорается лампочка «Нормальная работа». После это-
го необходимо закрыть трубопровод безопасности, а тумблер на блоке
БУРС-1 после прогрева секций котла перевести в положение «Нор-
мальная работа». Это обеспечит включение соленоидного клапана
большого горения СКБГ и его работу в режиме зависимости от обще-
котельного регулятора. При этом питание к общекотельному регуля-
тору подается одновременно с подачей питания на блок БУРС-1.

После достижения заданного давления воды в котле необходимо
открыть вентиль на трубопроводе горячей воды. Соответственно в па-
ровом котле при достижении заданного давления пара (300 кПа) необ-
ходимо открыть паровую задвижку. Чтобы остановить котел, необхо-
димо перекрыть подачу газа к соленоидным клапанам и нажать на
кнопку «Стоп». Произойдет отключение соленоидных клапанов, по-
гаснут лампочка «Нормальная работа» и пламя в топке котла, загорит-
ся лампочка «Факела нет».

Далее необходимо открыть трубопровод безопасности и после
вентиляции топки пакетным выключателем на лицевой панели блока
отключить питание блока БУРС-IM. После этого отключить электро-
двигатели вентилятора, дымососа, питательного насоса и убедиться,
что погасли лампочки «Факела нет» и «Сеть».

Комплект средств управления КСУ-1

Выпускаются следующие модификации: КСУ-1-Г-2 для водогрей-
ных котлов на газе низкого давления (заменяет АМКО-К-1) и
КСУ-1-Г-3 для водогрейных котлов на газе среднего давления (заме-
няет АМКО-К-П).

Напряжение питания комплекта трехфазное — 380/220 или
220/127 В (напряжение питающей сети устанавливается перемычками
на колодке, расположенной на шасси в шкафу комплекта). Отклоне-
ние напряжения питания от +10 до —15 %. Частота 50±1 Гц. Макси-
мальная потребляемая мощность 150 В-А.

Комплект КСУ-1-Г и поставляемые с ним датчики и исполнитель-
ные устройства обеспечивают двухпозиционное регулирование про-
изводительности котла и автоматику безопасности (рис. 148). Подача
газа к котлу прекращается при предаварийных повышении или пони-
жении его давления перед горелками, понижении давления воздуха,
понижении разрежения, повышении или понижении давления воды на
выходе из котла, повышении температуры воды на выходе из котла,
погасании пламени, неисправности блоков комплекта, пропадании на-
пряжения питания. Автоматика обеспечивает световую и звуковую
аварийную сигнализацию с запоминанием'первопричины по каждому
из аварийных параметров; предупредительную сигнализацию при на-
рушении работы одного из резервных каналов комплекта и при повы-
шении температуры отходящих газов; выдачу на диспетчерский пункт
сигналов о подаче питающего напряжения на комплект и об аварий-
ной остановке котла; дистанционное включение и отключение котла, а
также включение регулирования; работу от общекотельного устройст-
ва регулирования; автоматический пуск и остановку котла; рабочую
сигнализацию.

Электронные схемы КСУ-1 построены на базе элементов дискрет-
ной автоматики (на элементах двоичной логики: инверторах, ячейках
«И»; «И — НЕ»; «ИЛИ»; «ИЛИ — НЕ», усилителях, ячейках задерж-
ки, триггерах, одновибраторах, дешифраторах и т. п.), реализованных
с помощью микросхем, транзисторов и других электрорадиоэлемен-
тов. Функциональную основу комплекта составляют многоканальные
398
(в большинстве) блоки, каждый канал которого или сам блок выполня-
ет определенную логическую функцию.

Комплект размещен в навесном шкафу с габаритными размерами
620x910x395 мм. Масса комплекта не более 70 кг. На задней стенке
шкафа размещена силовая коммутационная аппаратура: магнитные
пускатели, реле, клеммные колодки. Автоматический выключатель
сети типа АЗ 163 (50 Гц, 40 А) установлен на боковой стенке с левой
стороны шкафа. Органы оперативного управления и сигнализации
расположены в верхней части лицевой стороны двери шкафа. В
нижней части на внутренней стороне шарнирно прикреплены карка-
сы, в которых с помощью направляющих устанавливаются функцио-
нальные субблоки, выполненные в виде защищенных и незащищен-
ных вдвижных монтажных плат. Электрическое соединение суббло-
ков с общими цепями осуществляется с помощью разъемов. Шарнир-
ное крепление каркасов обеспечивает свободный доступ к
электрическому монтажу субблоков.

Магнитный пускатель электродвигателя вентилятора на схеме не
показан, так как установлен в шкафу комплекта. С комплектом постав-
ляется один ЭИМ (поз. 5, 17), но по требованию заказчика могут по-
ставляться два.

Автоматика безопасности и сигнализация. Параметры, при ава-
рийном значении которых происходит отключение подачи газа, дат-
чики этих параметров и аварийная сигнализация, показывающая пер-
вопричину аварии, приведены в табл. 33.

Сигнал датчика разрежения подается на элемент задержки, чтобы
исключить влияние переходного процесса во время розжига основно-
го факела и при регулировании производительности котла. Время за-
держки сигнала датчика разрежения устанавливается тумблерами
«1 с», «2 с», «4 с» «8 с» блока реле времени БРВ с дискретностью 1 с в
диапазоне от 0 до 15 с. К блоку контроля факела БКФ подключается
как сигнал контроля основного факела (факела горелки), образую-
щийся с помощью контрольного электрода КЭ, таки сигнал контроля
пламени электрозапальника. После розжига основного факела сигнал
контроля факела запальника отключается.

При срабатывании датчиков, контролирующих параметры авто-
матики безопасности, а также при пропадании напряжения питания
обесточиваются исполнительные реле, разрывая цепи питания отсеч-
ных клапанов, и подача газа к котлу прекращается. Одновременно за-
горается световое табло «Авария» и сигнальная лампа первопричины
аварии, замыкается цепь питания источника звукового сигнала (не
XI ЛС-2 ЛС-3 ЛС-4
входящего в комплект поставки КСУ-1). Снятие звукового сигнала
производится нажатием кнопки «Отключение сигнализации — звуко-
вой». Отключение световой аварийной сигнализации должно произ-
водиться только после устранения причины появления аварийного
сигнала нажатием кнопки «Отключение сигнализации — световой».
В комплекте предусмотрена блокировка, не позволяющая сбросить
световую сигнализацию раньше звуковой. После сброса сигнализации
и через время послеостановочной вентиляции (60 с) комплект вновь
готов к работе, но пустить его можно только с помощью кнопки
«Пуск», а не дистанционно.

Таблица 33. Автоматика безопасности комплекта КСУ-1-Г

Параметр	Датчик	Позиции рис. 148	Световая сигнализация
Повышение темпера- туры горячей воды	Термометр маномет- рический Till -СК, 0—160° С	16	«Температура воды высокая»
Понижение разреже- ния	Датчик-реле тяги  ДТ-40-11К	7	«Разрежение низкое»
Повышение давле- ния газа	Манометр, показы- вающий сигнализирую- щий ЭКМ-1У для КСУ-1-Г-3, датчик-ре- ле давления ДД-06-11К для КСУ-1-Г-2	.11	«Давление газа высо- кое»

Рис. 148. Принципиальная схема комплекта средств управления КСУ-1-Г:

/— шкаф комплекта; 2, 3 — отсечные клапаны; 4 — клапан-отсекатель запальника; 5,
17 — исполнительные механизмы типа ЭИМ; 6 — датчнк-реле температуры; 7, 10, 11,
18 — датчики-реле тяги, давления, напора; 8 — электрозапальник; 9 — катушка зажигания;
12 — горелка; 13 — контрольный электрод; 14 — манометр электроконтакгный; 15,
16 — термометры манометрические; Т1 — табло «Авария»; Т2 — табло «Работа»;
Л1 — Л14 — лампы: Л1 — «Сеть», Л2 — «Нет пламени», ЛЗ — «Разрежение низкое»,
Л4 — «Давление аоздуха низкое», Л5— «Давление воды низкое», Л6— «Давление воды
высокое», Л7 — «Температура годы высокая», Л8 — «Давление газа низкое», Л9 — «Давление
газа высокое», ЛЮ—«Комплект неисправен», ЛИ—«Нет резервирования»,
Л12 — «Температура отходящих газов аысокая», Л13 — «Котел отключен общекотельным
устройством», Л14 — «Включено», KI — К5 — кнопки: К! — «Пуск», К2 — «Стоп»,
КЗ — «Отключение звуковой сигнализации», К4 — «Отключение световой сигнализации»,
К5 — «Контроль сигнализации», ГП — переключатель «Работа с общекотельным устройством»;
ЛС-1— ЛС-4— линии свяаи, ЛС-1— «Питающая сеть 380/220 В, 50 Гц», ЛС-2 — «Сигналы
диспетчеру» (а — «Включение питающего напряжения», б — «Авария»), ЛС-3 — «Дистан-
ционное управление» (в— «Пуск», г— «Останов», д— «Включение регулирования»),
ЛС-4— «Сигналы от общекотельного устройства регулирования» (е — «Пуск— Стоп»,
ж— «Малое горение— Большое горение»)
Продолжение табл. 33

Параметр	Датчик	Позиции рис. 148	Световая сигнализация
Понижение давления газа	Датчик-реле давле- ния ДД-06-11К для КСУ-1-Г-3, датчик-ре- ле напора ДН-250-11К для КСУ-1-Г-2	10	«Давление газа низ- кое»
Понижение давления воздуха	Датчик-реле напора ДН-250-11К	18	«Давление воздуха низкое»
Повышение или по- нижение давления воды	Манометр, показы- вающий сигнализирую- щий ЭКМ-1У, (X—10 кгс/см2	14	«Давление воды низ- кое», «Давление воды высокое»
Погасание пламени горелки  Неисправность бло- ков и повышение на- пряжения питания ин- тегральных микросхем	Электрод контроль- ный типа КЭ	13	«Нет пламени»  «Комплект неиспра- вен»

Если при включении светового табло «Авария» и сигнальной лам-
пы «Комплект неисправен» их не удается отключить нажатием на
кнопку, значит повысилось напряжение питания интегральных мик-
росхем и сработала защита. Необходимо отключить сетевой автомати-
ческий выключатель и устранить неисправность.

При повышении температуры отходящих газов и при выходе из
строя резервных узлов комплекта включаются соответствующие сиг-
нальные лампы предупредительной сигнализации «Температура отхо-
дящих газов высокая» и «Нет резервирования». Котел при этом про-
должает работать, и необходимо принять меры для устранения при-
чин, вызвавших включение сигнализации. Нажатием кнопки «Кон-
троль сигнализации» проверяют исправность сигнальных ламп и
источника звукового сигнала.

Комплект обеспечивает рабочую сигнализацию лампами «Сеть»,
«Работа», «Пуск», «Регулирование мощности включено», «Котел от-
ключен общекотельным устройством», порядок работы которых дан
ниже в соответствующих разделах.
Автоматика регулирования. Обеспечивает поддержание в за-
данных пределах температуры воды на выход из котла, регулирование
подачи воздуха и разрежения в топке и может осуществляться в двух
режимах: совместно с общекотельным устройством и без него. Выбор
режима регулирования осуществляется тумблером «Работа с общеко-
тельным устройством».

При работе без общекотельного устройства датчиком в системе
регулирования является термометр манометрический 75. Если темпе-
ратура горячей воды находится в интервале между нижним и верхним
регулируемыми значениями (стрелка манометра находится между
обоими неподвижными контактами и оба контакта разомкнуты), газ к
горелке поступает через два клапана: «Большого горения» 3 (КГ-70
для КСУ-1-Г-2 либо КГ-40 для КСУ-1-Г-3) и «Малого горения» 2
(КГ-40 либо КГ-20 соответственно), заслонки на воздуховоде и газо-
ходе полностью открыты. Замыкание контакта при достижении верх-
него регулируемого значения температуры отключает клапан «Боль-
шого горения», срабатывает ЭИМ, перекрывая частично воздуховод и
газоход (положение максимального и минимального открытия засло-
нок регулируют в процессе наладки) и устанавливая соответствующее
соотношение газ — воздух, и котел переходит в режим «Малое горе-
ние». При последующем снижении температуры воды вновь открыва-
ется клапан «Большого горения» и изменяются положения.заслонки и
шибера, т. е. регулирование производится в 40 или 100 %• тепловой
мощности горелки. При этом клапан «Малого горения» постоянно от-
крыт.

При работе с общекотельным устройством комплект КСУ-1 выпол-
няет следующие команды: сигнал на остановку котла; сигнал на пуск
котла; сигнал на установку 100 %-ного открытия регулирующего орга-
на подачи газа, заслонок на воздуховоде и газоходе («Большое горе-
ние»); сигнал открытия регулирующих органов на «Малое горение».

Включение устройства регулирования мощности при первом пус-
ке (как с общекотельным устройством, так и без него) осуществляется
вручную путем нажатия на кнопку «Регулирование мощности вклю-
чено», сопровождающегося загоранием соответствующей сигнальной
лампы, причем это включение автоматикой пуска (см. ниже) разреша-
ется только после прогрева котла (минимально 120 с после установки
устойчивого горения факела).

При поступлении от общекотельного устройства сигнала на от-
ключение клапаны закрываются, включается лампа «Котел отключен
общекотельным устройством» и через 60 с послеостановочной венти-
ляции комплект готов к принятию сигнала пуска. По сигналу пуска от
общекотельного устройства производится автоматический розжиг в
последовательности, указанной ниже в разделе «Пуск и остановка кот-
ла».

Если в процессе нормальной работы с общекотельным устройст-
вом возникает сигнал аварии или будет нажата кнопка «Стоп», то ко-
тел отключится, и пуск его может быть осуществлен только с помо-
щью кнопки «Пуск», а включение устройства регулирования мощно-
сти— с помощью соответствующей кнопки.

Пуск и остановка котла. Перед началом работы комплекта
КСУ-1 необходимо выставить на наборном поле блока дешифратора
БДШ следующие временные выдержки (с дискретностью 1 с в диапа-
збне от 1 до 63 с и 0,5 мин в диапазоне от 0,5 до 63,5 мин): задержки на
включение контроля разрежения; понижения давления воды и возду-
ха; предварительной вентиляции топки; розжига запальника; розжига
основного факела; на установку устойчивого горения основного факе-
ла; прогрева котла перед включением регулирования производитель-
ности (при работе с общекотельным устройством); послеостановоч-
ной вентиляции.

Перед каждым пуском комплекта включают автоматический вы-
ключатель 3163 сети комплекта (при этом должна загореться лампа
«Сеть»); проверяют исправность световой и звуковой сигнализации
нажатием на кнопку «Контроль сигнализации»; убеждаются в отсут-
ствии аварийных параметров; выбирают режим работы комплекта (с
общекотельным устройством или без него) путем установки тумблера
в соответствующее положение.

Для запуска котла оператору необходимо нажать на кнопку
«Пуск», после чего включается лампа «Пуск» и комплект начинает от-
рабатывать программу розжига в такой последовательности: ставится
под контроль отсутствие аварийного состояния температуры и давле-
ния воды; включаются электродвигатели вентилятора, дымососа, цир-
куляционного насоса; заслонки на воздуховоде и газоходе устанавли-
ваются исполнительными механизмами на 100 %-ное открытие. Через
10 с включается под контроль отсутствие аварийного состояния по по-
нижению разрежения в топке, по понижению давления воды и возду-
ха. В течение 60 с производится дополнительно предварительная вен-
тиляция топки, после чего заслонки на воздуховоде и газоходе перево-
дятся на 40 %-ное открытие. В таком состоянии начинается цикл роз-
жига горелки включением клапана-отсекателя запальника КГ-10 и
питания на катушку зажигания типа Б-115.
Одновременно контрольный электрод пламени электрозапальника
подключается к схеме и через 5 с включается контроль действия уст-
ройства защиты по погасанию пламени. После поступления на схему
сигнала о наличии пламени запальника подается питание на кла-
пан-отсекатель «малого горения» и отсчитывается выдержка времени
(5 с) на завершение розжига. После отсчета выдержки времени отклю-
чается контрольный электрод пламени запальника и подключается
контрольный электрод для контроля факела горелки; загорается све-
товое табло «Работа» и гаснет лампа «Пуск»; ставятся под контроль
датчики защиты по понижению и повышению давления газа. Отсчи-
тывается время (60 с) на установку устойчивого горения факела горел-
ки, после чего отключается клапан-отсекатель запальника и начинает-
ся отсчет времени (минимально 120 с, но это время может быть изме-
нено) на прогрев котла с последующим включением «регулятора мощ-
ности» при работе с общекотельным устройством. Далее котел
выходит на режим и готов к регулированию производительности от
общекотельного устройства или без него. Включение «регулятора
мощности» в режиме работы без общекотельного устройства осущест-
вляется после включения светового табло «Работа» (окончание розжи-
га котла) оператором путем нажатия на кнопку «Регулирование мощ-
ности включено» по истечении времени, оговоренного в инструкции
котла.

Если один из параметров безопасности имеет перед началом пуска
(после нажатия кнопки «Пуск») предаварийное значение и (или) при
подключенном общекотельном устройстве от него идет сигнал на ос-
тановку котла, то пуска не произойдет.

Одновременно с началом пуска вырабатываются сигналы для бло-
кировки системы на случай неудачного розжига: если в процессе роз-
жига после подачи газа сработает защита либо схема отключается об-
щекотельным устройством или кнопкой «Стоп», эти сигналы обеспе-
чивают обязательное проведение послеостановочной вентиляции (60
с), в течение которой пуск блокирован, и только после отработки этого
времени схема возвращается в предпусковое состояние. Если отклю-
чение котла по тем же причинам произойдет до подачи газа (до откры-
тия клапана-отсекателя запальника), то послеостановочная вентиля-
ция не проводится и блокировки последующего пуска не происходит,
розжиг котла может быть повторен сразу же.

Для остановки котла оператору достаточно нажать на кнопку
«Стоп», а при полном окончании работы отключить автоматический
выключатель сети в шкафу комплекта.
Комплект средств управления КСУ-2П

Для котлов, работающих на газовом топливе, выпускаются сле-
дующие модификации:

КСУ-2П-1-Г (в составе блоков управления и сигнализации БУС-1
и блока коммутационных элементов БКЭ-1) — для котлов с естест-
венной циркуляцией под разрежением;

КСУ-2П-2-Г (в составе блоков БУС-2 и БКЭ-1) — для котлов с ес-
тественной циркуляцией под наддувом;

КСУ-2П-3-Г (в составе блоков БУС-3 и БКЭг2) — для котлов пря-
моточных под наддувом.

Напряжение питания комплекта — трехфазная сеть 380/220 В или
220/127 В с колебаниями в пределах от + 10 до —15 % (напряжение
питания устанавливается с помощью перемычек на колодке, располо-
женной в БУС). Частота переменного тока 50+1 Гц. Потребляемая
мощность не более 300 В А.

КСУ-2П совместно с датчиками и исполнительными устройства-
ми обеспечивает: двухпозиционное регулирование основных техноло-
гических параметров котла (стабилизацию уровня воды в бараба-
не— для КСУ-2П-1-Г и КСУ-2П-2-Г; стабилизацию давления па-
ра — для всех модификаций); автоматику безопасности (подача газа к
котлу прекращается при аварийных понижении и повышении давле-
ния газа, понижении давления воздуха, повышении давления пара на
выходе из котла, отсутствии пламени горелки, аварийных повышении
и понижении уровня в барабане котла — для КСУ-2П-1-Г и
КСУ-2П-2-Г; понижении разрежения в топке котла —для
КСУ-2П-1-Г; при аварийном повышении температуры пара на выходе
из котла и температуры отходящих газов — для КСУ-2П-3-Г); свето-
вую и звуковую аварийную сигнализацию с запоминанием первопри-
чины аварии; выдачу на диспетчерский пульт сигналов о включении
комплекта и остановке котла; автоматический пуск и остановку; рабо-
чую сигнализацию.

Блок БУС содержит функциональные блоки. На передней панели
БУС размещены органы оперативного управления и сигнализации
(см. поз 7 7 на рис. 149). Кроме того, БУС включает в себя промежуточ-
ные реле, используемые для управления исполнительными устройст-
вами котла и магнитными пускателями блока БКЭ, а также и для пере-
ключения цепей БУС в процессе выполнения программы управления.

Блоки БУС-1, БУС-2 и БУС-3 выполняют аналогичные функции,
при этом БУС-2 от БУС-1 отличается отсутствием элементов, обеспе-
406
чивающих управление ЭИМ заслонкой на газоходе и аварийную за-
щиту и сигнализацию по понижению разрежения, а БУС-3 от БУС-1—
наличием: цепей, обеспечивающих автоматическое включение уст-
ройства регулирования давления пара на выходе из котла; элементов,
обеспечивающих защиту и сигнализацию по повышению температу-
ры пара и отходящих газов; элементов, обеспечивающих переключе-
ние скорости двигателя питательного насоса с 40 на 100 % (вместо от-
ключения и включения этого двигателя в БУС-1). Отсюда и отличия в
органах оперативного управления и сигнализации на передней панели
блоков. На блоке БУС-2 отсутствует по сравнению с БУС-1 лампа
«Разрежение низкое» и слово «дымосос» над тумблером «Вентилятор,
дымосос». На блоке БУС-3 на месте отсутствующих ламп «Уровень
воды низкий», «Уровень воды высокий» установлена лампа «Нет цир-
куляции»; отсутствуют лампы «Температура топлива низкая» и «Раз-
режение низкое»; вместо одного тумблера «Питательный насос» уста-
новлены два — «40 %» и «100%».

Блоки БКЭ содержат блок запального устройства БЗУ с выходом
на катушку зажигания, реле и магнитные пускатели для коммутации
силовых цепей двигателей и электромагнитов, а также автоматиче-
ский выключатель типа АЗ 163 (50 Гц, 40 А) сети всего комплекта.
Схема ВКЭ-2 от схемы БКЭ-1 отличается наличием цепей переключе-
ния обмоток двигателя питательного насоса со схемы «треугольник»
на схему «звезда». Элементы блока БКЭ размещены в настенном шка-
фу.

Схема автоматизации котла с помощью комплекта КСУ-2П-1-Г
приведена на рис. 149. КСУ-2П-2-Г и КСУ-2П-3-Г используются на
котлах под над дувом, и в схемах должны отсутствовать дымосос, ис-
полнительный механизм 5 и датчик-реле тяги 6. Кроме того, в схему с
КСУ-2П-3-Г включаются дополнительно датчики защиты по повыше-
нию температуры пара на выходе из котла и температуры от уходящих
газов и исключается уровнемерная колонка.

Автоматика безопасности и сигнализация. Параметры, при ава-
рийном значении которых происходит отключение подачи газа, дат-
чики этих параметров и аварийная сигнализация, показывающая пер-
вопричину аварии, приведены в табл. 34.

Сигналы датчиков разрежения и давления газа, поступая на один
из блоков реле времени, задерживаются на 3 и 4 с соответственно, что-
бы заблокировать от ложного срабатывания устройства защиты по
этим параметрам при розжиге основного факела или переходе котла с
режима «Малое горение» на режим «Большое горение». Время за-

держки устанавливается дискретно тумблерами, расположенными в
БУС. Блок контроля факела БКФ работает как с контрольным электро-
дом КЭ, так и с контрольным электродом электрозапальника ЭЗ, сиг-
нал контроля наличия факела запальника после розжига основного фа-
кела отключается, его заменяет сигнал контроля наличия основного
факела.

Таблица 34. Автоматика безопасности комплектов КСУ-2П

Параметр	Датчик	< Позиция на рис. 149	Световая сигнализация	Модификация комплекта
Повышение	Датчик-реле	12	Давление пара	КСУ-2П-1-Г;
давления пара	давления  ДД-10-20К		высокое	-2-Г; -3-Г
Повышение давления газа	Датчик-реле ДН-250-10К	14	Давление газа высокое	То же
Понижение давления газа	То же	13	«Давление газа низкое»	»
Понижение давления воз- духа Погасание пламени горелки Понижение разряжения		14	Давление воздуха низкое  «Нет пламе- ни»  Разряжение низкое	»  »  КСУ-2П-1-Г

Рис. 149. Комплекты средств управления КСУ-2П:

а — принципиальная схема КСУ-2П-1-Г и КСУ-2П-2-Г, б — особенности схемы КСУ-2П-3-Г,
1 — блок питания газовый типа БПГ, 2—3 — электромагниты клапанов «Большого горения» и
«Малого горения», 4 — клапан запальника, 5, 10 — исполнительные механизмы типа ЭИМ, 6,
11—14 — датчики-реле тяги, напора, давления, 7 — уровнемерная колонка, 8 — электрозапальник,
9— контрольный электрод, 15 — катушка зажигания, 16— блок ДКЭ, 17 — блок БУС,
18 — автоматический выключатель сети, 19, 20 — латчики-реле температуры: Л1—Л13 — лампы:
Л1 — «Сеть», Л2 — «Нет пламени», ЛЗ — «Давление пара высокое», Л4 — «Уровень воды
низкий», Л5 — «Уровень воды. высокий», Л6 — «Давление топлива низкое», Л7 — «Давление
топлива высокое», Л8 — «Давление воздуха низкое», Л9 — «Температура топлива низкая»,
ЛЮ — «Разрежение низкое», ЛИ — «Большое горение», Л12 — «Малое горение», Л13 — «Котел
отключен»; К1—Кб — кнопки: К1 — «Отключение световой сигнализации», К2 — «Отключение
звуковой сигнализации», КЗ — «Включение регулятора», К4 — «Пуск», КЗ — «Стоп»,
Кб — «Контроль сигнализации», П1—П4 — переключатели: П1 — «Насос топливный»,
П2 — «Вентилятор, дымосос», ПЗ — «Насос питательный», П4 — «Топливо» с положениями «Газ»
(I), «Мазут» (И), «Легкое жидкое (Ш), ЛС-1 —линия связи «Сигнал диспетчеру»; «Работа» (Л),
«Авария» (Б), ЛС-2 — «Питающая сеть 380/220 В, 50 Гц»
Продолжение табл. 34

Параметр	Датчик	Позиция на рис. 149	Световая сигнализация	Модификация комплекта
Понижение уровня воды в барабане котла		7	«Уровень низкий»	КСУ-2П-1-Г;  -2-Г
Повышение уровня воды в барабане котла	То же, на уровне ВАУ	7	«Уровень высокий»	То же
Повышение температуры пара	Датчик-реле температуры пара ТУДЭ-5	20	«Нет цир- куляции»	КСУ-2П-3-Г
Повышение температуры отходящих газов	Датчик-реле температуры ТУДЭ-6	19	То же	То же

При возникновении предаварийной ситуации по параметрам, при-
веденным в табл. 34, а, и также при пропадании напряжения питания
обесточиваются электромагниты клапанов «Большого горения» и
«Малого горения» блока БПГ, подача газа к котлу прекращается, заго-
раются лампы «Котел отключен» и первопричины аварии и включает-
ся источник звукового сигнала (не входящий в комплект КСУ-2П).
Одновременно выдается сигнал «Авария» на диспетчерский пункт.
Звуковой сигнал снимают нажатием на кнопку «Отключение сигнали-
зации звуковой». Отключение световой аварийной сигнализации мо-
жет быть произведено только после устранения причины появления
аварийного сигнала нажатием на кнопку «Отключение сигнализации
световой». Нажатием кнопки «Контроль сигнализации блока БМ»
можно проверить исправность сигнальных ламп и источника звуково-
го сигнала.

Комплект обеспечивает рабочую сигнализацию лампами «Сеть»,
«Пуск», «Малое горение», «Большое горение» и «Котел отключен».

Автоматика регулирования. Схема регулирования, собранная в
БУС, обеспечивает поддержание давления пара на выходе из котла.
Закон регулирования двухпозиционный, датчиком регулятора являет-
ся сильфонный датчик-реле давления 12 типа ДД-10-20К (клеммы
1,2). Регулирование производится переключением режима работы
котла с 40 на 100 % тепловой мощности горелки с помощью клапанов
410
«Большого горения» и «Малого горения» блока БПГ. При режиме
100 % открыты оба клапана. Одновременно ЭИМ переключаются (от-
ключаются и включаются), переводя воздушную заслонку (для всех
модификаций) и заслонку на газоходе (для КСУ-2П-1-Г) в положения
режимов 40 и 100 %.

В комплекте КСУ-2П-3-Г отключение клапана «Большого горе-
ния» сблокировано с переводом питательного насоса с режима 100 на
40 % путем изменения скорости электродвигателя переключением об-
моток со «звезды» на «треугольник». Таким образом, котел работает в
режимах 40 и 100 %, и клапан «Малого горения» постоянно открыт.

В комплектах КСУ-2П-1-Г и КСУ-2П-3-Г также по схеме двухпо-
зиционного регулятора осуществляется стабилизация уровня в бара-
бане котла. Датчиками являются электроды уровнемерной колонки
типа УК-4, установленные на верхнем и нижнем уровнях (НРУ и
ВРУ).

При достижении водой ВРУ двигатель питательного насоса по
сигналу с БУС отключается магнитным пускателем, установленным
БКЭ, при опускании воды по ПРУ двигатель питательного насоса
вновь включается.

Пуск и остановка котла. Перед началом работы комплектов не-
обходимо установить с помощью тумблеров в БУС следующие дис-
кретные временные выдержки: разгона электродвигателей; вентиля-
ции топки; розжига запальника; розжига основного факела; блокиро-
вания сигнала датчика разрежения (КСУ-2П-1 -Г); задержки автомати-
ческого включения устройства регулирования, давления пара
(КСУ-2П-3). Установить перемычки на задней стенке БУС в соответ-
ствии с напряжением сети.

Перед каждым пуском комплекта включают автоматический вы-
ключатель сети типа АЗ 163 (при этом должна загореться лампа «Сеть»
на БУС); проверяют исправность световой и звуковой аварийной и ра-
бочей сигнализации нажатием на кнопку «Контроль сигнализации»
(при отпускании кнопки должны отключиться все лампы блока БУС,
кроме ламп «Сеть» и «Котел отключен»); убеждаются в отсутствии
аварийных параметров; выбирают вид сжигаемого топлива установ-
кой переключателя «Газ — мазут — легкое жидкое» в положение
«Газ». Проводят опробование работы электродвигателей, устанавли-
вая поочередно в положение «Опробование» тумблеры «Вентилятор,
дымосос» (КСУ-2П-1); «Вентилятор» (КСУ-2П-2 и КСУ-2П-3); «Пи-
тательный насос» (КСУ-2П-1 и КСУ-2П-2); «Питательный на-
сос— 40 %»	(КСУ-2П-3) и «Питательный насос —100%»
(КСУ-2П-3). В этом положении тумблера включается магнитный пус-
катель соответствующего двигателя и блокируется пуск котла. После
опробования переводят указанные тумблеры в положение «Работа».

Для пуска котла оператору необходимо нажать на копку «Пуск»
блока БУС, после чего загорается лампа «Пуск», гаснет лампа «Котел
отключен», комплект начинает отрабатывать программу пуска котла.

Ставится под контроль отсутствие предаварийного состояния
(включаются устройства защиты) по понижению и повышению давле-
ния газа, по повышению давления пара, по повышению температуры
пара и отходящих газов (КСУ-2П-3), включаются двигатель питатель-
ного насоса на режим 100 % и устройство регулирования уровня воды
в барабане котла. При отсутствии запрещающего сигнала по нижнему
уровню воды в барабане (КСУ-2П-1 и КСУ-2П-2) или по повышению
температуры (КСУ-2П-3) включаются двигатели дымососа
(КСУ-2П-1) и вентилятора, шибер дымососа (КСУ-2П-1) и воздушная
заслонка устанавливаются на 100 %-ное открытие. Через 5—10 с (вре-
мя разгона двигателей вентилятора и дымососа) подаются команды:
на подключение устройств защиты по понижению разрежения
(КСУ-2П-1) и давления воздуха, а также по понижению уровня воды в
барабане котла (КСУ-2П-1, КСУ-2П-2) и на начало предварительной
вентиляции топки.

После вентиляции топки в течение 1—3 мин ЭИМ отключаются,
заслонка дымососа (КСУ-2П-1) и воздушная заслонка устанавливают-
ся в положение режима 40 %; питательный насос в комплекте
КСУ-2П-3 переводится на режим 40 %. Затем начинается цикл розжи-
га включением клапана-отсекателя запальника 4 блока БПГ и подачей
напряжения питания на запальное устройство (катушку зажигания 15
типа Б-1 и высоковольтный провод запальника). Одновременно кон-
трольный электрод электрозапальника подключается к блоку БКФ и
через 5 с (время розжига запальника) включается устройство защиты
по отсутствию пламени запальника и открывается включением элек-
тромагнита клапан-отсекатель «Малого горения». Через 10 с (время
розжига основного факела) включается лампа «Малое горение» и гас-
нет лампа «Пуск», отключается запальное устройство; взамен кон-
трольного электрода запальника к БКФ подключается контрольный
электрод типа КЭ и ставится под контроль устройство защиты по от-
сутствию основного факела; отключается клапан-отсекатель запаль-
ника.

После пуска котла через 30 с (для КСУ-2П-3) или после нажатия
оператором на копку «Включение регулятора» (для комплектов
412
КСУ-2П-1 и КСУ-2П-2 регулятор должен включаться по истечении
времени, указанного в инструкции по эксплуатации котла) устройство
регулирования давления пара переводит котел на 100 %-ную произво-
дительность, после чего загорается лампа «Большое горение».

Для остановки котла оператор нажимает на кнопку «Стоп», а при
полном окончании работы отключает автоматический выключатель
сети на блоке БКЭ.

Контрольные вопросы

1. Расскажите об устройстве газовых сетей промышленных предприятий. 2. Какие
существуют требования к помещениям и газопотребляющнм агрегатам? 3. Как произво-
дится сжигание газа в промышленных печах? 4. Как производится сжигание газового
топлива в котлах? 5. Расскажите об устройстве и принципе работы системы автоматики
АМКО. 6. Расскажите об устройстве и принципе работы комплексной электрогидравлн-
ческой автоматики «Кристалл». 7. Какие меры безопасности необходимо соблюдать
при обслуживании газового оборудования промышленных предприятий? 8. Расскажите
об устройстве и принципе работы комплексной системы управления КСУ-1.

ГЛАВА 12

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

12.1.	Особенности сжиженных газов

Сжиженными углеводородными газами называют углеводороды
или их смеси, которые при температуре окружающего воздуха и атмо-
сферном давлении находятся в газообразном состоянии, а при относи-
тельно небольшом повышении давления (без снижения температуры)
переходят в жидкости.

Основные источники получения сжиженных газов — газоконден-
сатные месторождения и попутные нефтяные газы. На газобензино-
вых заводах из этих газов извлекают этан, пропан, бутан и газовый
бензин. Пропан и бутан, а также их смеси представляют собой весьма
ценные источники химического сырья и газоснабжения, так как транс-
портировать и хранить их можно в виде жидкостей, а сжигать в виде
газа.

В процессе транспортировки и хранения они находятся в двухфаз-
ном состоянии, т. е. в жидком виде под давлением своих паров. При
этом величина давления, т. е. величина упругости паров и жидкости,

413
находящихся в равновесном состоянии, зависит от состава сжиженно-
го газа и окружающей температуры. При транспортировании и хране-
нии сжиженных газов используется преимущество жидкой фазы, а
при сжигании — газообразной. Наиболее благоприятными свойства-
ми с точки зрения газоснабжения коммунально-бытовых потребите-
лей обладает технический пропан. Это объясняется тем, что пропан
при температуре от —35 до + 45° имеет высокую упругость паров и
успешно применяется в установках с отбором паровой фазы при есте-
ственном испарении. Такое свойство пропана позволяет устанавли-
вать баллоны со сжиженным пропаном снаружи помещений. Техниче-
ский бутан по сравнению с пропаном имеет меньшую упругость па-
ров, поэтому в установках с отбором паровой фазы его применяют
только при положительных температурах. Поэтому для газоснабже-
ния коммунально-бытовых потребителей до последнего времени ис-
пользовали технический пропан и только в летний период допуска-
лась добавка некоторого количества технического бутана. Нормаль-
ная работа подземных резервуарных установок на сжиженном газе,
содержащем 60 % бутана, невозможна, возникла необходимость до-
оборудования их устройствами, обеспечивающими искусственное ис-
парение.

Свойства сжиженных газов обусловливают конструктивные осо-
бенности оборудования, в котором они транспортируются, хранятся и
используются. Необходимо учитывать следующие особенности сжи-
женных газов: высокую плотность паров; невысокие температуры
воспламенения; низкие пределы взрываемости в воздухе; возмож-
ность образования конденсата при повышении давления или сниже-
нии температуры; высокую теплоту сгорания; больщой коэффициент
объемного расширения жидкой фазы (коэффициент объемного рас-
ширения пропана в 16 раз выше коэффициента объемного расширения
воды).

Так как теплота сгорания сжиженных газов высокая (до
120 000кДж/м3), то для их сжигания требуется соответственно боль-
шее количество воздуха. Для газовых приборов, оборудованных ин-
жекционными горелками, подсос необходимого первичного воздуха
обеспечивается за счет подачи повышенного давления газа (3 кПа).
Однако повышенное давление газа может привести к увеличению теп-
ловой нагрузки приборов, поэтому форсунки горелок соответственно
уменьшаются.

В связи с тем что величина плотности сжиженных газов значи-
тельно превышает величину плотности воздуха, при утечках возмож-
414
но скопление его в колодцах и подвалах, поэтому приборы, работаю-
щие на сжиженном газе, запрещено устанавливать в подвальных по-
мещениях. При транспортировке и хранении сжиженных газов в бал-
лонах, резервуарах и других емкостях необходимо учитывать высокий
коэффициент объемного расширения жидкой фазы углеводородных
газов. Поэтому заполнять емкости следует не более чем на 85 % их
геометрического объема, с тем чтобы над жидкой фазой всегда остава-
лась паровая подушка. Повышение температуры в чрезмерно запол-
ненных резервуарах и баллонах может вызвать значительное повыше-
ние давления и, как следствие, разрывы сосудов.

В результате разрывов может произойти быстрое истечение и ис-
парение газов. Распространяющийся газ воспламенится, станет при-
чиной пожара и разрыва других сосудов вследствие нагрева. Выте-
кающая при утечках и разрывах жидкая фаза быстро испаряется, при
этом возникает сильное местное охлаждение.

Установлено, что при движении сжиженного газа вдоль металли-
ческих стенок в газе и металле образуются заряды статического элек-
тричества, которые могут стать источником воспламенения газовоз-
душных смесей.

12.2.	Транспортирование и хранение сжиженных газов

С газобензиновых или нефтеперерабатывающих заводов газ в
жидком виде доставляется на газонаполнительные станции или кусто-
вые базы. На газонаполнительных станциях осуществляется прием
сжиженных газов, перелив их в резервуары и наполнение баллонов и
автоцистерн. В автоцистернах газ доставляют к резервуарным уста-
новкам зданий промышленных и сельскохозяйственных потребите-
лей, а также на автозаправочные станции, а в баллонах — непосредст-
венно потребителям. Для транспортирования газа на большие рас-
стояния используют железнодорожные цистерны. Эти цистерны
должны обладать достаточной прочностью, чтобы выдержать давле-
ние паров легкокипящих углеводородов при максимальной темпера-
туре окружающей среды. При этом чем больше в смеси пропана (лег-
кокипящий компонент), тем более высокое давление возможно в ре-
зервуарах. С увеличением содержания бутана это давление снижается.
Поэтому при транспортировании пропана железнодорожные цистер-
ны рассчитывают на рабочее давление 2 МПа, а при транспортирова-
нии бутана — 0,8 МПа. Вместимость цистерн 51...60 м3. Железнодо-
рожные цистерны оборудуют устройствами для налива и слива жид-
кости, приспособлениями для измерения количества жидкости и пре-
дохранительными клапанами. Арматуру устанавливают на крышке
люка и закрывают колпаком. От воздействия солнечных лучей цистер-
ны защищают стальным кожухом, окрашенным светлой краской.

Для приема, перелива, хранения и наполнения резервуаров и бал-
лонов на газонаполнительных станциях имеются следующие цеха и
отделения: сливная эстакада с железнодорожной веткой; хранилище
из стальных резервуаров; насосно-компрессорный цех для слива газа
из железнодорожных цистерн в хранилища и подачи его для наполне-
ния автоцистерн и баллонов; цех для наполнения баллонов и слива из
них неиспарившихся остатков; колонки для наполнения автоцистерн;
коммуникации жидкой и паровой фаз. Кроме того, газонаполнитель-
ные станции имеют систему энергоснабжения, водопровод, канализа-
цию, ремонтные мастерские, гараж и котельную. Станции размещают
вне населенных пунктов с подветренной стороны господствующих
ветров.

На газонаполнительных станциях сжиженный газ из железнодо-
рожных цистерн сливают в хранилища, которые могут состоять из на-
земных и подземных стальных резервуаров. При этом резервуары рас-
полагают группами в местах с пониженными отметками территории
станции. Расстояние между резервуарами должно составлять не менее
2 м. При суммарной вместимости хранилища до 2000 м3 объем резер-
вуаров в каждой группе должен составлять не более 1000 м3, а при
вместимости хранилища до 8000 м3 — не более 2000 м3.

Наибольшее распространение на газонаполнительных станциях
получил насосно-компрессорный способ слива газа. Компрессоры от-
бирают пары сжиженного газа из емкости и нагнетают их в цистерну.
Сжиженный газ из хранилищ подается насосом для заполнения авто-
цистерн и баллонов. Для доставки сжиженного газа в резервуарные ус-
тановки различных потребителей используют автоцистерны. При ус-
тановке на автоцистернах насосов с приводом от двигателя автомоби-
ля они могут использоваться для наполнения баллонов непосредст-
венно на пунктах обмена баллонов.

Наиболее распространенными и простейшими сосудами, предна-
значенными для транспортирования и хранения сжиженных газов, яв-
ляются баллоны. К баллонам относятся сосуды вместимостью до 100 л.
Сосуды от 100 до 500 л называются бочками, а свыше 500 л — резер-
вуарами.

В настоящее время отечественная промышленность выпускает
баллоны (рис. 150) вместимостью 5, 12, 27, 50 и 80 л.
Рис. 150. Баллоны для сжиженных газов:

а — тип 1; б — тип 2; в — тип 3; I — верхнее днище, 2 — подкладное кольцо, 3 — обечайка,
4 — нижнее дннще, 5 — башмак, 6 — горловина, 7 — воротник, 8 — паспортная таблица,
9 — колпак

Баллон имеет сварной корпус из спокойной мартеновской стали
толщиной 2...4 мм с двумя сферическими днищами, башмак для уста-
новки в вертикальное положение, горловину в верхнем днище для ус-
тановки вентиля и защитный колпак. На баллонах вместимостью 5, 12
и 27 л колпак заменен защитным воротником, одновременно являю-
щимся транспортной ручкой и обеспечивающим многоярусное хране-
ние баллонов. Баллоны вместимостью 50 и 80 л вместо воротника
снабжены защитным колпаком.

На корпусе баллона или на закрепленной металлической пластине
выбиваются следующие паспортные данные: товарный знак предпри-
ятия-изготовителя; тип; номер; дата изготовления и следующего ис-
пытания; рабочее и пробное давление; вместимость (л); масса пустого
баллона (кг); масса баллона с газом; клеймо технического контроля;
номер стандарта; отпускная цена.

В горловинах баллонов вместимостью 5, 12 и 27 л устанавливают
самозакрывающиеся клапаны КБ-3. Запирающийся клапан 4 прижат к
гнезду давлением газа и с помощью пружины 2. Для открытия клапа-
на снимают защитный колпак б и на его место устанавливают регуля-
тор, шток которого отжимает клапан вниз и фиксирует его открытое


1

Рис. 151. Вентили баллонные:

а — самозакрывающийся КБ-3; б — угловой вентиль: 1 — шайба, 2 — пружина, 3 — шток,
4 — клапан, 5 — корпус, 6 — защитный колпак, 7 — угловой вентиль ВБК-6-16

положение. На баллонах вместимостью 50 и 80 л устанавливаются уг-
ловые вентили ВБК-6-16 (рис. 151, а, б).

При наполнении баллонов сжиженным газом придерживаются
нормы 0,425 кг на 1 л объема. Переполнение баллонов сжиженным га-
зом недопустимо, так как возможен разрыв баллонов. После наполне-
ния баллонов необходимо закрыть вентили на рампе и на баллоне, от-
соединить шланг от штуцера баллона и снять баллон с весов, заглу-
шить штуцер вентиля баллона заглушкой, проверить герметичность
вентиля. После проверки герметичности баллона закрывают его вен-
тиль и производят регистрацию в специальном журнале. Запрещается
выпускать из наполнительного цеха баллоны без предохранительных
колпаков и заглушек, а также без контрольного взвешивания.

Не допускается наполнять сжиженным газом баллоны, у которых:
истек срок периодического освидетельствования; нет клейма; не ис-
418
правей вентиль; поврежден корпус; повреждены башмаки; отсутству-
ет необходимая окраска и нет надписи.

Баллоны с сжиженным газом можно перевозить по железной доро-
ге в вагонах, на специальных и бортовых машинах, водным и гужевым
транспортом. При этом все сухопутные виды транспорта, используе-
мые для перевозки баллонов, должны быть рессорными.

Перевозить баллоны можно в горизонтальном (специальные авто-
машины) и вертикальном положении (бортовые автомашины). Напол-
ненные и перевозимые в открытом транспорте баллоны защищают от
действия солнечных лучей. Во время погрузки баллонов на автомо-
биль его двигатель должен быть в нерабочем состоянии. Во время по-
грузочно-разгрузочных работ нельзя допускать падения или ударов
баллонов и снимать баллоны колпаком вниз.

12.3.	Индивидуальные и групповые баллонные
установки

Баллонные установки применяют для снабжения сжиженным га-
зом отдельных потребителей. Индивидуальные баллонные установки
состоят из одного или двух баллонов; регулятора, снижающего давле-
ние паров сжиженного газа до 3...4 кПа; предохранительных-клапанов;
запорных вентилей и соединительных трубопроводов.

Баллонные установки можно размещать внутри зданий и снаружи.
Установки с одним баллоном располагают в помещении, где потреб-
ляется газ, на расстоянии не менее 0,5 м от плиты, радиаторов отопле-
ния или печи.

Достоинство установки баллона в помещении — простота монта-
жа и высокая производительность, так как баллон в любое время года
имеет температуру около 20° С, что способствует интенсивному испа-
рению сжиженного газа.

Баллонные установки, располагаемые вне помещения, имеют два
баллона, помещенных в металлическом шкафу. При эксплуатации газ
отбирается из одного баллона, а второй является резервным. В шкафу
монтируется также регулятор давления. Регулятор присоединяется к
вентилю баллона медными, латунными или резинотаневыми трубка-
ми с накидными гайками. Достоинство установки баллонов вне зда-
ния— высокая степень безопасности при эксплуатации, а недоста-
ток — малая интенсивность испарения сжиженного газа в зимнее вре-
мя.
St£l
К групповым баллонным установкам относятся четырех-, шести-
восьми- и десятибаллонные установки, предназначенные для газо-
снабжения многоквартирных домов и коммунально-бытовых объек-
тов с расходом газа до 7 м3/ч.

На рис. 152 показана групповая баллонная установка из шести бал-
лонов, расположенных в секционном металлическом шкафу. Баллоны
подключены с помощью трубок к общему коллектору. На отводе от
коллектора установлены регулятор давления РД-32М, предохрани-
тельно-запорный клапан типа ПКК и запорная арматура.

Металлические шкафы с баллонами могут размещаться на фунда-
ментах у кирпичных и деревянных стен при суммарной вместимости
баллонов до 600 л или на отдельно стоящих фундаментах на расстоя-
нии 8... 15 м от зданий при суммарной вместимости до 1000 л.

Для повышения эффективности естественной регазификации сжи-
женных газов в зимних условиях допускается размещать групповые
баллонные установки в специальном отапливаемом здании или при-
стройке к стене здания. Эти здания и пристройки должны обеспечи-
вать не менее пятикратного воздухообмена в час с удалением воздуха
из верхней и нижней зон помещения.

В индивидуальных баллонных установках применяют малогаба-
ритные регуляторы давления типов РДГ, РДСГ («Балтика-1»), На рис.
153 представлен регулятор РДГ. Регулятор РДГ-6 применяют для од-
нобаллонных установок, в которых баллоны оснащены угловыми вен-
тилями. Для двухбаллонных установок применяют регулятор РДК-8.
Его конструкция аналогична регулятору РДК-6.

Для баллонов, оснащенных самозапирающимися клапанами КБ-1
или КБ-2, применяется регулятор «Балтика-1» (см. рис. 154). Он обес-
печивает двухступенчатое редуцирование газа.

Головка регулятора представляет собой литой из алюминиевого
сплава корпус 25,соединенный кольцом 19 с крышкой 17. В нижней
части корпуса находятся элементы первой ступени редуцирования. К
ним относятся чашка 7, пружина 9, мембрана 5, шток 20 с тарелкой 22
и гайка.

Рис. 152. Групповая баллонная установка в металлическом шкафу:

1 — баллоны, 2 — газовые коллекторы высокого давления, 3 — соединительные трубки,
4 — вентиль газового коллектора высокого давления, 5 — регулятор давления, 6 — патрубок
газопровода низкого давления, 7 — предохранительный клапан, 8 — газопровод к
предохранительному клапану, 9— металлический шкаф
Мембрана зажата между кольцевым уступом штока и тарелкой с
помощью гайки и поджимается по наружному диаметру к выточке в
корпусе чашкой 7. Чашка поджимается разрезным кольцом 21. В верх-
ней части штока расположена пластинка с фасонным вырезом, в кото-
рый входит шток II. Между корпусом 23 и крышкой 17 находится
мембрана 18, регулирующая вторую ступень редуцирования. В под-
мембранной полости имеется седло перепускного клапана 4, перекры-
ваемое колпачком 6 с резиновым уплотнением. Под колпачком имеет-
ся пружина 5 и шарнирный рычаг 8. Мембрана 18 зажата между тарел-
кой 16 и диском. Пружина 10 сверху упирается в шайбу с прорезями,
надетую на шток 13, а пружина 14 — в крышку. На плоском штоке в
прорези на оси 12 крепится перекидная рукоятка 15. Для подключения
баллона необходимо установить головку редуктора на клапан КБ. Для
этого необходимо поднять пластмассовое кольцо 1 и опустить его с
усилием до упора для защелкивания шарикового замка 24 усилием
пружины 2. Далее поворотом рукоятки 15 шток 11 опускается, давит
на шток клапана КБ и открывает доступ газа из баллона в первую зону
редуцирования. Затем газ через внутренний канал в корпусе поступает
в полость под большую мембрану и далее через штуцер и шланг к газо-
вому прибору. Связанный с мембраной рычаг обеспечивает или при-
жатие, или отжатие колпачка к седлу клапана 4 в зависимости от вели-
чины давления под мембраной. За счет такого двухступенчатого реду-
цирования газа в регуляторе достигнута стабильность регулирования
и исключены явления обмерзания клапанов.

12.4.	Групповые резервуарные установки

Групповые резервуарные установки, состоящие из двух и более
резервуаров, применяются для газоснабжения многоэтажных домов,
коммунально-бытовых, промышленных и сельскохозяйственных
предприятий.

Для газоснабжения жилых домов применяются групповые уста-
новки с подземными резервуарами суммарной вместимостью до 50 м3.
В комплект групповой резервуарной установки входят резервуары,
трубопроводы, обвязки резервуаров, расходно-редукционные голов-
ки. Установки размещаются на свободных от застройки площадях и
имеются подъезды для автоцистерн.

Наибольшее распространение получили горизонтальные цилинд-
рические резервуары вместимостью 2,5 и 5,0 м3. В верхней части ре-
зервуара (см. рис. 155) имеется вертикальная цилиндрическая горло-
422
Рис. 154. Регулятор давления РДСГ «Балтика»
Рис. 155. Подземный резервуар сжиженного газа вместимостью 2,5 м3:

/ — патрубок для соединения с парофазнымн пространствами других резервуаров, 2 — дренажная
трубка, 3 — регулятор низкого давления, 4 — защитный кожух арматурного узла,
5 — уровнемерные трубки, 6 — наполнительная трубка, 7 — карман-сборник, 8 — патрубок для
соединения с жидкостными пространствами других резервуаров

вина, закрытая крышкой, на которой смонтирована вся необходимая
арматура, обеспечивающая слив и отбор сжиженного газа. В крышку
горловины вварены наполнительная трубка 6 для удаления загрязне-
ний; три уравномерные трубки 5; парофазный уравнительный патру-
бок /; расходный парофазный патрубок, а также трубка для манометра
и штуцер для предохранительного клапана.

Все трубки и патрубки имеют запорную арматуру. На расходном
парофазном патрубке смонтированы регулятор давления 3 и предо-
хранительный запорный клапан. Вся смонтированная на крышке гор-
ловины арматура называется расходно-редукционной головкой резер-
вуара. На резервуаре могут быть еще два патрубка с фланцами. Патру-
бок 8 находится снизу и может быть использован для соединения с
другими резервуарами по жидкой фазе при групповой установке ре-
424
зервуаров. Патрубок 1 размещается сверху и служит для соединения с
другими резервуарами по паровой фазе.

Подземная групповая установка, как правило, состоит из несколь-
ких резервуаров, соединенных между собой трубопроводами по жид-
кой и паровой фазам. При двухрезервуарной установке каждый резер-
вуар имеет свою головку, в остальных случаях каждые два резервуара
обслуживаются одной головкой и работают как одна емкость.

Для снижения давления применяют ранее рассмотренные нами ре-
гуляторы типа РД-32М. В качестве предохранительных клапанов слу-
жат клапаны ППК-40М.

При работе резервуаров с испарителями регулятор давления раз-
мещается не в арматурной головке, а за испарителем, так как к испари-
телю из резервуара поступает жидкая фаза.

12.5.	Регазификация сжиженных газов

Для сжигания сжиженных газов их переводят в газообразное со-
стояние, т. е. регазифицируют (испаряют). В процессе регазификации
необходимо затратить теплоту на испарение сжиженных газов. Коли-
чество этой теплоты определяется величиной скрытой теплоты паро-
образования, зависящей от состава газа и температуры, при которой
происходит испарение. С увеличением температуры или давления ве-
личина скрытой теплоты парообразования уменьшается. Регазифика-
ция в обычных условиях в подземном резервуаре или в баллоне с есте-
ственным притоком теплоты из окружающей среды наиболее легко
осуществима. Вместе с тем при низких температурах окружающей
среды такое испарение малопроизводительно и при многокомпонент-
ной смеси сжиженных газов не обеспечивает стабильного состава. Ес-
ли в какой-либо емкости будет находиться смесь пропана и бутана, то
в начале отбора паровой фазы процентное содержание в ней пропана
будет больше содержания его в жидкости. По мере испарения жидко-
сти содержание пропана будет уменьшаться, а процентное содержа-
ние бутана — увеличиваться. Процентное содержание бутана будет
увеличиваться и в отбираемой паровой фазе. Такое изменение состава
паровой и жидкой фаз приводит к постепенному повышению теплоты
сгорания и плотности паров, что влияет на устойчивость работы горе-
лок приборов.

С момента отбора паровой фазы из емкости давление в паровом
пространстве понижается и для восстановления давления насыщен-
ных паров часть жидкости испаряется. На это испарение расходуется
теплота, которая заимствуется из самой жидкости и стенок емкости.
Вследствие этого происходит постепенное понижение температуры,
что создает температурный перепад, обеспечивающий приток тепло-
ты из окружающей среды. В дальнейшем температурный перепад по-
стоянен и на испарение жидкости расходуется в основном теплота, по-
ступающая из окружающего пространства. При цикличном отборе па-
ров из емкости за счет аккумулирования теплоты самой жидкостью и
стенками резервуара можно испарить больше газа, чем при непрерыв-
ном расходе газа.

При отсутствии потребления газа (ночью) происходит накопление
теплоты жидкостью и стенками сосуда, а при отборе газа (днем) эта те-
плота, а также теплота, добавляющаяся из окружающего пространст-
ва, используется для испарения жидкости. Естественная регазифика-
ция сжиженных газов в закрытых сосудах зависит от состава смеси уг-
леводородов, температуры и влажности окружающего пространства,
скрытой теплоты парообразования смеси и других факторов.

Резервуарные установки сжиженного газа с естественным испаре-
нием имеют недостатки: переменную производительность установок
и резкое снижение ее при снижении температуры окружающей среды;
переменную теплоту сгорания поступающей к потребителю паровой
фазы, так как вначале испаряются легкокипящие компоненты, а затем
высококипящие с более высокой теплотой сгорания (в основном бута-
ны), что вызывает перебои в газоснабжении при использовании сжи-
женного газа с повышенным содержанием бутанов в холодное время
года; большие капиталовложения и габариты установок, особенно при
высокой производительности по паровой фазе. В связи с ростом про-
изводства бутановых фракций, расширением объемов газификации
городов и сельских районов особую актуальность приобретают вопро-
сы применения испарителей для искусственного испарения сжижен-
ного газа.

Существующие в настоящее время испарительные установки сжи-
женного газа можно классифицировать по принципу регазификации,
виду теплоносителя и виду монтажа теплоносителя и сжиженного га-
за.

По принципу регазификации испарители подразделяются на емко-
стные, проточные и комбинированные. При работе по емкостной схе-
ме пары сжиженного газа отбираются из парового пространства резер-
вуара. В этом случае в начальный период потребления идет отбор па-
ровой фазы с большим содержанием пропановых фракций, а в конце
отбора в паровой фазе содержится в основном бутан.
Достоинства емкостных испарителей: простота конструкции, от-
сутствие вероятности попадания низкой фазы пропан-бутана в распре-
делительные газопроводы и возможность работы на сжиженном газе
любой марки. К недостаткам емкостных испарителей относятся сле-
дующие: генерирование в этих испарителях паров с переменным соот-
ношением легких и тяжелых фракций определяет неудовлетворитель-
ный режим работы газовых приборов вследствие сжигания газа с пере-
менной теплотой сгорания.

В испарителях проточного типа сжиженный газ отбирается из ре-
зервуара в жидкой фазе и испаряется отдельно в выносном теплооб-
меннике, это обеспечивает неизменный фракционный состав как па-
ровой, так и жидкой фазы, что улучшает работу газогорелочных уст-
ройств и позволяет прокладывать газопроводы на обычной глубине.
Недостатком проточной системы является невозможность работы на
техническом бутане, так как упругость паров в резервуаре недостаточ-
на для подачи жидкой фазы в испаритель, расположенный выше уров-
ня земли.

В комбинированной схеме регазификации часть паров из проточ-
ного испарителя поступает к потребителю, а часть возвращается в ре-
зервуар для поддержания необходимой величины упругости паров. В
данном случае сочетаются положительные качества емкостной и про-
точной схемы.

По виду теплоносителя испарители подразделяются на электриче-
ские, огневые и имеющие теплоноситель в виде горячей воды или во-
дяного пара.

По способу контакта теплоносителя со сжиженным газом огневые
и электрические испарители подразделяются на испарители прямого
обогрева и испарители с промежуточным теплоносителем. Из емкост-
ных испарителей наибольшее распространение получили регазифика-
торы подземные электрические типа РЭП, которые состоят из элек-
троподогревателя, автоматики безопасности и регулирования. Элек-
троподогреватель состоит из электронагревателя и взрывобезопасной
коробки, которые устанавливаются на глухой фланец подземного ре-
зервуара. Опыт эксплуатации регазификатора РЭП позволил внести в
него ряд усовершенствований.

Резервуарные установки с искусственным испарением имеют сле-
дующие преимущества перед резервуарными установками естествен-
ного испарения: теплота сгорания паровой фазы остается постоянной
вплоть до полного расходования всего объема жидкой фазы; произво-
дительность установок не зависит от количества жидкости в емкостях;
Рис. 156. Принципиальная схема установки с испарителем Мосгазпроекта

возможность использования бутановых фракций или сжиженного газа
с повышенным содержанием бутанов; отпадает необходимость извле-
чения тяжелых остатков.

На рис. 156 показана принципиальная схема искусственной рега-
зификации с испарителем производительностью 100 кг/ч. Испаритель
I представляет собой баллон высотой 905 мм и диаметром 309 мм, в
который вмонтирован змеевик 2 для горячей воды из труб диаметром
27x3 мм. Внутри баллона имеется клапан 4 и поплавок 3. При закры-
тых вентилях 11 и 7 и открытых вентилях 10 и 8 установка работает
как обычная естественная регазификационная. При открытых венти-
лях 7, 8 и 11 и закрытом вентиле 10 установка работает через испари-
тель. Принцип работы установки заключается в следующем. Из емко-
сти 13 сжиженный газ под давлением собственных паров поступает в
испаритель. Соприкасаясь со змеевиком, по которому протекает горя-
чая вода с температурой 80° С, сжиженный газ начинает интенсивно
испаряться и по трубопроводу 6 поступать к потребителю через регу-
лятор 9. По мере увеличения отбора паров из испарителя давление в
428
нем уменьшается и уровень жидкости повышается, смачивая боль-
шую поверхность змеевика. Таким образом, испарение увеличивается
соответственно увеличившемуся отбору газа. При уменьшении расхо-
да паров из испарителя давление в нем увеличивается, уровень жидко-
сти понижается, а производительность испарителя уменьшается.

При прекращении подачи горячей воды или чрезмерном расходе
газа давление в испарителе понижается и уровень жидкости резко по-
вышается. В этом случае во избежание поступления жидкости в газо-
провод 6 поплавок 3 поднимается и закрывает клапан 4. Предохрани-
тельные клапаны 5 и 12 служат для исключения недопустимого повы-
шения давления в испарителе и резервуаре.

Контрольные вопросы

1. Расскажите об особенностях сжиженных газов. 2. Какие требования предъявля-
ются к транспортировке и хранению сжиженных газов? 3. Расскажите об устройстве и
принципе работы индивидуальных баллонных установок. 4. Расскажите об устройстве и
принципе работы групповых баллонных установок. 5. Какие регуляторы применяются
для сжижеииых газов? 6. Что такое регазификация сжиженных газов? 7. Какие меры
безопасности необходимо соблюдать при использовании сжижеииых газов?

ГЛАВА 13

БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА В ГАЗОВОМ ХОЗЯЙСТВЕ

13.1.	Выполнение газоопасных работ

Безопасность труда в газовом хозяйстве имеет исключительно
важное значение, которое определяется взрывоопасностью горючих
газов, отравляющими свойствами некоторых компонентов горючих
газов и продуктов их неполного сгорания.

Загазованность помещений может произойти вследствие утечек
газа из соединений газопроводов, газовой арматуры и приборов, через
их неплотности, из запорной арматуры, случайно оставленной откры-
той без присмотра; в случае сжигания газа при недостаточном или
слишком большом разрежении, а также при плохой вентиляции поме-
щения, без достаточного удаления продуктов сгорания; при разрыве
сварных соединений на газопроводе.

Для обнаружения мест утечек газа из внутренних газопроводов
производят обмыливание сварных, резьбовых и фланцевых соедине-

429
ний. Признаком утечки газа в этом случае является наличие пузырьков
мыльного раствора. Обнаруженные утечки газа устраняют следующи-
ми способами: сменой прокладок или подтяжкой болтов во фланце-
вых соединениях; заменой пеньковой набивки в резьбовых соединени-
ях; заваркой или заменой шва с дефектами на газопроводе. Ликвида-
цию мест утечек газа из наружных и подземных газопроводов произ-
водит аварийная служба газового хозяйства.

Во всех случаях до .устранения утечек газа запрещается включать
и выключать электроосвещение; пользоваться звонками, плитками и
другими электрическими приборами; вносить открытый огонь и при-
менять его для отыскания утечек газа.

Очень важное значение имеет вентиляция помещений и организо-
ванный отвод продуктов горения газа. Неудовлетворительное дейст-
вие вентиляции может привести к накоплению в помещении вредных
примесей и к образованию взрывоопасных концентраций газа.

Газоопасными называют работы, выполняемые в загазованной
среде, или работы, при которых возможен выход газа из газопроводов
и агрегатов. В Правилах безопасности газового хозяйства Госгортех-
надзора РФ дан следующий перечень газоопасных работ:

присоединение вновь проложенных газопроводов к действую-
щим;

ввод в эксплуатацию газопроводов, газорегуляторных пунктов, аг-
регатов и приборов промышленных, коммунальных и бытовых потре-
бителей;

ревизия и ремонт действующих газопроводов, газового оборудо-
вания и арматуры;

прочистка и заливка в газопровод растворителей для удаления
гидратных образований; установка и снятие заглушек на тазопрово-
дах, находящихся под давлением газа;

разборка газопроводов, отключенных от действующих сетей;

осмотр и проветривание колодцев, а также откачка конденсата из
конденсатосборников и неиспарившихся остатков из резервуарных
групповых установок сжиженных газов;

профилактическое обслуживание действующих газовых приборов
и внутреннего газооборудования;

слив газа из железнодорожных цистерн, заполнение резервуаров
на станциях сжиженных газов и групповых установках, заполнение
автоцистерн и баллонов.

Газоопасные работы должны выполнять специально обученные
рабочие, причем в составе бригады должно быть не менее 2 человек, а
430
при работах в колодцах, тоннелях или глубоких траншеях — не менее
3 человек.

На выполнение газоопасных работ должны выдаваться наряды ус-
тановленной формы. Лица, имеющие право выдачи нарядов, опреде-
ляются приказом по газовому хозяйству.

На наиболее ответственные работы кроме наряда составляется
специальный план, утвержденный главным инженером треста
(конторы, предприятия). К этим работам относятся: работы по вводу в
эксплуатацию и пуску газа в газопроводы с давлением выше 0,6 МПа;
присоединению к действующим газопроводам среднего и высокого
давлений; работы в ГРП с применением сварки и газовой резки; ре-
монтные работы на газопроводах среднего и высокого давлений с при-
менением сварки и газовой резки; снижение и восстановление давле-
ний газа в газопроводах и т. д.

В наряде указывают основные меры безопасности при выполне-
нии работ, а в плане — последовательность проведения работ, потреб-
ность в приспособлениях и механизмах, расстановку членов бригады,
лиц, ответственных за проведение и координацию работ.

К этим документам прилагают исполнительный чертеж с указани-
ем места и характера проводимой работы. До начала выполнения ра-
бот проводится вся необходимая подготовительная работа: инструк-
таж рабочих, организация рабочего места, обеспечение рабочих инст-
рументами, защитными средствами и приспособлениями. Газоопас-
ные работы, как правило, выполняют в дневное время. Если работы
ведутся в плохо освещенных помещениях, то применяются перенос-
ные электролампы во взрывобезопасном исполнении или аккумуля-
торные светильники шахтерского типа.

При выполнении работ в колодцах, котлованах и других подзем-
ных сооружениях и закрытых помещениях работающие должны быть
в противогазах и спасательных поясах, в обуви без подковок и гвоздей
или на обувь надевают галоши.

В колодцах, тоннелях и коллекторах не допускается сварка и газо-
вая резка на действующих газопроводах без отключения и продувки
их воздухом. У запорного устройства дополнительно устанавливают
заглушку, которую удаляют после окончания работ. Если работы пре-
дусматривают снижение давления, то его снижают до начала работ,
однако даже при сниженном давлении могут быть случаи воспламене-
ния выходящего в атмосферу газа, поэтому необходимо иметь на мес-
те средства тушения пламени. Пламя тушится замазыванием глиной,
засыпкой землей, набрасыванием брезентовых или асбестовых одеял,
а также струей инертного газа.

Все указания и распоряжения работающим должны давать ответ-
ственные лица, назначенные из числа инженерно-технических работ-
ников.

13.2.	Производство аварийных работ

Аварийными называются работы, требующие безотлагательных
действий. Они проводятся в следующих случаях: при проникновении
газа в здания и сооружения, закупорках газопроводов, утечках газа в
помещениях и подземных газопроводах, повреждении резервуаров на
ГНС и групповых установок и др.

Многие аварийные работы выполняет аварийная служба в контак-
те с другими службами и участками треста, а также совместно с по-
жарной охраной.

Устранение аварий на подземных газопроводах. Для установ-
ления мест повреждения газопроводов необходимо ознакомиться с
исполнительной документацией и оценить обстановку на месте. Наи-
более опасные последствия таких аварий — проникновение газа в жи-
лые и общественные здания. В этом случае необходимо проверить
подвальные помещения на загазованность и при наличии в них газа
срочно проветрить эти помещения. Необходимо также проветрить со-
седние помещения и при необходимости установить в них дежурство.
Жители загазованных помещений временно выселяются.

Одновременно с этими мероприятиями бригада приступает к об-
следованию ближайших подземных коммуникаций и по результатам
обследования определяет наиболее вероятное место повреждения га-
зопровода; после этого приступают к буровому осмотру. Место рас-
копки котлована определяется по скважинам с наибольшей концен-
трацией газа. Необходимо также учитывать, что источниками аварии,
как правило, бывают стыковые соединения, места присоединений
конденсатосборников, места пересечения газопроводов с другими со-
оружениями. До начала земляных работ необходимо вызвать предста-
вителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные со-
оружения, для уточнения места их расположения и принятия необхо-
димых мер безопасности.

К раскопке котлована приступают немедленно, используя имею-
щиеся средства и механизмы. Если проникновение газа в помещение
432
происходит вдоль трассы других коммуникаций, то наиболее надеж-
ным способом предотвращения проникания газа является раскопка
шурфа в непосредственной близости от здания. Устройство шурфа
должно обеспечивать вытяжку газа в атмосферу. Обнаруженные по-
вреждения устраняются немедленно; способы устранения определя-
ются руководителем работ.

Устранение аварий в помещениях. Эти аварии связаны с утечка-
ми газа из сварных, резьбовых соединений, кранов и газовых прибо-
ров. После получения заявки аварийная служба сразу же выезжает на
место происшествия, предварительно дав указание заявителю о про-
ветривании помещения, отключении газовых приборов и т. д. Необхо-
димо немедленно произвести вентиляцию помещения.

По прибытии на место руководитель бригады определяет концен-
трацию газа в помещении и принимает все необходимые меры для
предотвращения взрыва. Места утечек газа или повреждений опреде-
ляют путем осмотра и обмыливания.

После того как место утечки установлено, бригада приступает к
ликвидации повреждения. В зависимости от места и характера повре-
ждения отключаются отдельные приборы, участки или квартиры. Ес-
ли ликвидация повреждений связана с применением сварочных работ,
то ремонтируемый участок необходимо продуть воздухом или инерт-
ным газом и после этого приступить к сварке. Все участки газопрово-
дов, на которых проводились работы с отключением газа, в дальней-
шем необходимо продуть газом и взять анализ.

Производство работ при взрывах и пожарах. Эти работы значи-
тельно осложняются в связи с опасностью повторного взрыва, поэто-
му необходимо срочно прекратить подачу газа в дом и тщательно про-
ветрить помещение, открыв окна и двери.

После обнаружения н устранения повреждения отключенные уча-
стки газопроводов следует опрессовать и продуть газом.

Взрывы могут сопровождаться пожаром, в этом случае необходи-
мо прекратить подачу газа, так как поступающий газ будет способст-
вовать распространению пламени. Пожар тушится с применением
пенных, углекислотных, порошковых огнетушителей и водяной стру-
ей. При небольших загораниях пользуются брезентом, кошмой и дру-
гими материалами для накрытия и изоляции пламени от доступа ки-
слорода.

15.	К. Г. Кязимов	433
13.3.	Газоанализаторы и г азоиндикаторы

Для обеспечения безопасности использования газового топлива
необходимы регулярный контроль за содержанием газа в воздухе и
своевременное обнаружение мест утечек газа.

Наиболее распространенный и простой способ определения нали-
чия газа в воздухе — контроль по запаху. Однако более надежно опре-
деление газа с помощью газоанализаторов и газоиндикаторов.

Приборы, с помощью которых определяют количество каждого
компонента, входящего в состав газа, называют газоанализаторами.

Газоиндикаторы позволяют определить содержание в воздухе од-
ного или общей суммы нескольких газов. Действие этих приборов ос-
новано на изменении физических и химических свойств воздуха при
появлении в нем примеси определенного газа.

Рассмотрим устройство и принцип работы наиболее распростра-
ненных в газовом хозяйстве газоиндикаторов.

Газоанализатор типа ПГФ. На рис. 157 показаны разрез и элек-
трическая схема прибора ПГФ2М. Электрическая схема прибора
представляет собой мостик Уитстона, два плеча которого — платино-
вые спирали, а два других — постоянные сопротивления.

Платиновые спирали выполнены из проволоки диаметром 0,05 мм,
имеющей сопротивление 0,65...0,02 Ом при прохождении через нее
тока 10 мА при температуре 20° С.

Действие прибора основано на изменении электрического сопро-
тивления платинового плеча мостика за счет повышения его темпера-
туры при сжигании на нем исследуемой пробы газовоздушной смеси.
На одну из платиновых спиралей додается чистый воздух, на дру-
гую — газовоздушная смесь, в которой определяют процентное со-
держание газа. Пробу анализируемого газа разбавляют воздухом пу-
тем установки трехходового крана в соответствующее положение.
При этом возможны следующие положения крана: в первом положе-
нии кран соединяет камеру газоиндикатора с газозаборным шлангом,
во втором — с окружающей атмосферой и в третьем — с окружаю-
щей атмосферой и газозаборным шлангом.

Анализируемый газ засасывается в камеру прибора через треххо-
довой кран, имеющий два штуцера: для присоединения газоразборно-
го шланга и сообщения камеры через отверстие с атмосферой. В обоих
отверстиях втулки крана установлены калиброванные диафрагмы с
определенным отношением проходных отверстий. Это позволяет раз-
434
7

Рис, 157. Газоанализатор ПГФ2М:

а — разрез прибора, 1 — рукоятка воздушного насоса, 2 — поршень воздушного насоса,
3 — взрывозащитное устройство, 4 — сравнительная камера, 5 — измерительная камера, 6 — вход
анализируемого воздуха, 7 —трехходовой кран, 8 — вход чистого воздуха, б — электрическая
схема, Я 10— тумблеры, 11, 12 — рукоятки переключателя низкой и высокой чувствительности
гальванометра

бавлять пробу газа с воздухом в соотношениях 1:2, 1:5, 1:10, что дает
возможность анализировать концентрацию газа, значительно превы-
шающую значение шкалы гальванометра.

Для анализа газа, концентрация которого выше, чем концентра-
ции, отвечающие максимальному отклонению стрелки гальваномет-
ра, в электрической схеме имеется добавочное сопротивление к галь-
ванометру, позволяющее снизить его чувствительность в 5 раз. Шкала
гальванометра имеет три реперные точки, обозначенные красными
треугольниками с индексами I, II и III.
Рабочие части прибора смонтированы на панели, прикрепленной к
его корпусу. На наружной поверхности панели размещены трехходо-
вой кран, гальванометр, шток насоса, кнопочный переключатель,
кнопки реостата (напряжения и нулевого положения приборов), пере-
ключатель пределов измерения.

Источник питания электрической схемы — две параллельно
включенные батареи карманного фонаря, помещенные в камеру при-
бора. Напряжение батареи должно быть не ниже 3,7 В. На внутренней
стороне крышки помещены правила пользования прибором и пере-
счетная таблица для перевода отклонений стрелки гальванометра в
концентрацию анализируемого газа.

Питание моста включается кнопочным выключателем. Для подго-
товки прибора к работе рукоятку переключателя необходимо поста-
вить в положение «Контроль» и вращением рукоятки реостата с над-
писью «Установка напряжения» зафиксировать реперную точку. При
этом переключатель диапазонов должен находиться в первом рабочем
положении. Затем переключатель ставят в положение «Анализ» и в ка-
меру засасывается чистый воздух. Вращением рукоятки нулевого рео-
стата (до совпадения стрелки с нулем) устанавливают равновесие мос-
товой схемы прибора. После выполнения подготовительных работ
можно приступить к анализу. Для этого с помощью насоса в рабочую
камеру засасывают пробу анализируемого газа, нажимают кнопку
«Накал». По таблице в соответствии с величиной отклонения стрелки
определяют концентрацию газа.

Прибор после 1000 анализов подлежит контрольной проверке на
правильность показаний.

Выпускают три модификации прибора ПГФ2М:
ПГФ2М-И1А — для количественного определения в воздухе метана;
ПГФ2М-ИЗ А — для количественного определения в воздухе пропана,
этилена и других газов; ПГФ2М-И4А — для определени в воздухе во-
дорода. Прибор взрывобезопасен, что обеспечивается специальными
взрывозащитными устройствами.

Оптический газоннднкатор ШИ-3. В газовых хозяйствах страны
для определения содержания природных и сжиженных газов в воздухе
наряду с электрическими применяют оптические газоиндикаторы. К
этим приборам относят шахтные интерферометры для контроля воз-
духа в шахтах. Принцип их работы основан на явлении интерферен-
ции, т. е. усилении или ослаблении однородных световых волн при на-
436
ложении одной на другую. Кон-
тролируемый воздух в приборе
находится на пути одного из
двух световых лучей, имеющих
одинаковые фазы.

Действие прибора основано
на измерении смещения интер-
ференционной картины вслед-
ствие изменения состава анали-
зируемой пробы газо воздушной
смеси, находящейся на пути од-
ного из двух лучей, способных
интерферировать. Это смеще-
ние пропорционально разности
между показателями преломле-
ния света газовоздушной смеси
и атмосферного воздуха, т. е.
пропорционально содержанию
метана и диоксида углерода в
смеси. Интерференционная
картина представляет собой бе-
лую полосу, ограниченную дву-
мя симметрично окрашенными
краями черных полос. Если в га-
зовую и воздушную камеры на-
править чистый воздух, то ин-
терференционная картина не
смещается, а середина левой
черной полосы совмещается с
нулевой отметкой шкалы, от-
градуированной от 0 до 6 % ме-
тана с ценой деления 0,5 %.

На рис. 158 показана схема
действия шахтного индикатора
ШИ-3. От электрической лампы

15 свет проходит через конденсорную линзу 18 и параллельным пуч-

Рис. 158. Схема оптического
газоиндикатора ШИ-3:

1 — окуляр, 2 — объектив, 3 — подвижная призма,
4 — плоскопараллельное зеркало, 5 — средняя
полость газовоздушной камеры, 6 — боковые
полости камеры, 7. 9 — штуцеры для присое-
динения резиновой груши при наборе
контролируемого воздуха, 8 — призма полного
внутреннего отражения, 10 — трубчатый лабиринт,
11 — соединительные трубки, 12 — штуцер для
контролируемого воздуха, 13 — патрон с пог-
лотителем углекислоты, 14 — патрон с силика-
гелем, 15 — электрическая лампа, 16 — кнопка
включения лампы, 17 — батарея, 18— конден-
сорная линза

ком падает на зеркало 4, где разлагается на два интерферирующих
пучка. Один пучок лучей отражается от верхней плоскости зеркала и
проходит через две боковые полости 6 газовоздушной камеры, запол-
ненные чистым воздухом. Другой пучок лучей отражается от нижней
плоскости зеркала, дважды проходит вдоль средней полости 5 камеры,
в которую набирается проба анализируемого воздуха. При выходе из
газовоздушной камеры эти пучки вновь попадают на зеркало 4, отра-
жаются от его верхней и нижней плоскостей, сходятся в один пучок,
проходящий через призму 8, затем пучок отклоняется призмой под
прямым углом и попадает в объектив 2 зрительной трубки. Подвижная
стеклянная призма 3 дает возможность передвигать интерференцион-
ную картину вдоль шкалы и устанавливать ее в нулевое положение.
Анализируемый воздух засасывается резиновой грушей в прибор, по-
ступает в верхнюю часть патрона 13, в котором имеется поглотитель
углекислоты. Из патрона 13 по трубке 11 воздух направляется в ниж-
нюю часть патрона 14, в которой имеется силикагель для поглощения
паров воды. Далее осушенный и очищенный воздух поступает в сред-
нюю газовую полость 5 газовоздушной камеры и через штуцер 12 вы-
пускается наружу.

Таким образом, газовая камера при анализе заполняется контроли-
руемым воздухом, а воздушная линия (лабиринт 10) заполняется чис-
тым атмосферным воздухом. Лабиринт дает возможность поддержи-
вать в воздушной линии атмосферное давление. После 500.„600 опре-
делений поглотительный патрон для углекислоты необходимо переза-
рядить, так как углекислота может искажать результаты определения
метана.

Сигнализатор СТХ-5А, Во многих газовых хозяйствах применя-
ют автоматический переносной термохимический сигнализатор
СТХ-5А. Он предназначен для периодического контроля довзрыво-
опасных концентраций горючих газов в воздухе производственных
помещений и выдачи сигналов в диапазоне сигнальных концентраций.
Диапазон сигнальных концентраций в рабочих условиях составляет
5...50 % нижнего предела воспламеняемости горючих газов.

Принцип действия сигнализатора основан на термохимической
реакции окисления (сгорания) горючих газов на чувствительном эле-
менте, включенном в зону моста.

В состав схемы входят: источник питания (два аккумулятора но-
минальным напряжением 2,5 В или батареи типа «Планета-1» или
«Планета-2» напряжением 3,5 В); сигнализатор напряжения, обеспе-
чивающий стабилизацию напряжения источника питания в пределах
1,8±0,1 В; измерительный мост, включающий в себя измерительный и
сравнительный чувствительные элементы, расположенные в датчике,
438
и балансовые плечи-резисторы; узел отключения аккумуляторной ба-
тареи от нагрузки и выдачи сигнализации по разряду.

Работает сигнализатор следующим образом. Измерительный мост
сигнализатора питается стабилизированным напряжением. В измери-
тельную диагональ моста включен показывающий прибор с перемен-
ным резистором. При сгорании на чувствительном элементе пробы га-
зовоздушной смеси измерительный мост разбалансируется и в его
диагонали появляется напряжение постоянного тока, пропорциональ-
ное по величине концентрации контролируемых веществ. Как только
напряжение разбаланса достигнет определенной величины, стрелка
показывающего прибора войдет в сигнальную зону. При входе стрел-
ки показывающего прибора в сигнальную зону необходимо принять
меры по выявлению и устранению причин появления опасной кон-
центрации. Если при нажатии кнопки светодиод не загорится, сигна-
лизатор необходимо отправить на перезаряд аккумуляторов.

Подготовку сигнализатора к работе производят вне взрывоопас-
ных помещений следующим образом: нажимают на кнопку и убежда-
ются, что загорелся светодиод; после того как успокоится стрелка по-
каз'ывающего прибора, устанавливают ее на начало шкалы с помощью
резистора; отпускают кнопку и убеждаются, что светодиод погас.

В настоящее время в газовых хозяйствах Российской Федерации
появилось много новых сигнализаторов по определению загазованно-
сти помещений природным газом — метаном.

Новые сигнализаторы системы ТС — течеискатели-сигнализато-
ры были разработаны Белорусским НПП «Фармэк».

Наибольшее распространение получили сигнализаторы типов:
ТГТ-90 — течеискатель горючих газов; ТС-92 — течеискатель-сигна-
лизатор; ТПГ-94 — течеискатель для подземных газопроводов;
ИМ-93 — измеритель метана.

Течеискатель ТГТ-90. Это прибор взрывозащищенного исполне-
ния и предназначен для индикации наличия метана при определении
мест утечек газа из газовой арматуры, оборудования и газопроводов
систем газоснабжения. Течеискатель предназначен для работы в диа-
пазоне температур от—20 до 40° С и при относительной влажности не
более 80 %.

Течеискатель состоит из датчика ПГС с защитным колпачком,
корпуса с электронным блоком и блока аккумуляторов.

Принцип работы течеискателя основан на регистрации изменения
сопротивления датчика при воздействии на него газа. Датчик включен
в электрическую схему, которая находится в уравновешенном состоя-
нии. При воздействии газа на датчик происходит разбаланс мостовой
схемы, усиливаемый дифференциальным усилителем. Величину раз-
баланса мостовой схемы показывает табло, отградуированное в про-
центном содержании метана в загазованной среде.

Течеискатель обеспечивает световую и звуковую сигнализацию
при обнаружении мест утечек углеводородных газов.

Электропитание течеискателя осуществляется от встроенного
сменного блока аккумуляторов с номинальным напряжением 5,2 В. О
снижении напряжения питания ниже допустимого значения (4,2± 0,1 В)
прибор информирует непрерывным звуковым сигналом.

Техническая характеристика ТГГ-90

Диапазон работы по метану, % об. доли..........

Время прогрева индикатора, с, не более
Быстродействие, с, ие более....................

Вид питания....................................

Напряжение питания, В..........................

Максимальная потребляемая мощность, Вт, ие более
Габаритные размеры, мм, ие более...............

Масса, кг, не более............................

Время непрерывной работы, ч, не менее..........

Ток короткого замыкания, А, не более...........

О,О1...1ОО
10
3
Автономное
5,45+0,55
1,2
310x71x37
0,63 (с элементами
А343)
8
0,25

Течеискатель-сигналиатор ТС-92 со встроенным микронасо-
сом. Он разработан и изготавливается научно-производственным
предприятием «Фармэк». Предназначен для определения и локализа-
ции утечек горючих и токсичных газов и оценки уровня загазованно-
сти в подвалах, колодцах, скважинах и других труднодоступных мес-
тах различных газопроизводящих и газопотребляющих предприятий,
систем транспортирования и хранения газа путем сигнализации на
уровне 1 % объемной доли метана (20 % НКПР). Выпускается во
взрывозащитном и обычном исполнениях (рис. 159).

Прибор ТС-92 используют на предприятиях газовой, химической,
нефтеперерабатывающей, добывающей промышленности, энергети-
ки, связи, в жилищно-коммунальном хозяйстве и т. д.

С применением дополнительных средств он безотказно работает
на трассе газопровода.
В основе работы течеискателя-сигнализа-
тора лежит принцип регистрации изменения
сопротивления полупроводникового датчика
под воздействием на него газа.

Конструктивно течеискатель состоит из
пластмассового корпуса с размещенными
внутри него микронасосом, датчиком, платы с
блоком сигнализации, отсека питания.

Измеритель метана ИМ-93. Он предна-
значен для измерения концентрации метана в
пределах от 0 до 5 % об. доли и обеспечивает
звуковую сигнализацию при достижении кон-
центрации метана 1±0,25 % об. доли [20 %
нижнего концентрационного предела распро-
странения пламени (КПРП)].

Измеритель изготовлен в климатическом
исполнении У категории 3 и предназначен для
эксплуатации при температуре воздуха от —5
до 40° С (возможна кратковременная работа
при температуре до —30° С), атмосферном
давлении от 84 до 106,7 кПа и относительной
влажности воздуха до 98 % при 25° С.

Электропитание измерителя осуществля-
ется от батареи аккумуляторов 4НКГЦ-2.0
(4НКГЦ-1.8).

В основе работы измерителя лежит прин-
цип регистрации изменения сопротивления
термокаталитического датчика при воздейст-
вии на него газа.

Рис. 159.

Малогабаритный
сигнализатор утечки
метана СУМ-01

Конструктивно измеритель состоит из пластмассового корпуса о
размещенными внутри него платами, отсека питания и блока искроза-
щиты, а также датчика.

При включении измерителя напряжение питания от аккумулятор-
ной батареи через блок искрозащиты подается на преобразователь на-
пряжения, поступает на стабилизатор и с его выхода подается на ана-
лого-цифровой преобразователь (АЦП).

На вход АЦП поступают сигнал с термокаталитического сенсора
(ТКС) и опорное напряжение со стабилизатора напряжения. Информа-
ция в цифровой форме отображается на устройстве цифровой индика-
ции. Контроль уровня разряда аккумуляторной батареи выполняет
устройство контроля питания (УКП), при разряде батареи сигнал с
УКП поступает на блок управления, при этом отключается стабилиза-
тор напряжения, который питает ТКС, и пускается блок звуковой сиг-
нализации (БЗС).

Техническая характеристика ТС-92	
Чувствительность в режиме течеискания по метану, %,	
об. доли		0,01
Порог срабатывания сигнализации по метану ....	
% об. доли		1
% НКПР 		20
Погрешность срабатывания сигнализации, % об. доли. .	+0,4
% НКПР		±8,0
Быстродействие, с, не более		3
Производительность микроиасоса, л/мии		До 2
Источник питания		4 аккумулятора
	Н КГЦ-2
Напряжение питания, В		4...5,5
Диапазон рабочих температур, °C		—40...40
Устойчивость к перегрузкам, % об. доли		До 100
Габаритные размеры, мм		310x72x38
Масса без аккумулятора, г, не более		670
Техническая характеристика ИМ-93	
Пределы измерения, % об. доли:	
метана		0...5
пропаиа		0...2
Абсолютная погрешность, % об. доли:	
метана		±0,25
пропаиа		±0,10
Срабатывание сигнализации, % об. доли:	
метана		1,0±0,25
пропаиа		0,4±0,10
Диапазон рабочих температур, 0 С	—5...40
Источник питания	4 Ni'—Cd-аккумуля
	тора
Время работы без подзарядки, ч, ие меиее	15
Маркировка взрывозащиты	IEibdsIIT5«X»
Масса, кг	0,7
Габаритные размеры, мм	300x70x40
Технические данные

Диапазон работы по метану в месте утечки, об %. Время срабатывания сигнализации, с, не более . . . Напряжение питания, В	  Потребляемая мощность, Вт, не более	  Масса прибора, кг, ие более		0,1—100 3  -	5+1  0,75 0,3

Портативный искатель газа (рис. 161) представляет собой инди-
катор со световой и звуковой сигнализацией и предназначен для опре-
деления наличия углеводородных газов при обнаружении мест их
утечки в диапазоне температур от 5° С до 40° С.

Принцип работы прибора основан на изменении электрического
сопротивления измерительной цепи посредством термокаталического
метода обнаружения горючих газов.

Малогабаритный сигнализатор утечки метана СУМ-01. Сиг-
нализатор предназначен для определения мест утечек природного газа
(метана) и оценки загазованности в атмосфере производственных по-
мещений.

Сигнализатор взрывозащищен и может использоваться во взрыво-
опасных зонах класса В-1а и В16.

Техническая характеристика

Чувствительность, % об. доли метана..............

Время прогрева, с, ие более......................

Время срабатывания сигнализации, с, ие более . . .

Питание..........................................

Напряжение питания, В............................

Потребляемая мощность, ВА, не более..............

Время использования без подзарядки в нормальных
условиях, ч, ие менее............................

Срок службы, лет, ие меиее.......................

Порог срабатывания тревожной сигнализации, % об. доли
Абсолютная погрешность срабатывания тревожной сиг-
нализации, % об. доли СН4..........................

Диапазон рабочих температур, °C..................

Относительная влажность, % при 25° С.............

Габаритные размеры, мм...........................

Масса, кг, ие более..............................

0,03
15
3
аккумуляторная ба-
тарея 4НКГЦ-2,0
3±0,6
0,8

8
8
1
±0,4

от -40 до +40
95
310x65x36
0,7
Рис. 161. Портативный искатель газа
ИГ-3

Достоинства: сигнализация
о разряде аккумуляторных бата-
Рнс. 160. Контрольные приборы:	рей; оценка уровня утечек по

а — течеискатель-сигнализатор ТС-92, б — из- СВ6ТОДИОДНОЙ Шкале; Наличие
меритель метана ИМ-93	автоматической КорреКТИрОВКИ

нуля прибора, позволяющей
производить работы с высокой чувствительностью при высоких фоно-
вых концентрациях; исполнение блока искрозащиты, исключающее
возможность короткого замыкания аккумуляторов в приборе; наличие
световой и звуковой сигнализации.

Детектируемые газы при отыскании мест утечек: водород, углево-
дороды, аммиак, спирты, амины, кетоны, альдегиды, бензол, толуол,

ксилол, оксид углерода, оксид этилена и т. д.

13.4.	Защитные и предохранительные устройства

При выполнении газоопасных и аварийных работ все работники
обеспечиваются защитными средствами и приспособлениями. К ним
относятся: противогазы, спасательные пояса, веревки, спецодежда,
инструмент и приспособления.

444
Рис. 162. Противогазы:

а — самовсасывающий шланговый: б — кислородио-изолирующий КИП-5: 1 — маска, 2 — шланг,
3 — соединительная коробка, 4 — дыхательный клапан, 5 — выдыхательный клапан,
б — регенеративный патрон, 7 — поглотитель, 8 — сетка, 9 — соединительная коробка,
10— дыхательный мешок, 11—предохранительный клапан, 12— редуктор, 13 — вентиль,
14 — кислородный баллон

Наибольшее распространение в газовом хозяйстве получили
шланговые противогазы (самовсасывающие и с механической пода-
чей воздуха).

Самовсасывающий шланговый противогаз ПШ-1 (рис. 162, а).
При пользовании аппаратом дыхательный шланг закрепляют на шле-
ме противогаза и на спасательном поясе. Это делается для того, чтобы
при передвижениях тяжесть длинного шланга не передавалась на
шлем и не могла сдвинуть его с головы. Свободный конец противогаза
с помощью штыря закрепляется с наветренной стороны, причем длина
шланга в этом случае должна быть не более 15 м. Если свежий воздух
приходится подавать с расстояния более 15 м, то вдыхание воздуха
становится затруднительным. Для этих целей применяют противогазы
типа ПШ-2 с подачей воздуха небольшим вентилятором с ручным или
электрическим приводом. Такие противогазы имеют бронированные
шланги длиной по 20 м, причем от одной воздуходувки могут снабжать-
ся воздухом два шлема. В связи с тем что электродвигатель такого уст-
ройства имеет нормальное (невзрывобезопасное) исполнение, он дол-
жен размещаться за пределами зоны возможного появления газа.

При пользовании шланговыми противогазами необходимо убе-
диться в их исправности, для чего проверяют состояние маски и герме-
445
тичность шланга. Годность шланга определяют путем зажима конца
гофрированной трубки и контрольного вдоха; если при этом в маску
попадает воздух, то пользоваться противогазом нельзя. Необходимо
также проверить, нет ли прорывов и проколов, а также исправны ли
стекла и пряжки. Только после этого надевают маску.

Кнслородно-нзолнрующне противогазы. Эти противогазы име-
ют замкнутую систему циркуляции воздуха, в которой во время поль-
зования непрерывно восстанавливается состав воздуха. При этом про-
исходит процесс, обратный процессу, происходящему в легких чело-
века, т. е. поглощается углекислый газ и пополняется количество ки-
слорода. Поглощение углекислого газа из выдыхаемого воздуха
осуществляется в регенеративном патроне, наполненном специаль-
ным поглотителем. Запас кислорода пополняется из баллона вмести-
мостью до 2 л, находящегося под высоким давлением. Наибольшее
распространение получили противогазы КИП-5 и КИП-7.

На рис. 162, б представлена принципиальная схема противогаза
КИП-5. Противогазы этого типа полностью изолируют органы дыха-
ния от загазованной среды и подают воздух, обогащенный кислоро-
дом из баллона 14. Выдыхаемый воздух поступает в регенеративный
патрон 6, где очищается от углекислоты и через трубку 9 поступает в
дыхательный мешок 10, который связан с кислородным баллоном че-
рез редуктор 12.

Таким образом, в дыхательном мешке происходит восстановление
необходимого состава воздуха, который через дыхательный клапан 4
вновь поступает в органы дыхания и удаляется обратно через выдыха-
тельный клапан 5. Пользоваться такими противогазами (КИП) можно
после изучения их устройства и получения разрешения врача.

Спасательные пояса и веревки. Спасательные пояса и веревки
применяются при работах в колодцах, котлованах и траншеях и пред-
назначены для быстрого извлечения рабочих в случае необходимости.
Спасательный пояс (рис. 163) должен охватывать талию человека и
иметь две лямки, надеваемые на плечи и соединенные на спине между
лопатками. В месте соединения лямок имеется стальное кольцо с кара-
бином. К этому кольцу или к пружинной защелке-карабину крепят ка-
проновые или пеньковые веревки диаметром не меиее 15 мм. Длина
веревок должна быть не менее 6 м — на 3 м больше, чем глубина кот-
лована, в котором проводятся работы. При подготовке пояса обраща-
ется внимание на то, чтобы кольцо располагалось не ниже лопаток.
Применение поясов без наплечных ремней запрещается.
Рис. 163. Спасательный пояс с веревкой:

1 — кольцо для веревки, 2 — лямки пояса, 3,6 — пряжки, 4 — пояс, 5 — замок, 7 — веревка

Наружный осмотр проводят ежедневно перед работой и после ка-
ждого применения.

Основными неисправностями, при которых защитные средства не
могут быть применены, являются:

по спасательным поясам — повреждение плечевых лямок или по-
ясной ленты, надрыв или порез ремней для застегивания, неисправ-
ность пряжки, отсутствие на заклепках шайб;

по карабинам — заедание затвора при его открывании, деформа-
ция карабина, наличие выступов и неровностей в месте входа крепле-
ния в замок, слабость пружины затвора, неплотности и выступы в мес-
те шарнирного крепления затвора;

по спасательным веревкам — наличие значительного количества
обрывов нитей (10... 15) в веревке, несоответствие длины веревки ха-
рактеру выполняемой работы. Наружный осмотр веревок не реже од-
ного раза в 10 дней, а также после каждого применения в дождливую
или снежную погоду проводит лицо, ответственное за производство
работ. Каждому поясу и веревке присваивается инвентарный номер.

Помимо наружного осмотра защитные средства и приспособления
периодически испытывают и после этого составляют акты установ-
ленной формы. Противогазы испытывают на герметичность перед вы-
полнением каждой газоопасной работы. Испытания спасательных
поясов, карабинов и спасательных веревок проводят не реже двух раз
в год.

Спасательные пояса с кольцами для карабинов испытывают на
прочность нагрузкой 200 кг. Для этого к кольцу испытываемого пояса,
застегнутого на обе пряжки, прикрепляют груз 200 кг и оставляют в
подвешенном состоянии в течение 5 мин. После снятия нагрузки на
поясе не должно быть следов повреждений.

Поясной карабин испытывают на прочность, прикрепляя к нему
груз 200 кг, и выдерживают под нагрузкой в течение 5 мин. После сня-
тия груза карабин не должен иметь следов деформации, а освобожден-
ный затвор его должен свободно и правильно встать на свое место.
Спасательные веревки испытывают на прочность, прикрепляя груз
200 кг к подвешенной на всю длину веревке. Испытание веревки длит-
ся 15 мин. До и после испытания замеряется длина веревки. Если по-
сле испытания длина веревки увеличится более чем на 5 % первона-
чальной длины, то она считается не пригодной для использования.

Взрывобезопасный слесарный инструмент. При выполнении
газоопасных работ используют взрывобезопасный инструмент из
цветных металлов и не дающий искр при работе. Для изготовления та-
ких инструментов применяют медь, бронзу и некоторые сплавы. Для
ударных инструментов чаще используют фосфористую или бериллие-
вую бронзу, а также сплавы меди. Для предотвращения искрообразо-
вания проводят обмеднение стальных инструментов. Эта операция
производится наплавкой на них слоя меди кислородно-ацетиленовым
пламенем. В некоторых газовых хозяйствах с успехом применяют
гальваническое обмеднение инструмента. Сущность этого способа за-
ключается в следующем. Поверхность инструмента обезжиривают
водным раствором магнезиальной извести. Процесс обмеднения ве-
дется в гальванической ванне с соответствующими растворами и мед-
ной проволокой. После обмеднения инструмент промывают водой и
просушивают. При правильном проведении процесса слой меди дол-
жен быть светло-розового цвета.

13.5.	Оказание помощи пострадавшим

Нарушение правил безопасности труда в газовом хозяйстве может
привести к таким серьезным последствиям, как удушье, отравление
оксидом углерода, ожоги, ранения, ушибы, поражение электрическим
током.
Удушье может наступить при нахождении людей в загазованной
среде без противогазов. Объясняется это тем, что газ, заполняя поме-
щение, вытесняет кислород, необходимый для нормального дыхания.
При значительном содержании метана в воздухе (свыше 10 %) чело-
век испытывает при дыхании недостаток кислорода и может задох-
нуться.

Особенно опасен оксид углерода, содержащийся в продуктах не-
полного сгорания газа и в искусственных газах. Первыми признаками
отравления оксидом углерода являются головокружение, тошнота,
слабость, шум в ушах, а иногда и потеря сознания. В зависимости от
величины концентрации оксида углерода и длительности пребывания
человека в такой среде могут быть три степени отравления: легкое,
среднее, тяжелое. При тяжелом отравлении человек теряет сознание,
почти не дышит и, если не принять своевременные меры, пострадав-
ший может скончаться. Степень отравления зависит от содержания га-
за в воздухе и длительности его вдыхания. Графически эта закономер-
ность показана на рис. 164.

При удушье и отравлении пострадавшего необходимо вывести из
загазованного помещения на свежий воздух, освободить от всего, что
может стеснять дыхание, и вызвать врача. Если пострадавший в соз-
нании, можно дать ему кофе или чай. Если тело холодное, надо делать
растирание или согревать грелками. Если пострадавший потерял соз-
нание, его следует уложить на ровное место, дать понюхать нашатыр-
ный спирт, брызгать водой. Можно давать пострадавшему вдыхать че-
рез марлю кислород из кислородной подушки в течение 5 мин, затем
после двух-, трехминутного перерыва снова давать кислород.

При отсутствии у пострадавшего признаков дыхания следует вы-
нести его на свежий воздух, быстро освободить рот от вставных челю-
стей (при наличии), затем от стесняющей одежды и сделать искусст-
венное дыхание одним из нижеописанных способов.

Первый способ (рис. 165, а): пострадавшего кладут на спину; под
лопатки подкладывают валик из одежды, а под голову мягкую под-
стилку; раскрывают рот пострадавшего и проверяют, не забит ли он
рвотной массой; вытягивают язык и удерживают его в таком положе-
нии; руки пострадавшего отводят равномерно в стороны и назад, при
этом расширяется грудная клетка и происходит вдох; после отвода рук
за голову удерживают их в таком положении 3 с; обе руки сгибают в
локтях, укладывают на груди пострадавшего и надавливают ими с бо-
ков на грудную клетку в течение 3 с, при этом происходит выдох; по-
вторяют эти движения до тех пор, пока не появятся признаки дыхания.
Рис. 164. Действие оксида углерода иа человека в
зависимости от его содержания в воздухе и
длительности вдыхания. Цифры у
кривых — содержание СО в воздухе в сотых долях
объемных процентов

Второй способ
(рис. 165, б) применя-
ется в тех случаях, ко-
гда помощь оказывает
только один человек.
Пострадавшего кла-
дут животом вниз, вы-
тягивают руки и кла-
дут их одна на другую;
голова пострадавшего
должна быть поверну-
та набок и уложена на
вытянутых руках; че-
ловек, оказывающий
помощь, становится
на колени так, чтобы
они были по обе сто-
роны таза пострадав-
шего, кладет на него
свои руки, причем
большие пальцы рас-

полагаются парал-
лельно позвоночнику, а остальные — на нижних ребрах пострадавше-
го; оказывающий помощь плавно опускается на вытянутых руках и
сдавливает нижние ребра пострадавшего, при этом грудная клетка по-
страдавшего сжимается и происходит выдох; оказывающий помощь
отнимает руки и откидывается назад — происходит вдох; движения
повторяются в указанной последовательности.

Третий способ применяется в тех случаях, когда пострадавший
получил ожоги спины. Порядок оказания помощи следующий; по-
страдавшего кладут на спину, а под место ожога подкладывают чис-
тую подстилку; руки пострадавшего вытягивают вдоль головы и вы-
таскивают ему язык; оказывающий помощь становится на колени над
пострадавшим; надавливает на нижние ребра пострадавшего и отпус-
кает руки. При всех способах дыхательное движение необходимо по-
вторять 16 раз в минуту.

Искусственное дыхание по методу «изо рта в рот». Для этого
способа применяют простое приспособление (рис. 166). Оно состоит
из двух резиновых трубок 1 и 4 диаметром 10... 12 мм и длиной 100и60м,
натянутых на металлическую трубку 3 длиной 40 мм, и овального ре-
Рис. 165. Проведение искусственного дыхания:
а — первый способ; б — второй способ

зинового фланца 2. Фланец натягивается на стык трубок 1 и 4, плотно
зажимая место их соединения. Оказывающий помощь вдувает силой
своих легких воздух в легкие пострадавшего через трубку или непо-
средственно в рот через марлю. Иногда вдувают воздух через нос по-
страдавшего, плотно закрыв ему рот. При этом после каждого вдува-
ния воздуха надо освободить рот и нос пострадавшего для свободного
выхода воздуха из легких. При этом способе количество воздуха, по-
ступающего в легкие пострадавшего за один вдох, больше, чем при ра-
нее описанных способах искусственного дыхания. Другим достоинст-
вом этого способа является то, что можно контролировать поступле-
ние воздуха в легкие по ясно видимому расширению грудной клетки
пострадавшего.

Воздух вдувают каждые 5...6 с, что соответствует частоте дыхания
10... 12 раз в минуту. Необходимо, чтобы после каждого вдоха освобо-
ждались рот и нос пострадавшего для выдоха.

Помощь при ушибах. При ушибах возникают разрывы кровенос-
ных сосудов с излиянием крови в окружающие ткани, вследствие чего
место ушиба припухает и появляется боль. Первая помощь в этом слу-
чае — охлаждение места ушиба. На место ушиба накладывают лед
или тряпку, смоченную водой. После охлаждения ушибленные участ-
ки тела необходимо забинтовать. Наиболее опасны ушибы живота, со-
провождающиеся сильными болями, а иногда обморочным состояни-
Рис. 166. Способ искусственного дыхания по
методу «изо рта в рот»:

а — приспособление; б — прием для оказания помощи
пострадавшему вдуванием воздуха через гибкую трубку: 1,
4 — мягкие трубки, 2 — гибкий фланец, 3 — твердая трубка

ем. При обмороках не-
обходимо срочно вы-
звать врача, предва-
рительно, дать постра-
давшему понюхать на-
шатырный спирт, а лицо
обрызгать водой.

Помощь при ожо-
гах. Ожоги могут быть
трех степеней: легкой,
средней и тяжелой. При
легкой степени места
ожогов краснеют и по-
крываются пузырями,
при тяжелой — омертв-
ляются участки кожи, а
иногда и ткани тела.

Оказывающие помощь должны знать, что раны от ожогов могут

загрязниться и долго не заживать, поэтому к месту ожогов нельзя при-
касаться и их смазывать. Обожженную поверхность перевязывают,
как свежую рану, покрывают стерилизованным материалом и накла-
дывают вату, а пострадавшего направляют в больницу. При ожогах
большой поверхности тела пострадавшего накрывают чистой просты-
ней и отправляют в больницу.

Контрольные вопросы

1. Какие требования предъявляются при выполнении газоопасных работ? 2. Как
производятся аварийные работы? 3. Объясните устройство и принцип работы газоинди-
каторов. 4. Какие защитные и предохранительные устройства применяют в газовом хо-
зяйстве? 5. Как пользоваться противогазом? 6. Какие требования предъявляются к сле-
сарному инструменту? 7. Какие вы знаете способы оказания доврачебной помощи по-
страдавшим? 8. Какие требования предъявляются к условиям труда работников?
ПРИЛОЖЕНИЕ

Типовая инструкция
по замене задвижек на подземных газопроводах

Настоящая инструкция предусматривает основные требования по
организации безопасного выполнения работ при замене фланцевых
задвижек (шаровых кранов) и компенсаторов (косых вставок) в
колодцах действующих газопроводов городов, поселков и сельских
населенных пунктов, включая межпоселковые, с давлением газа до 1,2
МПа (12 кгс/см2).

1.	Общие требования безопасности

1.1.	При производстве работ по замене задвижек, кроме
требований, изложенных в настоящей инструкции, должны
выполняться требования «Правил безопасности в газовом хозяйстве»
Госгортехнадзора России, «Правила технической эксплуатации и
требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской
Федерации», «Типовой инструкции по охране труда для работников
строительных, промышленности строительных материалов и
жилищно-коммунального хозяйства. ТОП Р-66-1-95» Минстроя
России, а также требования других инструкций по видам работ и
профессиям (по охране труда для дорожных рабочих, при работе с
грузоподъемными механизмами и др.).

1.2.	На основании настоящей Типовой инструкции и требований
нормативных актов по охране труда, в соответствии с «Положением о
порядке разработки и утверждения инструкций по охране труда»
Минтруда РФ на каждом предприятии должна быть разработана и
утверждена руководителем АО инструкция для работников с учетом
конкретной системы газоснабжения и реальных условий труда
работников.

1.3.	Работы по замене задвижек на действующих газопровода*
являются газоопасными. К их выполнению допускаются лица не
моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр в соответствии с
требованиями Минздрава РФ, обученные безопасным методам и
приемам выполнения работ в газовом хозяйстве, прошедшие
стажировку и сдавшие экзамены на знание правил и инструкций,
действующих в газовом хозяйстве, комиссии с участием
представителя Госгортехнадзора России.

1.4.	Лица, выполняющие работы по замене задвижек, должны
уметь пользоваться средствами индивидуальной защиты (шланговые
противогазы, спасательные пояса и веревки и др.), средствами
пожаротушения, оказывать первую доврачебную медицинскую
помощь пострадавшим.

1.5.	Работы должны выполняться бригадой под руководством
специалиста, прошедших проверку на знание правил безопасности и
допущенных к выполнению газоопасных работ.

1.6.	Бригада должна состоять из рабочих, необходимых при
выполнении работ профессий в количестве, обеспечивающем
нормальное ведение работ, но не менее чем из трех человек.

Для выполнения вспомогательных работ могут привлекаться
специалисты и рабочие сторонних организаций и других служб,
которые на период замены задвижки передаются в подчинение
руководителя бригады, являющегося ответственным за безопасное
ведение работ.

1.7.	Работников, заявивших о недомогании или плохом
самочувствии, включать в состав бригады по замене задвижки
запрещается.

1.8.	Замена задвижки на действующем подземном газопроводе
должна выполняться по наряду-допуску н специальному плану,
утвержденному главным инженером предприятия газового хозяйства.

В связи с тем что замена задвижек связана с значительным числом
операций и привлечением к работе различных служб (отключение
газопровода и сброс давления газа, возобновление подачи газа
потребителям и др.), необходимо оформление нарядов-допусков на
все виды работ и назначение ответственных за их ведение.

1.9.	В нарядах-допусках указываются фамилии руководителя и
всех рабочих (включая привлекаемых из сторонних организаций и
других служб), место выполнения работ, время их начала и окончания,
технологическая последовательность основных операций, меры
безопасности, средства общей и индивидуальной защиты.

Наряды-допуски регистрируются в специальном журнале.

Рабочие после получения инструктажа по ведению работ и мерам
безопасности расписываются в наряде-допуске.

1.10.	План выполнения работ по замене задвижки составляется
единым для всех бригад, занятых в подготовке, выполнении и
завершении работ.

В плане работ указываются: цель работ; последовательность их
ведения; взаимодействие бригад; расстановка людей; обеспеченность
механизмами, приспособлениями, средствами защиты и связи;
мероприятия, обеспечивающие максимальную безопасность; лица,
ответственные за проведение каждой газоопасной работы
(руководители бригад), за общее руководство и координацию
действий.

1.11.	Работа по замене задвижки должна планироваться к
выполнению в светлое время суток в течение одного дня и без
применения в колодце огневых работ.

Выполнение сварочных и других огневых работ в колодце при
замене задвижки, а также перенос окончания их на другой и
последующие рабочие дни могут производиться только при условии
полного отключения газопровода от системы газоснабжения с
установкой заглушек и вытеснения из него газа воздухом или
инертным газом.

2.	Требования безопасности перед началом работ

2.1.	До начала работ по замене задвижки должен быть выполнен
весь комплекс подготовительных работ, предусмотренных планом и
нарядом-допуском.

2.2.	Для выполнения работ бригада снабжается:

—	исправным инструментом, не дающим искры при ударе,
приспособлениями, средствами общей и индивидуальной защиты,
пожаротушения, средствами связи, газоанализаторами;

—	новой задвижкой и компенсатором или набором косых вставок.
Задвижка и компенсатор (косые вставки) должны быть однотипными
с заменяемыми по диаметру, рабочему давлению, размерам и
сверловке отверстий фланцев. Задвижка и компенсатор (косая
вставка) в собранном виде проверяются на герметичность в условиях
цеха или мастерских;

—	набором паронитовых прокладок и сальниковой набивкой;

—	болтами с шайбами;

—	ограждениями, дорожными и предупредительными знаками.

Оснащение бригады устанавливается в каждом конкретном случае
исходя из условий выполнения работ и проверяется руководителем
бригады перед выездом на объект.

2.3.	Бригаде выдается исполнительный чертеж газопровода с
обозначением его диаметра и места расположения колодца,
паспорта на газопровод и арматуру, размещенную в колодце.

2.4.	До выезда бригады на место работы ответственный за ее
выполнение (руководитель бригады) обязан на месте ознакомиться с
состоянием колодца, характером повреждения задвижки и убедиться в
соответствии данных исполнительного чертежа и паспортов на
задвижку и компенсатор, установленным в колодце.
2.5.	Бригада обеспечивается необходимыми механизмами
(автокран, компрессор, вентиляционная установка и др.). Их
обслуживающий персонал включается в состав бригады и вносится в
наряд-допуск.

2.6.	Работа по замене задвижек в колодцах, расположенных на
проезжей части улиц или дорог, должна согласоваться с органами
Госавтоинспекции.

О предстоящих работах извещаются потребители газа,
предприятие, осуществляющее защиту газопроводов от электрохи-
мической коррозии, и аварийная служба предприятия газового
хозяйства.

2.7.	Работники, входящие в состав бригады, должны быть в
спецодежде, соответствующей инструкции для рабочих мест. На
обуви не должно быть гвоздей и стальных подковок. При работе на
проезжей части на рабочих должны быть надеты жилеты оранжевого
цвета.

2.8.	На рабочем месте при полном составе бригады ответственный
за выполнение работ проводит инструктаж с указанием обязанностей
членов бригады, их взаимодействия, последовательности операций,
мерах безопасности, действиях в аварийных ситуациях и несчастных
случаях.

2.9.	При размещении колодца на проезжей части улицы, проезда
или дороги на расстоянии 5 м от колодца со стороны движения
транспорта должны быть установлены ограждения, а на расстоянии
10—15 предупредительный знак. За проходящим транспортом
организуется непрерывное наблюдение лицами, знакомыми с
Правилами дорожного движения и снабженными жезлами.

При размещении колодца вне проезжей части место работы
обозначается предупредительными знаками «Газоопасно», «Не
курить».

Доступ посторонним лицам в зону ведения работ запрещается.

2.10.	До начала работ непосредственно в колодце необходимо:

—	произвести анализ воздушной среды в колодце на содержание
газов. Результат анализа занести в наряд-допуск. Следует принимать
во внимание, что в колодец может поступать не только газ из газоп-
ровода, но и другие газы, в том числе и токсичные. При обнаружении
загазованности колодец должен провентилироваться;

—	снять дорожное покрытие, а затем перекрытие колодца;

—	при необходимости из колодца откачать воду;
—	отключить активную защиту газопровода от электрохи-
мической коррозии. На газопроводе установить и заземлить
шунтирующую перемычку;

—	отключить газопровод от системы газоснабжения и полностью
(до нуля) сбросить в нем давление газа. На время замены задвижки
давление в газопроводе должно контролироваться У-образным
манометром с водяным заполнением. Манометр подключается к
газопроводу на расстоянии не более 100 м от колодца, где ведутся
работы.

3.	Требования безопасности во время работ

3.1.	Приступать к работам разрешается только по указанию
ответственного за выполнение работ и в его присутствии. Другие
должностные лица и руководители, присутствующие при проведении
работ, могут давать указания рабочим только через ответственного за
выполнение работ.

3.2.	Проверка колодца на загазованность должна производиться
постоянно, вплоть до завершения работ.

3.3.	В колодце могут находиться не более двух человек. На них
должны быть спасательные пояса, а при необходимости (в случае
загазованности колодца) шланговые противогазы. На поверхности
земли с наветренной стороны должны находиться не менее двух
человек, которые ведут непрерывное наблюдение за воздухозабор-
ными патрубками шланговых противогазов и рабочими, нахо-
дящимися в колодце, и страховать их держа концы спасательных
веревок от поясов.

Продолжительность работы в шлаговом противогазе не должна
превышать 15 мин, после чего необходим отдых не менее 15 мин.

3.4.	Спускаться в колодец следует только по скобам или лестнице.
При спуске по скобам необходимо предварительно убедиться в
надежности их крепления. Переносная лестница должна быть
достаточной длины и крепиться у края колодца.

3.5.	Инструмент работающим в колодце необходимо подавать на
веревке или из рук в руки. Бросать инструмент, приспособления и
другие предметы в колодец не допускается.

3.6.	Прежде чем приступить к снятию болтов на фланцах
задвижки, следует:

—	поставить над колодцем грузоподъемное устройство
(механизм) и заземлить его;
—	надежно застропить заменяемую задвижку за ее корпус.
Поднимать задвижку за маховик запрещается;

—	подготовить к установке новую задвижку, болты и прокладки.
При замене задвижки вместе с компенсатором последний соединяется
с задвижкой в условиях цеха (мастерской). Компенсатор сводится
стяжными болтами (тягами) на величину, не превышающую
указанной в его паспорте;

—	надеть на компенсатор, установленный в колодце, стяжные
болты (тяги).

3.7.	Убедившись в отсутствии давления газа в газопроводе,
снимают болты на одном из фланцев. Затем стягивают тяги
компенсатора до появления зазора в фланцевом соединении. Снимают
болты со второго фланцевого соединения и задвижку с
компенсатором извлекают из колодца. В момент подъема задвижки
рабочие из колодца удаляются.

С этого момента до закрепления новой задвижки перерыва в
работе не допускается, что обусловливается возможным выходом газа
из газопровода.

3.8.	В колодец опускается новая задвижка, сочлененная с
линзовым компенсатором, и помещается между фланцами
газопровода. Задвижка центруется, заводятся прокладки и болты
фланцев, снимаются тяги компенсатора, затягиваются болты фланцев.
Задвижка оставляется в открытом состоянии до проверки
герметичности соединения.

При установке стальной задвижки с косой вставкой длина
последней подбирается исходя из расстояния между фланцами
газопровода, замеряемого после снятия старой задвижки, длины
задвижки и толщины прокладок.

3.9.	После установки новой задвижки и затяжки болтов в
газопроводе поднимается давление газа до рабочего. Затем
производится проверка фланцевых соединений и сальника задвижки
на герметичность газоиндикатором или методом обмыливания.

4.	Требования безопасности а аварийных
ситуациях и при несчастных случаях

4.1.	В случае вспышки газа рабочие немедленно удаляются ид
колодца с помощью страхующих. Принимаются меры к тушению
пламени и все работы прекращаются' до выяснения причин и
ликвидации загазованности в колодце или снижения ее до допустимой
нормы.
4.2.	Работы приостанавливаются, а рабочие выводятся из опасной
зоны при повышении загазованности в колодце выше 1/5 нижнего
предела воспламенения газа в воздухе.

4.3.	Работы должны быть приостановлены при обнаружении
неисправности средств индивидуальной защиты или самовольном
освобождении от них рабочими, находящимися в колодце.

4.4.	При получении травм, ожогов, поражения электрическим
током или удушья пострадавшие удаляются из опасной зоны, им
оказывается доврачебная медицинская помощь и вызывается
неотложная помощь.

5.	Требования безопасности ио окончании работ

5.1.	Шунтирующая перемычка снимается только при отсутствии
загазованности колодца, при этом сначала отсоединяются контакты на
газопроводе, а затем заземление. Перемычка снимается до
подключения средств активной защиты от электрохимической
коррозии.

5.2.	Подъему давления газа в газопроводе должна
предшествовать его контрольная опрессовка.

Возобновление подачи газа потребителям должно выполняться с
соблюдением правил повторного пуска газа, на что оформляется
отдельный наряд-допуск и составляется план работ.

5.3.	Необходимый ремонт кладки колодца должен быть
произведен до установки перекрытия. При установке перекрытия под
грузом и в колодце не должны находиться люди.

5.4.	По завершении работы по замене задвижки на газопроводе
руководителем работ делается отметка (заключение) в наряде-
допуске. Наряд сдается на хранение, о чем делается отметка в
журнале.

Замена задвижки и компенсатора отмечается в паспорте
газопровода и его исполнительном чертеже.
ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие............................................................ 3

Введение............................................................... 4

Глава 1. Организационная структура и управление газовым хозяйством го-
родов и населенных иуиктов............................................. 7

1.1.	Научно-технический прогресс в газовом хозяйстве.....	7

1.2.	Задачи эксплуатации газового хозяйства........................ 8

1.3.	Структура и управление газовым хозяйством..................... 9

Глава 2. Горючие газы и их свойства................................... 18

2.1.	Происхождение природных горючих газов......................... 18

2.2.	Состав горючих газов.......................................... 21

2.3.	Единицы измерения параметров газа ........................... 25

2.4.	Основные законы газового состояния........................... 31

2.5.	Влажность и кристаллогидраты углеводородных газов............ 35

Глава 3. Использование газа........................................... 38

3.1.	Особенности газового топлива................................  38

3.2.	Сгорание газового топлива.................................... 41

3.3.	Условия воспламенения н горения газов........................ 43

3.4.	Продукты сгорания газа и контроль за процессом горения ...	46

3.5.	Скорость распространения газового	пламени.................... 47

3.6.	Стабилизация газового пламени................................ 50

3.7.	Методы сжигания газа......................................... 52

3.8.	Эффективность использования газодого	топлива................. 54

3.9.	Основные направления повышения эффективности использования га-
зового топлива.................................................... 61

3.10.	Рациональное сжигание газа и защита воздушного бассейна . .	63

Глава 4. Газовые горелки.............................................. 65

4.1.	Классификация	газовых	горелок............................... 65

4.2.	Диффузионные	горелки....................................... 67

4.3.	Инжекционные	горелки....................................... 69

4.4.	Горелки с принудительной	подачей воздуха..................... 77

4.5.	Комбинированные горелки...................................... 78

4.6.	Автоматизация процессов сжигания	газа........................ 84

Глава 5. Устройство иодземиых газопроводов............................ 85

5.1.	Добыча н транспорт газа по магистральным газопроводам. ...	85

5.2.	Системы газоснабжения городов................................ 89

5.3.	Устройство подземных газопроводов............................ 93

5.4.	Трубы и их соединения........................................ 99

5.5.	Газовая арматура и оборудование.............................. ПО

5.6.	Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию.................. 122

Глава 6. Эксплуатации подземных газопроводов......................... 128

6.1.	Режим работы систем газоснабжения........................... 128

6.2.	Техническое обслуживание подземных газопроводов............. 135
6.3.	Замер давления газа в газопроводах ......................... 141

6.4.	Устранение закупорок на газопроводах........................ 144

6.5.	Поиски утечек газа н их устранение.......................... 146

6.6.	Современные приборные методы контроля за техническим состоянием
подземных газопроводов........................................-	151

6.7.	Ремонтные работы на газопроводах............................ 159

6.8.	Подготовка систем газоснабжения к работе в зимних условиях.	166

Глава 7. Защита подземных газоироводов от коррозии................... 169

7.1.	Сущность коррозионных процессов............................. 169

7.2.	Коррозионная активность грунтов н электрические измерения. .	171

7.3.	Защита газопроводов изоляционными покрытиями................ 176

7.4.	Проверка качества изоляции.................................. 178

7.5.	Электрические методы защиты газопроводов.................... 180

7.6.	Обслуживание защитных установок............................. 183

Глава 8. Устройство и эксплуатация газорегуляторных пунктов ...	185

8.1.	Устройство газорегуляторных пунктов......................... 185

8.2.	Регуляторы давления......................................... 188

8.3.	Предохранительные устройства регуляторов.................... 213

8.4.	Газовые фильтры............................................  219

8.5.	Контрольно-измерительные приборы............................ 221

8.6.	Ввод в эксплуатацию газорегуляторных пунктов................ 229

8.7.	Обслуживание газорегуляторных пунктов......................  231

8.8.	Неисправности оборудования ГРП, способы их обнаружения н устра-
нения ........................................................... 236

8.9.	Правила безопасности при обслуживании ГРП................... 240

8.10.	Автоматизированные системы диспетчерского управления газовым
хозяйством....................................................... 241

Глава 9. Устройство и эксплуатация бытовой газовой аппаратуры. .	249

9.1.	Устройство внутренних газопроводов.......................... 249

9.2.	Основные характеристики	газовых	приборов................... 251

9.3.	Бытовые газовые плиты....................................... 252

9.4.	Проточные водонагреватели............................... 278

9.5.	Емкостные водонагреватели............................... 298

9.6.	Аппараты отопительные газовые бытовые с водяным контуром. 309

9.7.	Печные газовые горелки и	местные	отопительные	приборы.	.	.	ЗЗЯ

9.8.	Автоматические устройства	газовой	аппаратуры	и	приборов.	.	.	345

9.9.	Отвод продуктов сгорания и эксплуатация газоходов........... 353

9.10.	Ввод в эксплуатацию н пуск газа в бытовые газовые приборы	357

9.11.	Эксплуатация н ремонт бытовой газовой аппаратуры...... 358

Глава 10.	Газовое оборудование коммунально-бытовых предприятий	.	375

10.1.	Пищеварочные котлы ....	375

10.2.	Ресторанные плиты..................................... 378

Гпава 11. Применение газового топлива в промышленных печах и котлах .	380

11.1.	Устройство газовых сетей.............................. 380

11.2.	Требования к помещениям и газопотребляющим агрегатам. .	.	382

11.3.	Сжигание газового топлива в промышленных печах........ 384

11.4.	Сжигание газового топлива в котлах.................... 389
11.5.	Комплексная электронно-гидравлическая автоматика «Кристалл». .	392

11.6.	Система автоматизации отопительных котлов АМКО.............. 396

Глава 12. Использование сжиженных углеводородных газов................ 413

12.1.	Особенности сжиженных газов................................. 413

12.2.	Транспортирование н хранение сжиженных газов................ 415

12.3.	Индивидуальные и групповые баллонные	установки.............. 419

12.4.	Групповые резервуарные установки............................ 422

12.5.	Регазнфикация сжиженных газов............................... 425

Глава 13. Безопасность труда в газовом хозяйстве...................... 429

13.1.	Выполнение газоопасных работ................................ 429

13.2.	Производство аварийных работ................................ 432

13.3.	Газоанализаторы и газоиидикаторы............................ 434

13.4.	Защитные н предохранительные устройства..................... 444

13.5.	Оказание помощи пострадавшим................................ 448

Приложение. Типовая инструкция по замене задвижек на подземных
газопроводах.......................................................... 453
Учебное издание

Кязимов Карл Гасанович
Гусев Виктор Егорович

•5	ОСНОВЫ ГАЗОВОГО ХОЗЯЙСТВА

Редактор Л.А. Савина
Обложка В.И. Феногенова
Технический редактор Л.А. Овчинникова
Компьютерная верстка С.Н. Луговая
Корректоры В.А. Жилкина, ГН. Петрова
Оператор М.Н. Паскаръ

Изд. № НП-7. Сдано в набор 20.03.99.

Подп. в печать 09.12.99. Формат 60х88'/16. Бум. газета. Гарнитура «Таймс».
Печать офсетная. Объем 28,42 усл. печ. л. 28,92 усл. кр.-отг. 27,89 уч.-изд. л.

Тираж 13 000 экз. Заказ № 122.

ЛР № 010146 от 25.12.96. ГУП издательство «Высшая школа»,
101430, Москва, ГСП-4, Неглинная ул., д. 29/14.

ЛР № 071190 от 11.07.95. Издательский центр «Академия»,
105043, Москва, ул. 8-я Парковая, д. 25.

Набрано на персональных компьютерах издательства.

Отпечатано с оригинал-макета на
Государственном унитарном предприятии
Смоленский полиграфический комбинат
Министерства Российской Федерации по делам печати,
телерадиовещания и средств массовых коммуникаций.

214020, Смоленск, ул. Смольянинова, 1.
Кязимов К.Г., Гусев В.Е.

К 99 Основы газового хозяйства: Учеб, для гфоф. учебн. заведе-
ний.— 3-е изд., перераб. и доп.— М.: Высш, шк.,2000 — 462 с.:
ил.

ISBN 5-06-003431-3

Приведены сведения об организации н структуре газового хозяйства, об
устройстве и эксплуатации подземных газопроводов, газорегуляторных пунк-
тов, газового оборудования жилых домов, коммунальио-бытовых и промыш-
ленных предприятий. Специальные разделы посвящены применению сжижен-
ных газов, соблюдению требований безопасности труда. Второе издание вышло
в 1987 г. Дополнено сведениями по современным плитам повышенной комфорт-
ности, водонагревательным и отопительным аппаратам, по техническому об-
служиванию бытовых и газовых приборов, газоннднкаторов.

Для учащихся профессиональных учебных заведений. Мажет быть исполь-
зована при обучении рабочих на производстве.

УДК 696.2(072.32)

ББК 38763