Author: Вигдорчик Д.Я. Стасневич Н.Л.
Tags: технология топлив справочник газовая динамика газоснабжение издательство недра инертные газы
Year: 1986
Text
СПРАВОЧНИК
Н.Л. стасневич по СЖИЖЕННЫМ
Д.я. вигдорчик УГЛЕВОДОРОДНЫМ
ГАЗАМ
Ленинград
«Недра»
Ленинградское отделение
1986
УДК 662.767
Стаскевич Н. Л., Вигдорчик Д. Я. Справочник по сжиженным углеводород-
ным газам.— Л.: Недра, 1986.— 543 с.
Систематизированы сведения по сжиженным углеводородным газам, опуб-
ликованные в литературе, материалы проектных, научных и эксплуатационных
организаций, а также результаты исследований авторов. Приведены физико-
химические, теплотехнические и эксплуатационные характеристики, нормы газо-
потребления, рекомендуемые к применению материалы, арматура, приборы и
т. п. Рассмотрены транспорт, хранение, распределение и использование сжижен-
ных газов в основных производственных процессах, для коммунально-бытовых
целей и в сельском хозяйстве. Установлены сферы оптимального применения
этих газов, намечены пути повышения эффективности их использования.
Для инженерно-технических работников, занимающихся транспортом, хра-
нением, распределением и использованием сжиженных углеводородных газов.
Табл. 174, ил. 190, список лит. 52 назв.
Рецензент — Ю. А. Невский (ГлавТЭУ Ленгорисполкома)
„ 3206000000—329
С 043(01)—86 381—86
© Издательство «Недра», 1986
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ........................................................... 6
Глава первая. Общие сведения.......................................10
1. Особенности сжиженных углеводородных газов и их значение для
систем газоснабжения...........................................—
2. Углеводороды, входящие в состав сжиженных углеводородных газов 14
3. Требования, предъявляемые к сжиженным углеводородным газам 17
4. Основные компоненты сжиженных углеводородных газов .... 18
5. Токсические свойства сжиженных углеводородных газов и продук-
тов неполного сгорания. Охлаждающие свойства.....................19
Глава вторая. Физико-химические понятия, законы, константы и соотношения 24
1. Международная система единиц...............................—
2. Давление......................................................31
3. Температура...................................................32
4. Объем, масса, плотность, удельный объем.......................34
5. Вязкость......................................................43
6. Законы идеального газа........................................45
7. Смеси газов...................................................47
8 Смеси жидкостей................................................51
9 Объем газов при испарении жидкости.............................53
10. Критические параметры газов...................................—
И. Отклонение реальных газов от идеального газа..................54
12. Упругость насыщенных паров...................................57
13. Удельные объемы и плотности жидких углеводородов и равно-
весных с ними паров..............................................63
14. Объемное расширение и сжимаемость жидких углеводородов . 64
15. Влажность углеводородных газов и жидкостей и кристаллообразо-
вание ......................................................... 67
16. Точка росы и конденсатообразование .... 73
17. Поверхностное натяжение......................................76
18. Летучесть (фугитивность).....................................77
19. Теплопроводность............................................79
20. Теплоемкость................................................82
21. Скрытая теплота превращений..................................85
22. Внутренняя энергия, энтальпия, энтропия......................88
23. Диаграммы состояния..........................................91
3
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Глава третья. Нормы расхода газа и режимы его потребления................95
1. Нормы расхода газа...............................................—
2. Режимы потребления газа.........................................99
3. Расчетные часовые расходы газа.................................103
Глава четвертая'. Материалы, арматура и приборы для сжиженных углево-
дородных газов.........................................................109
1. Металлы и их свойства............................................—
2. Условное, рабочее и пробное давление ......................... 115
3. Условные проходы...............................................116
4. Трубы............................................................—
5. Сварка труб. Сварочные материалы. Контроль качества сварки . 122
6. Соединительные части, фланцевые и резьбовые соединения труб . 124
7. Защитные противокоррозионные покрытия труб.......................—
8. Прокладочные, уплотнительные, набивочные и смазочные материалы 131
9. Трубопроводная запорная и предохранительная арматура. Резер-
вуарная арматура.................................................133
10. Указатели и регуляторы уровня.................................180
11. Учет газа и счетчики количества газов.........................186
Глава пятая. Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов 196
1. Назначение и размещение..........................................—
2. Принципы и методы перемещения сжиженных газов..................202
3. Схемы и устройства ГНС сжиженных газов.........................203
4. Типовые ГНС сжиженных газов....................................228
5. Районные базы (пункты) газобаллонного хозяйства................238
6. Автоматизация и механизация процессов налива, слива и транс-
портировки баллонов..............................................240
7. Механизация ремонтных и профилактических работ на ГНС . . . 261
8. Характеристика насосов и компрессоров..........................273
Глава шестая. Транспорт и хранение сжиженных углеводородных газов . 291
1. Транспорт сжиженных газов........................................—
2. Хранение сжиженных газов. Типы и конструкции баллонов . . . 322
Глава седьмая. Горение газов............................................343
1. Теплота сгорания газов ........................................ —
2. Реакции горения................................................345
3. Расчеты горения. Сухие и влажные продукты сгорания. Коэффици-
енты избытка воздуха. Плотность продуктов сгорания. Точка росы
продуктов сгорания ............................................. 346
4 Жаропроизводительность, калориметрическая, теоретическая и рас-
четная температура горения газов ............................... 349
5. Температура самовоспламенения и пределы воспламеняемости . . 352
6. Нормальная скорость распространения пламени.................356
7. Некоторые количественные характеристики сжигания газов . . . 360
8. Взаимозаменяемость газов. Число Воббе.......................367
Глава восьмая. Процессы регазификации сжиженных углеводородных газов.
Испарители ...........................................................
1. Способы регазификации сжиженных газов (мгновенный и периоди-
ческий) . .................................................... ^70
4
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
2. Естественная регазификация сжиженных газов в баллонах, полу-
передвижных резервуарах и резервуарах, заглубленных в грунт . 373
3. Искусственная регазификация сжиженных газов. Испарители . . . 381
4. Рекомендации по газоснабжению с естественным испарением сжи-
женных газов....................................................406
5. Рекомендации по газоснабжению с искусственным испарением сжи-
женных газов....................................................407
Глава девятая. Газовые бытовые приборы...............................415
1. Показатели, характеризующие работу бытовых газовых приборов 416
2. Газовые плиты................................................418
3. Газовые проточные водонагревательные аппараты................422
4. Газовые отопительные аппараты................................426
5. Автоматические устройства безопасности и регулирования бытовых
газовых приборов .............................................. 437
Глава десятая. Газоснабжение жилых зданий.............................457
1. Классификация установок, применяющихся для газоснабжения жи-
лых зданий ...................................................... —
2. Баллонные установки сжиженных газов . : :....................458
3. Групповые резервуарные установки.............................469
4. Групповые установки по получению пропан-бутановоздушного газа 478
5. Устройство газопроводов жилых зданий.........................489
6. Требования к помещениям при установке бытовых газовых приборов 500
7. Установка бытовых газовых приборов...........................503
8. Отвод продуктов сгорания.....................................509
Глава одиннадцатая. Расчеты трубопроводов.............................517
1. Гидравлический расчет газопроводов низкого и среднего давления —
2. Местные гидравлические сопротивления.........................518
3. Расчетные номограммы и указания по гидравлическому расчету
газопроводов .................................................. 530
4. Расчет трубопроводов на прочность............................535
Список литературы ............................................. 541
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ПРЕДИСЛОВИЕ
Газовая промышленность — сравнительно
молодая отрасль, однако является од-
ной из составных частей топливно-
энергетического комплекса страны.
В последние два десятилетия она разви-
вается ускоренными темпами. В основ-
ном сформирована и продолжает ус-
пешно развиваться Единая государствен-
ная система газоснабжения СССР.
Газовая промышленность в настоящее
время оказывает непосредственное влия-
ние на технический прогресс и развитие
многих важнейших отраслей промыш-
ленности и сельского хозяйства и пред-
ставляет собой большой комплекс мате-
риального производства.
Природа щедро наделила нашу Ро-
дину своими богатствами. Экономика
Советского Союза полностью базируется
на отечественных ресурсах. Важная со-
ставная часть этих ресурсов — газ, и
в первую очередь природный. Доля газа
в общем объеме потребления топлива
в стране в 1985 г. достигла уровня 32 %.
Кроме природного в общем объеме энер-
гетического баланса значительное при-
менение находят сжиженные углеводо-
родные газы. Основными источниками
их получения являются газы нефтяных
месторождений, природные газы газо-
конденсатных месторождений и газы
промышленных предприятий по перера-
ботке нефти.
Первоочередной потребитель газо-
вого топлива в СССР — коммунально-
бытовой сектор. Сегодня газом пользу-
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ется в стране свыше 203 млн. человек. Все больше овощей выра-
щивается в теплицах, обогреваемых газовым топливом. Только за
годы десятой пятилетки объем потребления природного газа уве-
личился в 1,4 раза, сжиженных — в 1,5 раза, для населения — со-
ответственно в 1,2 и 1,6 раза. К настоящему времени в сельской
местности газифицировано 154 тыс. населенных пунктов.
Выработка сжиженных газов превысила в 1985 г. 11 млн. т
или увеличилась на 26 % по сравнению с 1980 г. Таким образом,
задание достичь прироста добычи и производства газа за период
1981—1985 гг. в размере 38—47 % было выполнено. Однако в «Ос-
новных направлениях экономического и социального развития
СССР на 1986—1990 годы и на период до 2000 года» установлено
следующее: «Усилить режим экономии. Настойчиво добиваться
рационального и экономного расходования всех видов ресурсов,
снижения их потерь... Значительно улучшить использование вто-
ричных ресурсов...» И далее: «По-хозяйски использовать энерге-
тические и другие ресурсы в быту».
На основании изложенного вытекает основной вывод, чтец осо-
бое внимание следует обращать не только на рост количественных
показателей, т. е. на безусловное выполнение плана поставок, но
и на всемерную экономию во всем народном хозяйстве. В двена-
дцатой пятилетке намечено осуществить крупные мероприятия по
разработке и внедрению более экономичного и эффективного газо-
использующего оборудования и энергосберегающей технологии,
совершенствованию учета и нормирования расхода газа, глубокой
утилизации тепла отходящих продуктов сгорания после техноло-
гических установок. ' Важное условие экономного расходования
газа в народном хозяйстве — строгое соблюдение дисциплины га-
зопотребления всеми без исключения предприятиями. Таким об-
разом, для современного этапа развития газового хозяйства
характерно не только количественное его увеличение, но и качест-
венные изменения. Особое внимание стало уделяться обоснован-
ности выбора труб, арматуры, материалов, внедрению рациональ-
ных схем газоснабжения, применению более совершенной техники,
позволяющей наряду с повышением эффективности использования
газа уменьшить количество вредных выбросов в атмосферу с про-
дуктами сгорания, новых приборов и технологий, обеспечивающих
надежность и безопасность эксплуатации. Учитывая чрезвычайное
разнообразие и многочисленность потребителей газа, особую
актуальность приобретает проведение единой технической по-
литики, соответствующей современному уровню науки и тех-
ники.
Рост производства и потребления сжиженных углеводородных
газов, а также потребителей этих газов обусловил необходимость
разработки многих технических проблем, связанных с производ-
ством, хранением, транспортированием этих газов. Одновременно
это вызвало необходимость разработки и организации выпуска
широкого ассортимента приборов, аппаратов и арматуры для их
использования, ,
7
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Использование сжиженных газов позволяет улучшить санитар-
но-гигиенические условия труда и свести к минимуму загрязнение
воздушной среды вредными выбросами, способствует интенсифика-
ции работы промышленных печей, сушильных установок, сельско-
хозяйственного производства, автоматизации производственных
процессов, оказывает существенное влияние на ускорение техни-
ческого прогресса. Народнохозяйственная эффективность газоснаб-
жения с помощью сжиженных газов во многом определяется
правильностью выбора методов сжигания, совершенства газоис-
пользующего оборудования и приборов, квалификацией обслужи-
вающего персонала, действенностью системы контроля за исполь-
зованием газа. При работе агрегатов на газовом топливе появля-
ется реальная возможность глубокого ступенчатого использования
практически чистых продуктов сгорания. Кроме того, очень важ-
ным преимуществом сжиженных газов является возможность их
эффективного использования в условиях рассредоточенных нагру-
зок в районах, отдаленных от магистральных газопроводов при-
родного газа
Специфические особенности сжиженных газов и задачи их ши-
рокого использования в многообразных отраслях народного хо-
зяйства требуют наличия специальных пособий, освещающих фи-
зико-химические свойства углеводородов, входящих в составы
сжиженных газов, а также методы их транспортировки, хранения,
распределения и сжигания.
В справочнике систематизированы данные по сжиженным угле-
водородным газам, опубликованные в различных литературных ис-
точниках, материалы проектных, научных и эксплуатационных ор-
ганизаций, а также экспериментальные и расчетные исследования,
проведенные авторами
При подготовке справочника авторы встретились со значительными труд-
ностями, заключающимися в отсутствии многих необходимых в практике дан-
ных, а также в неточности или противоречии ряда количественных характери-
стик, опубликованных в литературных источниках По этим причинам в спра-
вочник включены наряду с точными физико-химическими и техническими
характеристиками и приближенные, полученные в результате расчетов, анализов
и обобщения данных эксплуатации и исследований, проведенных с недостаточ-
ной полнотой По мнению авторов, это допустимо потому, что даже прибли-
женные данные и характеристики избавят инженерно-технических работников
от грубых ошибок Кроме того, при подготовке справочника были использо-
ваны новые действующие нормативные и инструктивные документы Госстроя
СССР, «Правила безопасности в газовом хозяйстве», «Правила устройства и
безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Госгортехнад-
зора СССР, ГОСТы, типовые проекты, каталоги, а также сведения из совре-
менной технической литературы, и поэтому авторы надеются, что справочник
поможет решить большой круг вопросов газовой техники, встречающихся на
практике
В настоящее время углеводороды, входящие в состав сжижен-
ных газов, могут быть широко использованы для нужд населения
и в химической промышленности в качестве технологического
сырья для производства синтетических продуктов, для обогрева на-
гревательных печей небольшой мощности, получения защитной
8
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
атмосферы, для газопламенной обработки металлов (резки, сварки,
пайки и напыления металлов), в качестве моторного топлива для
автомобилей, для инфракрасного нагрева, а также в сельскохозяй-
ственном производстве. Однако применение сжиженных углеводо-
родных газов, особенно в промышленности, имеет в настоящее
время ограниченный характер, в связи с недостаточностью ресур-
сов указанных газов.
На основании изложенного и из-за экономии места в справоч-
ник не был включен ряд вопросов, нашедших широкое освещение
в отечественной литературе (к ним можно отнести газогорелочные
устройства, регуляторы давления, применение сжиженных газов
в котельных установках, для инфракрасного нагрева, в сельском
хозяйстве, для защиты воздушного бассейна, для повышения эф-
фективности их использования и др.).
Используемые в справочнике величины приведены в соответ-
ствие с Международной системой единиц — СИ. Для удобства
пользования даются краткие понятия о СИ, основных, дополни-
тельных, производных и допускаемых единицах, приводятся также
переводные значения единиц.
Справочник не претендует на полноту изложения и завершен-
ность всех включенных в него вопросов, так как одни из них нахо-
дятся на стадии развития, другие представляют собой комплекс
довольно сложных научных и инженерных проблем, для раскры-
тия которых требуется привлечение специальной литературы,
третьи из-за экономии места обозначены лишь схематично и от-
сылают читателя к дополнительной литературе, и поэтому авторы
будут весьма признательны всем читателям, которые известят их
о пожеланиях и замечаниях, замеченных недочетах, способствуя
улучшению справочника.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ПЕРВАЯ .
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1. ОСОБЕННОСТИ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ И ИХ ЗНАЧЕНИЕ
ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
Для систем газоснабжения использу-
ются сжиженные углеводородные газы,
являющиеся продуктами переработки по-
путного нефтяного газа и газов нефтепе-
рерабатывающих заводов. В зависимо-
сти от назначения объекта, использую-
щего сжиженный газ, имеют значение
состав газа и способ его испарения. Для
бытовых установок состав газа в основ-
ном предопределяет условия его испаре-
ния с учетом обеспечения требуемого
расхода, а для промышленных устано-
вок— способ испарения, причем не
только с учетом необходимого расхода
газа, но и технологического режима.
К сжиженным углеводородным газам
относятся такие углеводороды, которые
при нормальных условиях находятся
в газообразном состоянии, а при относи-
тельно небольшом повышении давления
(без снижения температуры) переходят
в жидкое состояние. При снижении дав-
ления эти углеводородные жидкости ис-
паряются и переходят в паровую фазу/
[в дальнейшем изложении термин «пар»
применяется при наличии жидкой фазы
(например, в баллонах, резервуарах),
а термин «газ» — при отсутствии жидкой
фазы (например, в трубопроводах,
транспортирующих газообразные углево-
дороды)]. позволяет перевозить и хра-
нить сжиженные углеводороды с удобст-
вами, характерными для жидкостей и
контролировать, регулировать и сжигать
газообразные углеводороды с удобствами
для природных и других горючих газов.
10
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Для обеспечения условий безопасности при использовании сжи-
женных углеводородных газов, а также правильного обращения
с этим топливом необходимо учитывать следующие основные осо-
бенности газообразных углеводородов, входящих в состав сжижен-
ных газов
1 При небольшом давлении они легко переходят в жидкое состояние, по-
этому их хранят, транспортируют, распределяют и используют под давлением
собственных паров Давление этих паров является функцией температуры ок-
ружающей атмосферы.
2 В газообразном состоянии они значительно тяжелее воздуха, их относи-
тельная плотность по отношению к воздуху находится в пределах 1,5—2,1,
что должно предопределить многие приемы безопасной эксплуатации систем
газоснабжения с помощью сжиженных газов различного назначения Плот-
ность сжиженных газов по отношению к воде составляет 0,51—0,58 г/см3,
т е они почти в 2 раза легче воды
3 Скрытая теплота парообразования весьма незначительна (примерно
116 кВт/кг), поэтому расход тепла на испарение сжиженных газов составляет
около 0,7 % потенциально содержащейся в них тепловой энергии
4 Вязкость очень мала, что облегчает транспортировку газов по трубо-
проводам, но благоприятствует утечкам (чему, в свою очередь, способствует
повышенное давление паров)
5 Низки пределы воспламенения (взрываемости) в воздухе Разница
между нижним и верхним пределами взрываемости незначительна, следова-
тельно, при сжигании газов допускается применение высокого отношения
воздух — сжиженный газ
6 Диффузия газов в атмосферу осуществляется медленно, в особенности
при отсутствии ветра Только при большой скорости ветра смешение паров
сжиженных газов и воздуха ускоряется
7 Открытое пламя зажигает газовоздушную смесь в пределах нижней и
высшей границ взрываемости
8 Они обладают невысокими температурами воспламенения относительно
большинства других горючих газов.
9 Газовоздушная смесь может быть доведена до концентрации ниже гра-
ницы взрываемости при условии смешения этой смеси со значительными объ-
емами азота, двуокиси углерода или водяного пара
10 Значительные объемы воды, распыляемые в газовоздушную смесь,
снижают возможность зажигания газовоздушной смеси
11 Давление паров сжиженных газов значительно выше давления паров
бензина Поэтому сжиженные газы должны храниться только в закрытых ре
зервуарах под давлением, оборудованных устройствами, обеспечивающими
безопасность эксплуатации
12 . При хранении сжиженных газов в открытых резервуарах газы испа-
ряются, образуя с воздухом взрывоопасную смесь даже при условии, если
температура воздуха несколько ниже температуры кипения жидкости, т е
даже при температурах значительно ниже 0 °C
13 При ускоренном отборе паров сжиженных газов из резервуаров
температура жидкости снижается, уменьшается также давление паров в ре
зервуаре Ускоренный отбор жидкости не снижает давление в резер
вуаре
14 Коэффициент объемного расширения сжиженных газов очень велик
При повышении наружной температуры жидкость значительно расширяется
в резервуарах Поэтому при заполнении резервуаров сжиженными газами
сохраняют свободное пространство (примерно 15 % вместимости резервуара)
Категорически запрещается заполнять полностью резервуары Система регули-
ровки степени наполнения резервуаров должна быть такой, чтобы можно
было контролировать степень их заполнения или определять наливную массу
сжиженных газов
15 При контакте со сжиженными газами во время их откачки или за
качки в резервуары в результате ускоренной абсорбции тепла жидкости при
11
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ее испарении в открытом пространстве возможно обмораживание рук, если
изношены рукавицы
16 Возможно образование конденсата при снижении температуры до
точки росы или при повышении давления
17 Сжиженные газы являются хорошими растворителями нефтепродук
тов и резины В связи с этим в распределительных системах сжиженных ia
зов должны применяться специальные смазки для устранения утечек газа и
заменители резины, стойкие против их растворения сжиженными газами
18 В нормальном состоянии сжиженные газы неядовиты и не обладают
запахом Их содержание в воздухе более 30 % (чего на практике не бывает)
вызывает некоторую потерю чувствительности у человека
Продолжительный опыт эксплуатации сжиженных газов
в СССР и за рубежом свидетельствует о безопасности, исключи-
тельной простоте обслуживания и экономичности установок, рабо-
тающих на этих газах.
При технико-экономической оценке сжиженных газов необхо-
димо учитывать, что они имеют все известные преимущества га-
зового топлива плюс ряд дополнительных качеств, характерных
для сжиженных газов.
Сжиженные газы являются высококачественным топливом для
нужд пищеприготовления, отопления, рефрижерации, кондициони
рования воздуха у бытовых потребителей и в общественных ор-
ганизациях, для ряда технологических процессов в промышленно-
сти и сельском хозяйстве. Однако целесообразность применения
сжиженных газов в промышленных установках должна опреде-
ляться стоимостью этих газов в месте потребления; если пред-
приятие расположено около завода, производящего сжиженные
газы, то их применение безусловно экономично
Предназначенные первоначально исключительно для обеспе-
чения бытовых и коммунально бытовых потребностей, сжиженные
газы в настоящее время направляются в основном в качестве
сырья на предприятия химической промышленности для про-
изводства химических продуктов и синтетических материалов
(спирта, искусственных волокон, каучука, пластических масс,
моющих средств и др), что способствует развитию производства
высококачественных полимеров с заданными техническими харак-
теристиками Кроме того, они будут направляться в качестве топ-
лива для газоснабжения жилых квартиру общественных учрежде-
ний, промышленных предприятий и сельского хозяйства. Кроме
приведенного:
1 Существует ряд технологических процессов, в которых применение сжи-
женных газов является наиболее целесообразным или единственным возмож-
ным ввиду их специфических свойств Например, в связи с дороговизной и
сравнительной дефицитностью карбида кальция заменителем ацетилена во
многих процессах становятся сжиженные газы (кислородно флюсовая разде
лительная и поверхностная газовая резка, сварка и наплавка цветных метал
лов, пайка, пламенная поверхностная закалка, газовая металлизация, нагрев
металла с целью правки, гибки и т д, пламенная очистка и др) Сжижен
ные газы можно также успешно применять для получения защитных сред
при закалке и отпуске деталей
В строительной технике сжиженные газы могут найти применение для
целей сушки зданий варки битума и клея, для снятия асфальта при ремонте
12
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
дорог, для снятия окраски при ремонте металлических и деревянных кон
струкций, для распыления и нанесения на поверхность красок и др , в произ-
водстве и обработке стекла, фаянса и фарфора, для сушки лесоматериалов,
бумаги В текстильной промышленности сжиженные газы могут быть успешно
использованы для опаливания тканей и др, в пищевой — для сушки овощей,
молока, табака и др, для копчения мяса и рыбы, для получения льда и т. д.
2 . Внедрение сжиженных газов способствует высвобождению дровяного
топлива, которое для многих городов страны, особенно для условий Дальнего
Востока и Крайнего Севера, является дефицитным и дальнепривозным
3 Сжиженные газы в баллонах всегда находятся в технически готовом
к использованию состоянии Их теплота сгорания выше, чем природного газа,
примерно в 3 раза, а коксового — более чем в 6 раз
4 Газ сгорает более полно, чем твердое и жидкое топливо, что содей-
ствует заметному оздоровлению воздушного бассейна, уменьшая его загряз-
нение вредными продуктами сгорания Особое значение имеет относительно
повышенная температура и чистота пламени, отсутствие золы и шлаков
5 . Сжиженные газы являются первоклассным моторным топливом и по-
этому с успехом могут быть использованы для двигателей внутреннего
сгорания. Здесь они не только могут заменить сортовое жидкое топливо, но
при незначительной реконструкции двигателей (увеличение степени сжатия)
способны значительно повысить их номинальную мощность и обладают сле-
дующими преимуществами
5 1 Более полно сгорает топливо, а следовательно, резко снижается со-
держание вредных и дурнопахнущих веществ в отработанных газах, что имеет
особо важное значение при работе двигателей внутреннего сгорания в круп
ных городах и промышленных центрах, а также в закрытых помещениях
Более полное сгорание топлива обеспечивает также резкое уменьшение нага-
рообразования на поверхности поршней цилиндров, камеры сгорания и элек-
тродов свечей и др.;
5 2 Отсутствует конденсация топлива в цилиндрах двигателя (пары сжи-
женных газов перегреты) и не смывается масляная пленка со стенок поршней
и цилиндров, что приводит к значительному уменьшению износа и увеличению
срока службы масла, улучшая со временем его смазывающие качества (вяз-
кость) ,
5 3 Более легкое и совершенное смешивание газа с воздухом, чем у бен-
зина, и отсутствие конденсации топлива позволяют работать на газе без по-
догрева рабочей смеси и с меньшими скоростями ее движения в спускной
системе двигателя,
5 4 Более высокие антидетонационные свойства сжиженных газов (окта-
новое число пропана 120) по сравнению с бензином позволяют применять
более высокие степени сжатия, что повышает мощность двигателя и умень-
шает удельный расход топлива
6 В сельском хозяйстве сжиженные газы могут быть использованы
в виде топлива для автомобилей, тракторов и стационарных двигателей, для
сушки зерна и табака, для создания защитных атмосфер при хранении сель-
скохозяйственных продуктов, для обогрева скотных дворов и птичников, в ин-
кубаторах и брудерах для вывода домашней птицы и т д, для пламенной
обработки полей, для защиты фруктовых садов от заморозков, для теплиц
с непосредственным сжиганием газа, для приготовления пищи и обогрева жи-
лых помещений и т. д.
7 Сжиженные газы позволяют осуществлять в широком диапазоне кон-
тролирование и регулирование процессов горения в промышленных и комму-
нально бытовых нагревательных агрегатах и приборах Применение сжиженных
газов в технологических печах может резко интенсифицировать производствен-
ные процессы, улучшить качество изделий
Z-8 Вовлечение в актив топливного баланса сжиженных газов способствует
развитию производительных сил страны, увеличению ее топливных
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
2. УГЛЕВОДОРОДЫ, ВХОДЯЩИЕ В СОСТАВ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Химический состав сжиженных газов
различен и зависит от источников их получения. Сжиженные газы,
получаемые из природных нефтяных и из газов конденсатных ме-
сторождений, состоят из предельных (насыщенных) углеводоро-
дов — алканов, имеющих общую химическую формулу СпН2п+2-
Названия и формулы первых представителей алканов приве-
дены в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Названия и формулы некоторых алканов
Алкан Число углерод- ных атомов Формула Структурная формула
Н
Метан 1 сн4 н—с- —н
н
н н
Этан 2 С2нв н—с -с—н
н н
н н н
Пропан 3 СзН8 н—с—с- —с—н
н н н
н н н н
Бутан 4 С4Н10 н—с—с 1 1 с—с—н
н н н н
н н н н н
Пентан 5 С5Н12 1 1 1 н—с—с—с с—с—н
н н н н н
Начиная с бутана каждая суммарная формула охватывает не-
сколько углеводородов, имеющих одинаковые молекулярные
массы, но разную структуру.
Углеводороды с неразветвленной цепью называются нормаль-
ными, а углеводороды с разветвленной цепью — изоуглеродами.
Так, суммарной формуле С4Ню отвечают два бутана:
СН3—СН2—СН2—СН3 нормальный бутан
14
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
CHS—CH—CHS изобутан, или 2-метилпропан
СН3
Суммарной формуле С5Н12 отвечают три пентана: нормальный
пентан и два изопентана (2-метилбутан и 2-диметилпропан).
Изомеры отличаются от нормальных углеводородов физиче-
скими и химическими свойствами. При нормальных условиях ме-
тан, этан, пропан и бутан — газы; пентан и некоторые другие ал-
каны с числом углеродных атомов больше пяти — жидкости с плот-
ностью меньше единицы. Высшие алканы — твердые тела.
Основными компонентами, входящими в состав сжиженных га-
зов, получаемых из природных газов нефтяных и газоконденсатных
месторождений, являются пропан и бутан. Наличие в сжиженных
газах значительных количеств этана и в особенности метана недо-
пустимо, так как приведет к резкому увеличению упругости паров.
Недопустимо и наличие значительных количеств пентана и его
изомеров, так как это приводит к резкому снижению упругости
паров и к повышению точки росы.
Сжиженные газы, получаемые на предприятиях переработки
нефти, содержат кроме алканов непредельные (ненасыщенные)
углеводороды — алкены, имеющие общую химическую формулу
CnH2n, начиная с п = 2. Эти углеводороды имеют одну двойную
связь между двумя соседними углеродными атомами.
Название и строение формул первых представителей ряда ал-
кенов приведены в табл. 1.2.
Изомерия алкенов вызывается как различным положением
Таблица 1.2
Названия и формулы некоторых алкенов
Алкен Число углерод- ных атомов Формула Структурная формула
Этилен, или этен 2 ад н н ХС=С/ HZ Хн Н НН
Пропилен, или пропен 3 С3Н6 \=С—С—н HZ н н н н н
Бутилен, или бутен 4 ад \ 1 II с=с—С—с—н нХ НН
15
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
двойной связи, так и различной структурой углеродного скелета.
Так, например, существуют три изомера бутилена:
СН2 = СН—СН2—СН3 бутилен-1
СН3—CH = СН—СН3 бутилен-2
СН3 = С—СН3 изобутилен, или 2-мети л пропен-1
I
СНз
(Цифра в конце названия указывает на положение двойной
связи).
Все перечисленные в табл. 1.2 алкены и их изомеры при нор-
мальных условиях являются газами. Алкены с числом углеродных
атомов пять и более — жидкости с плотностью меньше единицы.
Высшие алкены — твердые тела.
Наличие в сжиженных газах значительных количеств этилена
недопустимо, так как приводит к резкому увеличению упругости
паров.
В состав сжиженных газов термической переработки нефти мо-
жет входить и незначительное количество моноциклических угле-
водородов или нафтенов (цикланов). Эти углеводороды имеют
циклическое строение и выражаются общей химической формулой
СпНгп, начиная с п = 3.
Название и формулы первых представителей цикланов приве-
дены в табл. 1.3.
Таблица 1.3
Названия и формулы некоторых цикланов
Циклан Чивло углерод- ных атомов Формула Структурная формула
Циклопропан 3 СзН6 сна
Циклобутан 4 с4н8 сн2 сн2 ^сн2 -сн2
Циклопентан 5 С5Н10 сн2 сн2 СН2Х -сн2 чсн2
сн2 -сн2
При нормальных условиях циклопропан и циклобутан — газы,
а циклопентан — жидкость с плотностью меньше единицы и тем-
пературой кипения 51 °C.
16
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
3. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ
К СЖИЖЕННЫМ УГЛЕВОДОРОДНЫМ ГАЗАМ
Сжиженные газы должны соответство-
вать требованиям введенного с 01.01.82 ГОСТ 20448—80 «Газы
углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового
потребления. Технические условия», предусматривающего следую-
щие марки газов и области их применения (табл. 1.4): СПБТЗ—
смесь пропана и бутана технических зимняя; СПБТЛ—смесь про-
пана и бутана летняя; БТ — бутан технический.
Таблица 1.4
Области применения различных марок сжиженных газов
Система газоснабжения Зоны страны по ГОСТ 16^50—80
За исключением холодной зоны Холодная зона
Летний период Зимний период Летний период Зимний период
Газобаллонная:
с наружной установкой баллонов СПБТЛ СПБТЗ СПБТЛ СПБТЗ
с внутриквартирной установкой баллонов СПБТЛ СПБТЛ СПБТЛ СПБТЛ
портативные баллоны Групповые установки: БТ БТ БТ БТ
без испарителей СПБТЛ СПБТЗ СПБТЗ СПБТЛ СПБТЗ
с испарителями СПБТЛ СПБТЗ СПБТЗ СПБТЗ
БТ СПБТЛ БТ СПБТЛ СПБТЛ
Примечания: 1. Все зоны за исключением холодной и очень
период — с 1 апреля по 1 октября; зимний период—с 1 .октября по 1
2. Холодная зона: летний период —с 1 июня по 1 октября; зимний
тября по 1 июня.
3. Очень холодная зона: летний период — с 1 июня по 1 сентября;
с 1 сентября по 1 июня.
холодной- летний
апреля.
период — с 1 ок-
зимний период —
Состав товарного сжиженного газа различен в зависимости от
технологических циклов на нефтеперерабатывающих заводах. При
получении его из попутных газов, газов конденсатных месторож-
дений и некоторых других источников возможны примеси неболь-
шого количества этана, пентана и др. При строительстве систем
газоснабжения городов и других населенных пунктов, промыш-
ленных, коммунально-бытовых предприятий, жилых и обществен-
ных зданий, использующих в качестве топлива сжиженные газы,
глава СНИП II—37—76 предусматривает применение только
фракций С3 и С4 и их смеси с избыточным давлением до 1,6 МПа.
По физико-химическим показателям сжиж^««^-’₽д^ддолжнь1
соответствовать нормам, приведенным в табл! 4*.5у * ' 1 |
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 1.5
Физико-химические свойства сжиженных газов
Показатель Норма для марки
СПБТЗ СПБТЛ БТ
Массовая доля компонентов, %: сумма метана, этана и этилена, не 4 6 6
более сумма пропана и пропилена, не ме- 75 Не норм ируется
нее сумма бутанов и бутиленов, не менее Не норми- — 60
то же, не более руется 60 —
Жидкий остаток (в том числе углеводо- 1 2 2
роды С5 и выше) при +20 °C, % по объ- ему, не более Давление насыщенных паров избыточное, МПа: при +45 °C, не более 1,6 1,6 1,6
при —20 °C, не менее 0,16 — —
Массовая доля сероводорода и меркап- 0,015 0,015 0,015
тановой серы, %, не более 3 том числе сероводорода, не более 0,003 0,003 0,003
Содержание свободной воды Содержание щелочи Отсутствие »
Сжиженные газы, выработанные в соответствии с требова-
1иями ГОСТ 20448—80, по всем основным показателям находятся
за уровне мировых стандартов, за некоторым исключением,
а именно: содержание общей серы по ГОСТ должно быть не ме-
нее 0,015 масс. %, тогда как стандарты других стран предусмат-
ривают и более жесткие, и более мягкие требования по этому по-
казателю. Сжиженный газ при массовой доле меркаптановой
:еры менее 0,002 % должен быть одорирован.
4. ОСНОВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Этан СзНб — газ, по плотности близкий к воз-
духу. Входит в состав сжиженных газов в незначительном количестве. Самая
этавная причина ограничения его содержания в том, что при температуре
15 °C этан не может находиться в сжиженном состоянии. При 30 °C упру-
гость его насыщенных паров достигает 4,8 МПа, тогда как стальные сварные
баллоны для сжиженных газов выпускаются на рабочее давление до 1,6,
а подземные резервуары — до 1,0 МПа. В то же время незначительное коли-
аество этана в пропан-бутановой смеси повышает общее давление насыщенных
таров газовой смеси, что обеспечивает в зимнее время избыточное давление,
яеобходимое для нормального газоснабжения потребителей.
Пропан С3Н8 — тяжелый газ (плотность по воздуху 1,52). Технический
пропан является основной составляющей сжиженных газов. С учетом опти-
мальной упругости насыщенных паров ГОСТ предусматривает содержание
пропана и пропилена в СПБТЗ не менее 75 % (по массе), а в СПБТЛ и
БТ — не нормируется. На территории СССР с учетом разнообразия климати-
1еских зон максимальная расчетная температура применения сжиженных газов
18
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
принимается 45 °C Этой температуре соответствует упругость насыщенных
паров пропана 1,6 МПа, что отвечает требованиям ГОСТ 15860—70 Упру-
гость паров пропана при —35 °C составляет 0,14 МПа, что является необхо
димым давлением, при котором регулятор давления обеспечивает минимально
допустимую производительность Следовательно, пропан (как сжиженный газ)
в качестве топлива можно использовать без регазификации при температуре
до —30 °C Пары технического пропана при температуре ниже —42 °C в га-
зопроводе низкого давления начинают конденсироваться, и газоснабжение мо-
жет прекратиться
Бутан С4Н10 —газ, имеющий два изомера (плотность по воздуху 2,06—
2,09), т е разновидности с одинаковой химической формулой и, следовательно,
с одинаковой молекулярной массой, но различающиеся расположением атомов
в молекуле Бутан и его изомеры являются тяжелокипящими жидкостями
Пары технического бутана начинают конденсироваться при —0,5 °C Это не
дает возможности использовать бутан в зимний период с температурой на-
ружного воздуха ниже 5 °C в баллонах, установленных внутри помещения
В соответствии с требованиями ГОСТ сумма бутанов и бутиленов в СПБТЗ
не нормируется, в СПБТЛ— не более 60 и в БТ—не менее 60 % (по массе).
Пентан С5Н12— тяжелый газ (плотность по воздуху 2,49). В состав топ-
ливного газа входят технический бутан и смесь пропана и бутана С5Н12
в большинстве случаев находится в жидком остатке, при 20 °C его не должно
быть больше в СПБТЗ—1 об %, а в СПБТЛ и БТ — 2 об % Пентан резко
снижает упругость паров и повышает точку росы Температура конденсации
пентана около 3 °C В связи с этим на газопроводах от установок, оборудо-
ванных испарителями, необходимо устанавливать конденсатосборники, кон-
струкция которых обязана обеспечивать удаление тяжелых сконденсировав
шихся фракций
5. ТОКСИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
И ПРОДУКТОВ НЕПОЛНОГО СГОРАНИЯ.
ОХЛАЖДАЮЩИЕ СВОЙСТВА
Токсическое воздействие газов на орга-
низм человека и животных может происходить как за счет дейст-
вия собственно газов, так и за счет деятельности продуктов их
сгорания. Все газы, кроме кислорода, обладают удушающими
свойствами и оказывают на человека следующие физиологические
воздействия при снижении содержания кислорода в воздухе,
об. %: не менее 10 — переносится без заметного воздействия; до
12 — легкие физиологические расстройства; до 16 — тяжелые фи-
зиологические расстройства, до 22 — смертельно опасное удушье
Предельные углеводороды. Этан (С2Нв), пропан (СзН8), к-бу-
тан (н-С4Н10) и другие углеводороды являются основными состав-
ными частями сжиженных газов, все указанные газы являются до-
статочно сильными наркотиками, однако сила их действия ослаб-
ляется из-за очень малой растворимости в крови. Следовательно,
при обычных условиях (атмосферном давлении) углеводородные
газы физиологически индифферентны Они могут вызвать удушье
только при очень высоких концентрациях вследствие уменьшения
содержания кислорода в воздухе По опытным данным вдыхание
в течение 10 мин воздуха, содержащего 1 об. % углеводородных
газов, не вызывает никаких симптомов отравления. Вдыхание воз-
духа с 10 об % углеводородных газов в течение 2 мин приводит
19
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
к головокружению. Общий характер действия подобных концент-
раций этих углеводородов напоминает опьянение. Пропилен и
бутилен обладают наркотическими свойствами: при содержании
в воздухе 15 об. % пропилена сознание теряется через 30 мин
после начала вдыхания, при 24 об. %—через 3 мин, при 35—
40 % —через 20 с.
В связи с указанным сжиженные газы (углеводороды С3—С4)
Санитарными нормами проектирования предприятий СИ 245—71
включены в 4-й класс вредных токсических веществ как мало-
опасные. Углеводородные газы действуют на организм человека
наркотически. Признаками наркотического действия являются не-
домогание и головокружение, вслед наступает состояние опьяне-
ния, сопровождаемое беспричинной веселостью, потерей сознания.
Этими нормами установлены предельно допустимые концентрации
в различных средах (табл. 1.6).
Таблица 1.6
Предельно допустимая концентрация
углеводородов, мг/м3
Углеводороды
Максималь-
ная разовая
Среднесуточ-
ная
В воздухе рабочей зоны
Алифатические предельные 300
Ci—Сю (в пересчете на уг-
лерод)
Изобутилен 100
В атмосферном воздухе населенных пунктов
Этилен 3 3
Пропилен 3 3
Бутан 200 —
Бутилен 3 3
Пентан 100 15
Примечание. В воде водоемов санитарно-бытового
водопользования содержание этилена, пропилена, изобутилена
не должно превышать 0,5, бутилена — 0,2 мг/л.
Следует иметь в виду, что сжиженные газы, полученные из
природных газов некоторых месторождений, содержат сероводо-
род и другие сернистые соединения, которые являются сильными
нервными ядами. Сильным ядом являете и окись углерода, кото-
рая может образоваться в результате щп )лного сгорания углево-
дородных газов.
Азот и водород (N2 и Н2) — физиологически инертные газы, и если в воз-
духе достаточно кислорода, не оказывают на человека заметного воздействия.
Углекислота (двуокись углерода СО2)—одна из составных частей про-
дуктов сгооания всех топлив, в состав которых входит углерод. Около 4 %
углекислот’ содержится в воздухе, выдыхаемом человеком. Углекислота при
20
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
значительном содержании ее в воздухе вызывает наркотическое действие и
способна раздражать слизистые оболочки Высокое содержание углекислоты
связано с пониженным содержанием кислорода в воздухе, что вызывает
удушье от недостатка кислорода При содержании в воздухе 1—2 % углекис-
лоты дыхание человека заметно учащается, при 3 % частота дыхания удваи-
вается, при 5 % дыхание становится тяжелым, при 6 % появляется одышка,
при 10 % и выше наступает обморочное состояние, а при 15 %—смерть До-
пустимая концентрация в жилых и общественных зданиях при продолжитель
ном пребывании людей составляет 0,1 %, при периодическом пребывании.—
0,125 %, при кратковременном пребывании — 0,2 %
Окись углерода (СО) — бесцветный газ, не имеющий вкуса, со слабым
запахом, напоминающим запах чеснока Обладает низкой растворимостью и
не поглощается активированным углем При неполном сжигании газов в про
дуктах сгорания содержится, как правило, окись углерода, являющаяся силь
нодействующим отравляющим ядом Она вытесняет кислород из оксигемогло-
бина крови и вступает в соединение с гемоглобином, образуя карбоксигемо
глобин Кровь становится неспособной переносить достаточное количество
кислорода из легких к тканям, а из за пониженного содержания кислорода
в крови наступает удушье Соединение СО с гемоглобином способно к дис
социацпи Следовательно, когда содержание СО во вдыхаемом воз
духе уменьшается, начинается отщепление СО из карбоксигемоглобина и об
ратное выделение ее через легкие При отсутствии СО в воздухе выделение
ее из крови заканчивается в течение 10—12 ч Основные признаки острого от
равления — судороги, одышка, потеря сознания и удушье
Характер влияния окиси углерода на организм человека при различных
концентрациях в воздухе приведен в табл 1 7
Таблица 17
Физиологическое воздействие окиси углерода
на организм человека
Концентрация СО в воздухе Длительность и характер воздействия
об % мг л
0,01 0,125 В течение нескольких часов не оказы- вает воздействия
0,05 0,625 В течение 1 ч нет заметного воздей- ствия
0,10 1,250 Через 1 ч головная боль, тошнота, не домогание
0,50 6,250 Через 20—30 мин смертельное дей- ствие
1,00 12,500 После нескольких вдохов потеря со знания, через 1—2 мин очень силь ное или смертельное отравление
По санитарным нормам предельная концентрация окиси углерода в воз
духе рабочей зоны допускается в размере 0,03 мг/л При работе в загазован
ной атмосфере не более 1 ч допустимая концентрация может быть повышена
до 0,05 мг/л, при работе в течение 15—20 мин — до 0,2 мг/л Повторная ра
бота в условиях повышенного содержания окиси углерода в атмосфере рабо
чего помещения допускается после перерыва не менее 2 ч
Первая помощь при отравлении окисью углерода — свежий воздух и вды-
хание кислорода Больному следует создать полный покой, оберегать его от
простуды и немедленно направить в больницу При остановке дыхания про
водить искусственное дыхание в течение йескольких часов до восстановления
нормального дыхания
21
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Сероводород (H2S) и сернистый газ (двуокись серы SO2). По физико-хи-
мическим свойствам сероводород — бесцветный газ с запахом, напоминающим
запах тухлых яиц; сернистый газ — бесцветный, легко сжижаемый газ с ост-
рым запахом.
Сероводород — сильный нервный газ, вызывающий смерть от остановки
дыхания. Он оказывает также раздражающее действие на дыхательные пути
и глаза. Учитывая высокую токсичность сероводорода, допустимая концен-
трация его в воздухе помещений установлена не более 0,01 мг/л.
Вдыхание высоких концентраций сернистого газа приводит к острому
бронхиту, одышке, посинению и частичной потере сознания. Допустимая кон-
центрация сернистого газа установлена в размере 0,02 мг/л.
Характер влияния сероводорода и сернистого газа на организм человека
при различных концентрациях в воздухе приведен в табл. 1.8.
Таблица 1.8
Физиологические воздействия сероводорода
и сернистого газа на организм человека
Концентрация в воздухе, мг л Физиологическое действие
сероводорода H2S сернистого газа SO2
0,11 0,2 Переносится без заметного дей- ствия в течение 2—4 ч
0,22 0,3 Легкое отравление через 2—4 ч
0,45 0,9 Тяжелое отравление через 10—30 мин
1,50 2,0 Смертельное отравление че- рез 1—5 мин
Первая помощь пострадавшим от отравления сероводородом — свежий
воздух, искусственное дыхание, вдыхание кислорода. При глазных заболева-
ниях больного следует перевести в темную комнату, делать примочки из рас-
твора 3%-ной борной кислоты и закапать в глаза смесь новокаина с адре-
налином.
Первая помощь при отравлении сернистым газом — промывание носа и
глаз раствором соды. Для облегчения от удушливого кашля применяют ко-
деин и щелочную ингаляцию.
Окислы азота (NO и NO2). Окись азота — бесцветный газ, быстро окис-
ляющийся в двуокись азота Окись азота вредно действует на нервную си-
стему. Она образует с гемоглобином крови NO-гемоглобин, что вызывает кис-
лородное голодание и отравление.
Двуокись азота — газ желто-бурого цвета. Она очень вредна для чело-
века, так как раздражающе действует на верхние дыхательные пути и на
глаза, оказывает наркотическое действие, в тяжелых случаях вызывает отек
легких и смерть. Окислы азота содержатся в продуктах сгорания. Непосред-
ственно в сжиженных газах не содержатся.
Охлаждающее действие сжиженных газов. Сжиженные газы
характеризуются низкой температурой кипения и поэтому при ис-
парении во время внезапного выхода в атмосферу из трубопровода
или резервуара охлаждаются до отрицательной температуры.
Жидкая фаза, попадая на окружающие предметы, в том числе на
незащищенную кожу человека, и интенсивно испаряясь, охлаж-
22
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
дает их и может привести к обморожению. По характеру воздей-
ствия обморожение напоминает ожог. При сильном обморожении
образуются пузыри, которые лопаются, заживление ран продол-
жается длительное время. Обморожение значительных поверхно-
стей опасно для жизни.
Одна из особенностей охлаждающего действия сжиженных га-
зов заключается в том, что отрицательная температура при испа-
рении жидкой фазы не зависит от температуры окружающего воз-
духа. Обморожение возможно как в зимнее, так и в летнее время
года, на открытом воздухе и в отапливаемом помещении.
Кроме того, жидкая фаза, попадая на окружающие предметы и
интенсивно испаряясь, значительно их охлаждает, и, следова-
тельно, выбор материала (чугун, сталь, резина и др.) должен обя-
зательно производиться с учетом работы при низких отрицатель-
ных температурах, так как в этих условиях он становится хруп-
ким (хладоломким) и разрушается при обычных механических
нагрузках. Выбор материала должен производиться в соответствии
с рекомендациями действующих технических нормативных доку-
ментов с учетом возможности работы при отрицательных темпера-
турах.
Охлаждающее действие сжиженных газов может вызвать на-
рушения в нормальной работе аппаратуры, которые влияют на
безопасность использования газа. К таким нарушениям относятся
образование кристаллогидратов и льда внутри, а также снежного
инея снаружи регуляторов давления и предохранительных сброс-
ных и запорных клапанов. Указанные нарушения в работе регу-
лирующей и предохранительной арматуры часто могут являться
причиной внезапного отключения подачи газа к потребителям.
Главное средство борьбы с подобными нарушениями — осушка
газа.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ВТОРАЯ
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ,
ЗАКОНЫ, КОНСТАНТЫ
И СООТНОШЕНИЯ
1. МЕЖДУНАРОДНАЯ СИСТЕМА ЕДИНИЦ
С 01.01.80 в качестве государственного
стандарта в СССР введен стандарт
СТ СЭВ 1052—78 «Метрология. Единицы
физических величин», базирующийся на
Международной системе единиц (СИ),
который устанавливает единицы физиче-
ских величин, применяемые в странах —
членах СЭВ, в договорно-правовых отно-
шениях между странами и используемые
во всех видах деятельности органов СЭВ,
а также наименования, обозначения и
правила применения указанных величин.
Вопрос о международной унификации
и стандартизации единиц физических ве-
личин имеет принципиальное значение,
так как в этих единицах выражаются
характеристики физических явлений,
свойств веществ и процессов и резуль-
таты всех выполненных в науке, тех-
нике и практической жизни измерений.
Основные показатели, устанавливае-
мые международными и государствен-
ными стандартами для различных видов
продукции, технические требования, за-
ложенные в этих стандартах, методы
испытаний и контроля имеют количест-
венные характеристики, выраженные
в соответствующих единицах физиче-
ских величин.
Обеспечение единообразия приме-
няемых единиц физических величин яв-
ляется одним из факторов, способ-
ствующих решению задач по стандарти-
зации, унификации, взаимозаменяемости,
повышению производительности труда и
улучшению качества продукции.
24
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 2.1
Важнейшие единицы Международной системы (СИ)
Величина Единица
Наименование Обозначение
русское международ- ное
Длина Масса Время Сила электрического тока Термодинамическая температу- ра Основные единицы метр килограмм секунда ампер кельвин м кг с А К m kg s А К
Примечание. Наименование кельвин и обозначение К применяются также для
обозначения интервала или разности температур.
Сила света кандела кд cd
Количество вещества моль Дополнительные единицы моль mol
Плоский угол радиан рад rad
Телесный угол стерадиан ср sr
Некоторые производные единицы
Площадь квадратный метр м2 ш2
Объем, вместимость кубический метр м3 ш3
Скорость метр в секунду м/с m/s
Ускорение метр на секунду в квадрате м/с2 m/s2
Частота периодического про- цесса герц Гц Hz
Угловая скорость радиан в секунду рад/с rad/s
Угловое ускорение радиан на секунду в квадрате рад/с2 rad/s2
Плотность килограмм на куби- ческий метр кг/м3 kg/m3
Удельный объем кубический метр на килограмм м3/кг m3/kg
Сила, вес ньютон Н N
Удельный вес ньютон на кубиче- ский метр Н/м3 N/m3
Давление, напряжение (меха- ническое) паскаль Па Pa
Динамическая вязкость паскаль-секунда Па-с Pa-s
Кинематическая вязкость квадратный метр в секунду м2/с m2/s
Массовый расход килограмм в секунду кг/с kg/s
Объемный расход кубический метр в се- кунду м3/с m3s
Работа, энергия джоуль Дж J
Электрическое напряжение, электрический потенциал, разность электрических по- тенциалов, электродвижу- щая сила ВОЛЬТ в V
25
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.1
Величина Единица
Наименование Обозначение
русское международ- ное
Электрическое сопротивление ОМ Ом й
Мощность, активная мощность ватт Вт W
Реактивная мощность вар вар var
Полная мощность вольт-ампер В-А V-A
Количество теплоты, термоди- джоуль Дж J
намический потенциал (внут- ренняя энергия, свободная энергия, свободная энталь- пия), теплота фазового пре- вращения, теплота химиче- ской реакции
Удельное количество теплоты, джоуль на килограмм Дж/кг J/kg
удельный термодинамиче- ский потенциал, удельная теплота фазового превраще- ния, удельная теплота хи- мической реакции
Теплоемкость системы джоуль на кельвин Дж/К J/k
Энтропия системы джоуль на кельвин Дж/К J/k
Удельная теплоемкость джоуль на кило- грамм-кельвин Дж/(кг-К) J/(kg-K)
Удельная энтропия джоуль на кило- грамм-кельвин Дж/(кг-К) J/(kg-K)
Удельная газовая постоянная джоуль на кило- грамм-кельвин Дж/(кг-К) J/(kg-K)
Тепловой поток ватт Вт W
Поверхностная плотность теп- лового потока ватт на квадратный метр Вт/м2 W/m2
Коэффициент теплообмена (теп- лоотдачи), коэффициент теп- ватт на квадратный метр-кельвин Вт/(м2- К) W/(m2-K)
лопередачи
Температурный градиент кельвин на метр К/м K/m
Теплопроводность ватт на метр-кельвин Вт/(м-К) W (m-K)
Температуропроводность квадратный метр в секунду м2/с m2/s
Температурный коэффициент кельвин в минус пер- вой степени К-х K-x
Основные преимущества Международной системы единиц следующие.
1. Единицы физических величин на базе СИ унифицируются. Вместо ис-
торически сложившегося многообразия единиц (системных — разных систем и
внесистемных) для каждой физической величины устанавливается одна еди-
ница и четкая система образования кратных и дольных единиц от нее.
2. СИ является универсальной системой; она охватывает все области на-
уки, техники и народного хозяйства.
3. Основные и большинство производных единиц СИ имеют удобные для
практического применения размеры. В системе СИ четко разграничены еди-
ницы массы (килограмм) и силы (ньютон).
4. Упрощается запись уравнений и формул в различных областях науки
и техники. Достигается значительная экономия времени при расчетах в силу
26
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
отсутствия в формулах, составленных с применением единиц СИ, пересчетных
коэффициентов, вводимых в связи с тем, что отдельные величины в этих форму
tax выражены в разных системах единиц
В Международной системе единиц для всех видов энергии (механической,
тепловой, электрической, лучистой и др) установлена одна общая единица -—
джоуль, в связи с чем отпадает потребность в таких переводных коэффици-
ентах, как механический эквивалент теплоты и др
Эти преимущества Международной системы обусловливают
— повышение эффективности труда проектировщиков, конструкторов, про-
изводственников, научных работников,
— облегчение педагогического процесса в средней и высшей школе,
— лучшее взаимопонимание при дальнейшем развитии научно-техниче-
ских и экономических связей между разными странами
В соответствии с требованиями указанного стандарта все значения физи-
ческих величин, встречающиеся в публикуемом справочнике, приводятся в еди-
ницах СИ (табл 2 1), а также в единицах допускаемых к применению на-
равне с единицами СИ (табл 2 2)
Таблица 22
Единицы, допускаемые к применению наряду с единицами СИ
(применительно к газовой технике)
Величина Единица
наименование обозначение значение в единицах СИ или определение
русское между народное
Масса тонна Т t 103 кг
Время минута МИН min 60 с
час ч h 3600 с
сутки сут d 86 400 с
Плоский угол градус О О л/180 рад
минута / f л/10 800 рад
секунда п n л/648 000 рад
Площадь гектар га — Ю4 м2
Объем, вместимость литр л 1 Ю-3 м3
Относительная величина процент % % 10“2
(безразмерное отноше промилле %о °/oo 10“3
ние двух одноименных физических величин* кпд, относительное уд- линение, относительная плотность и т п ) миллионная доля МЛН-1 ppm io-6
Температура Цельсия, разность температур градус Цельсия °C °C
Примечание Температура Цельсия (обозначение t) определяется по выражению
t=T — T„ где Т — температура Кельвина ГО= 273 15 К. Градус Цельсия по размеру
равен Кельвину
Стандарт СТ СЭВ 1052—78 предусматривает следующие основные поло
жения
1 В печатных изданиях допускается применять либо русские либо меж
дународные обозначения Одновременное применение обоих видов обозначе-
ний в одном и том же издании не допускается, за исключением публикаций
по единицам физических величин
27
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
to
оо
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 2.3
Соотношения между некоторыми единицами физических величин, подлежащими изъятию, и единицами СИ
Единица
Величина подлежащая изъятию СИ Соотношение единиц
Наименование Обозначение Наименование Обозначение
Сила, нагрузка, вес килограмм-сила кгс 1 кгс « 9,8 Н « 10 Н
тонна-сила ТС ньютон Н 1 тс 9,8-103 Н « 10 кН
грамм-сила ГС 1 гс « 9,8-10-3 Н « 10 мН
Линейная нагрузка килограмм-сила на метр кгс/м ньютон на метр Н/м 1 кгс/м « 10 Н/м
Поверхностная на- грузка килограмм-сила на ква- дратный метр кгс/ма ньютон на квадратный метр Н/м2 1 кгс/м2 ж 10 Н/м2
Давление килограмм-сила на ква- дратный сантиметр кгс/см2 1 кгс/см2 « 9,8-104 Па « 105 Па ~ 0,1 МПа
миллиметр водяного столба мм вод. ст. 1 мм вод. ст. ж 9,8 Па « 10 Па
миллиметр ртутного столба мм рт. ст. паскаль Па 1 мм рт. ст. « 133,3 Па
Механическое напря- жение килограмм-сила на ква- дратный миллиметр кгс/мм2 1 кгс/мм2 ~ Э.в-ЮбПа « «107 Па « 10 МПа
Модуль продольной упругости, модуль сдвига, модуль объемного сжатия килограмм-сила на ква- дратный сантиметр кгс/см2 . 1 кгс/см2 « 9,8-104 Па « « 105 Па « 0,1 МПа
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Момент силы, момент пары сил килограмм-сила -метр кгс-м
Работа (энергия) килограмм-сила-метр кгс-м
Количество теплоты калория килокалория кал ккал
Мощность килограмм-сила-метр в секунду лошадиная сила калория в секунду килокалория в час кгс-м/с л. с. кал/с ккал/ч
Удельная теплоем- кость калория на грамм-гра- дус Цельсия килока- лория на килограмм- градус Цельсия кал/(г-°С) ккал/(кг-°С)
Теплопроводность калория в секунду на сантиметр-градус Цельсия килокалория в час на метр-градус Цельсия кал/(с-см-°С) ккал/(ч-м-°С)
Коэффициент тепло- обмена (теплоотда- чи), коэффициент теплопередачи калория в секунду на квадратный сантиметр- градус Цельсия килокалория в час на квадратный метр- градус Цельсия кал/(с-см2-°С) ккал/(ч-м2-°С)
Тепловое напряжение объема топки килокалория в час на кубический метр ккал/(м3-ч)
ньютон-метр Н-м 1 кгс*м « 9,8 Н-м « 10 Н-м
джо-уль Дж 1 кгс-м « 9,8 Дж « 10 Дж
джоуль Дж 1 кал « 4,2 Дж
1 ккал « 4,2 кДж
Л 1 кгс-м/с « 9,8 Вт « 10 Вт
ватт Вт 1 л. с. « 735,5 Вт
1 кал/с « 4,2 Вт
1 ккал/ч « 1,16 Вт
джоуль на Дж/(кг-К) 1 кал/(г-°C) « 4,2-103
килограмм- Дж/(кг • К)
кельвин 1 ккал/(кг-°С) «4,2 кДж/(кг-К)
Вт/(м • К) 1 кал/(с-см-°С) « 420 Вт/(м-К)
ватт
• на метр-
кельвин 1 ккал/(ч-м-°С) «
« 1,16 Вт/(м-К)
Вт/(м2-К) 1 кал/(с-см2-°С) «
ватт на « 42 Вт/(м2-К)
квадратный
метр-кель-
вин 1 ккал/(ч-м2-°С) «
«1,16 кВт/(м2-К)
ватт на метр Вт/м3 1, 16 Вт/м3
кубический
2. Обозначения единиц, названных по фамилиям ученых, должны пи-
аться с прописной буквы (А, В, Н и др.), остальных единиц — строчными
малыми) буквами.
3. В обозначениях единиц точка как знак сокращения не ставится.
4. Обозначения единиц следует применять после числовых значений ве-
тчин и помещать в строчку с ними без переноса на следующую строку и
непременным пробелом между последней цифрой и обозначением единицы:
>0 %; 20 °C и т. д. Исключение составляют обозначения в виде знака, подня-
ого над строкой, перед которыми пробела не оставляют: 20°.
5. При наличии десятичной дроби в числовом значении величины обозна-
[ение единицы следует помещать после всех цифр: 423,06 м.
6. При указании значений величин с предельными отклонениями в скобках
(бозначения единицы надо помещать после скобок или проставлять и после
[ислового значения величины, и после ее предельного отклонения: (100,0±
t0,l) кг, 50 кг±1 кг.
7. Обозначения единиц разрешается применять в заголовках граф и в наи-
менованиях строк (боковиках) таблиц и выводов.
8. Допускается применять обозначения единиц в пояснениях обозначений
хеличин к формулам. Помещение обозначений единиц в одной строке с фор-
мулами, выражающими зависимости между величинами или между их число-
хыми значениями, представленными в буквенной форме, не допускается.
Кроме того, нельзя применять в тексте сокращенные обозначения вместо
холных наименований единиц (без числового значения величин), например,
хеобходимо писать «масса составляет 106 кг» и «масса выражается в кило-
граммах», а не «масса выражается в кг».
9. Буквенные обозначения единиц, входящих в произведение, следует от-
хелять точками на средней линии как знаками умножения (в машинописных
гекстах допускается точку не поднимать). Допускается буквенные обозначе-
1ия единиц, входящих в произведение, отделять пробелами, если это не при-
юдит к недоразумению.
10. В буквенных обозначениях отношений единиц в качестве знака деле'
хия должна применяться только одна косая или горизонтальная черта. Допу-
'кается применять обозначения единиц в виде произведения обозначений еди-
хиц, возведенных в степени (положительные и отрицательные). Если для од-
хой из единиц, входящих в отношение, установлено обозначение в виде отри-
хательной степени (например, с-1, м-1, К~’)> применять косую или горизоп-
Вт
сальную черту не допускается: Вт • м~2 • К-1, или ~2 •
11. При применении косой черты обозначения единиц в числителе и зна-
менателе следует помещать в строку, произведение обозначений единиц в зна-
менателе следует заключать в скобки: м/с; Вт/(м*К).
12. При указании производной единицы, состоящей из двух и более еди-
хиц, не допускается комбинировать буквенные обозначения и наименования
щиниц, т. е. для одних единиц приводить обозначения, а для других — наиме-
хование: 80 км/ч или 80 километров в час.
Соотношение между некоторыми единицами, применение которых от-
мечено (применительно к газовой технике), и единицами СИ приведено
в табл. 2.3.
Кратные и дольные единицы образуются путем умножения или деления
исходной единицы на степень числа 10. В табл. 2.4 указаны кратность или
вольность единиц, приведены наименования приставок и их сокращенные обо-
значения.
В соответствии с международными правилами кратные и дольные единицы
хлощади и объема (как и других величин, образующихся путем возведения
з степень) образуют, присоединяя приставки к исходным единицам.
Если в наименовании кратной или дольной единицы наименование пере-
ходной единицы состоит из одного слова (метр, паскаль, джоуль и т. д.), то
приставку, выполняющую в этом случае и роль грамматической приставки,
гледует писать слитно с наименованием исходной единицы (километр, мега-
паскаль, микроджоуль и т. д.).
30
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В сложных наименованиях, соответствующих произведению единиц, при-
ставку присоединяют к наименованию первой единицы, входящей в произведе-
ние (килопаскаль-метр).
Не допускается применение единиц с приставками одновременно в числи-
теле и знаменателе.
Если наименование исходной единицы уже включает в себя приставку, то
при образовании наименований кратных и дольных единиц приставка добав-
ляется к грамматической основе наименования исходной единицы.
Таблица 2.4
Множители и приставки для образования кратных
и дольных единиц
Множи- тель При- ставка Обозначение приставки Множи- тель При- ставка Обозначение приставки
русское между- народное русское между- народное
Ю12 тер а Т т ю-1 (деци) Д d
109 гига Г G 10-2 (санти) С С
106 мега м М 10~3 (милли) м m
103 кило к к 10-6 микро мк И
ю2 (гекто) г h 10~9 нано н п
101 (дека) да da 10-12 ПИКО п Р
Пр и 1 & е ч а н и е В скобк ах указан ы приставк и, которьк допускается применять
только в наименованиях кратных и дольных единиц, уже получивших широкое распро-
странение (например, гектар, декалитр, дециметр, сантиметр).
2. ДАВЛЕНИЕ
Согласно молекулярно-кинетической тео-
рии давление находящегося в равновесии тела обусловливается
средней кинетической энергией теплового движения молекул и
средним их числом в единице объема. В технике давление рас-
сматривается как отношение нормальной составляющей силы Н
к площади F, на которую действует сила:
p = H!F.
В системе СИ единицей давления считается паскаль (Па). Па-
скаль— давление, вызываемое силой 1 ньютон (Н), равномерно
распределенной по поверхности площадью 1 м2.
Давление, отсчитываемое от абсолютного нуля, называется аб-
солютным, а от имеющегося уже давления окружающей атмо-
сферы — избыточным, или манометрическим:
Р = Рн + рб, или ри = р—рб,
где р — абсолютное давление; ри — избыточное (манометрическое)
давление; ра — атмосферное (барометрическое) давление.
При измерении разрежения абсолютное давление равно разно-
сти между барометрическим и манометрическим (вакуумметриче-
ским) давлением:
р = рб — Рвак ИЛИ Рвак=^Рб —р.
31
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В приведенных формулах все давления выражаются в одинако-
вых единицах.
В уравнения, связывающие параметры газообразного или жид-
кого вещества (например, в уравнения идеального газа), входит
абсолютное давление, а в уравнения, по которым рассчитываются
на прочность стенки баллонов, резервуаров и других элементов,—
избыточное давление.
При выполнении расчетов, связанных с переводом давлений из
одной системы единиц в другую, рекомендуется пользоваться со-
отношениями, приведенными в табл. 2.5.
МПа=106 Па; кПа=103 Па; гПа=102 Па
Таблица 2.5
Соотношения между единицами давления
Числовое значение единицы
Единица Па бар атм
Па 1,0 10~5 0,98692-10“5
бар 105 1,0 0,98692
атм 101,048-103 1,01325 1,0
кгс/см2 (ат) 98,0665-103 0,980665 0,96784
мм рт. ст. 133,322 1,3332-10-3 1,3158-10-3
мм вод. ст. 9,80665 0,980665-10—4 9,6784-10-5
Продолжение табл. 2.5
Числовое значение единицы
Единица кгс/см2 мм рт. ст. мм вод. ст.
Па 1,01972-10—5 7,5-IO"3 0,10197
бар 1,01972 750,075 10 197
атм 1,0332 760,00 10 341
кгс/см2 (ат) 1,0 735,56 1 018
мм рт. ст. 1,3595-10-3 1,0 13,595
мм вод. ст. io-4 7,3556-10’2 1,0
3. ТЕМПЕРАТУРА
Температурой называется степень на-
гретости тела. Чем больше нагрето тело, тем выше его темпера-
тура.
Температура отсчитывается от нулевой точки. В системе СИ за
нуль шкалы принимается температура абсолютного нуля. Ниже
абсолютного нуля, т. е. такой температуры, при которой прекра-
щается молекулярное движение, не может быть охлаждено ни
32
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
одно тело. Абсолютная шкала температуры начинается от этого
нуля и градуируется в кельвинах (К), принятых за единицу в СИ.
На практике чаще всего температуру измеряют по междуна-
родной практической шкале в градусах Цельсия (°C). Эта шкала
имеет две постоянные точки: температура, при которой вода заки-
пает при нормальном атмосферном давлении, и температура, при
которой вода замерзает. Температура замерзания воды (или тая-
ния льда) обозначается нулем (О °C), температура кипения воды
100 °C. Расстояние между 0 и 100 °C делится на 100 равных ча-
стей, называемых градусами. Деления можно продолжить выше
100 и ниже 0 °C. Температура выше 0 °C обозначается знаком
плюс ( + ), а ниже 0 °C — знаком минус (—).
Абсолютная температура (Г) связана с температурой в граду-
сах Цельсия (/) уравнением Т = t + 273,15 °С~/ + 273 °C. Следова-
тельно, чтобы найти абсолютную температуру тела, необходимо
к его температуре, выраженной в градусах Цельсия, прибавить
273 °C. Например, абсолютная температура кипящей при 100 °C
воды будет равна 100 °С + 273 °С = 373 К; замерзающей воды —
0 °C+ 273 °C = 273 К. С другой стороны, абсолютный нуль темпе-
ратуры в градусах Цельсия равен —273 °C (более точное значе-
ние —273,15 °C).
Для измерения температур в некоторых странах применяют и
другие шкалы. Перевод температур, выраженных в градусах од-
ной шкалы, в градусы другой, производится по следующим соотно-
шениям:
псС = (4/5) nR - [(9/5) п + 32] F = (п + 213,15) К;
nR = (5/4) п°С = [(9/4) п + 32] F = [(5/4) п + 273,15] К;
nF = (5/9) (п — 32)сС = (4/9) (п — 32) R - [(5/9) (п —32) + 273,15] К;
пК = (и— 273,15)сС = (4/5) (п—273,15) R = [(9/5) (п—273,15) + 32] F,
где °C — градус Цельсия международной практической шкалы;
R — градус шкалы Реомюра; F — градус шкалы Фаренгейта; К —
градус термодинамической шкалы; п — число градусов по соответ-
ственным шкалам.
Температура вещества в значительной степени определяет его
свойства. Например, при нагревании до определенной температуры
вода закипает и превращается в пар. При охлаждении воды до оп-
ределенной температуры она замерзает и превращается в лед.
Твердые вещества при сильном нагреве переходят в жидкое со-
стояние (плавятся), при дальнейшем нагревании могут начать
испаряться — переходить в газообразное состояние. Вещества, ко-
торые мы в обычных условиях называем газообразными, при нор-
мальном давлении и значительном охлаждении переходят в жид-
кое состояние. Температуру, при которой происходит переход
вещества из жидкого состояния в парообразное (газообразное) не
только на поверхности, как при испарении, но и по всему объему,
называют температурой кипения. Для практических целей очень
2 Заказ № 614 33
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
важно знать температуру кипения при нормальном давлении. Так,
например, при комнатной температуре вода и пентан находятся
в жидком состоянии, а при —10 °C в жидкое состояние перейдут
бутан и бутилен. Если газ находится в сосуде с повышенным дав-
лением, то сжижение его осуществляется при более высоких тем-
пературах. Это свойство газов используется для транспортировки
их в сосудах (баллонах, резервуарах). Объем этих резервуаров
в сотни раз меньше того, который понадобился бы при перевозке
газов в естественном состоянии. Сжиженные газы, поставляемые
потребителям в баллонах, представляют собой в основном смесь
пропана и бутанов. Очевидно, что зимой следует пользоваться га-
зом с максимальным содержанием пропана (£Кип = —42 °C), а ле-
том будет хорошо испаряться н-бутан (£кип =—0,5 °C).
4. ОБЪЕМ, МАССА, ПЛОТНОСТЬ,
УДЕЛЬНЫЙ ОБЪЕМ
Объем газов V измеряют в кубиче-
ских метрах (м3). Вследствие того что объем газов сильно изменя-
ется при нагревании, охлаждении и сжатии, за его единицу прини-
мают 1 м3 газа при нормальных условиях (температура 0 °C,
давление 101,3 кПа). Именно для указанных условий определяют
основные характеристики газов и выполняют теплотехнические
расчеты. При учете расхода газов для коммерческого (финансо-
вого) расчета за единицу объема принимают 1 м3 при температуре
20 °C, давлении 101,3 кПа и влажности, равной 0 (ГОСТ 1939—73).
Указанные условия иногда называют стандартными.
Если температура t или давление р отличаются от нормальных,
то объем газа при нормальных условиях Vo определяется по фор-
муле
Vo = V [273/(273 + 0J [(рб + ри)/Ю1,3} = 2,695V (plТ),
где V — объем газа, измеренный при рабочих условиях, м3; рб—
барометрическое давление, кПа; р — избыточное давление, кПа;
Р = Рб + Ри, t — температура газов, °C.
При абсолютном давлении газа 101,3 кПа и £=20 °C
V20 = Vo (273 + 20)/273 = 1,073Vo.
Любой газ, как говорилось выше, способен неограниченно рас-
ширяться. Следовательно, знание объема, который занимает газ,
недостаточно для определения его массы (количества), так как
в любом объеме, целиком заполненном газом, его количество
(масса) может быть различным.
Масса (т, кг) — мера вещества какого-либо тела (жидкости,
газа) в состоянии покоя; скалярная величина, характеризующая
инерционные и гравитационные свойства тела.
Плотность, или масса единицы объема, обозначаемая буквой
р,— отношение массы тела (т, кг) к его объему V, м3 (кг/м3). Ве-
34
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
личину, обратную плотности, называют массовым или удельным
объемом и измеряют в кубических метрах на килограмм (м3/кг).
Так как при использовании сжиженных газов приходится иметь
дело с парообразным и жидким состоянием вещества, то плотность
и другие параметры газов будут рассматриваться для двух на-
званных фаз.
Из закона Авогадро следует, что плотности газов должны от-
носиться между собой, как их молекулярные массы:
Р1/ Рг = All/AI2
или удельные (массовые) объемы должны относиться между со-
бой обратно пропорционально их молекулярным массам:
В практике часто, чтобы показать, насколько 1 м3 данного
газа легче или тяжелее 1 м3 воздуха, пользуются понятием отно-
сительной плотности (б/), представляющей собой отношение плот-
ности данного газа к плотности воздуха:
d = р/1,293,
где 1,293 — плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м3.
Пользуясь законом Авогадро и зная химическую формулу
газа, можно определить его плотность:
р = М/22,4.
Относительная плотность газа по воздуху
d = M/(22,4-1,293).
Зная состав газовой смеси и плотности ее компонентов, по пра-
вилу смешения можно определить среднюю плотность этой смеси
по формуле
Рем = (P1V1 + Р2 V2 + • • • +РпКг)/100,
где pi, р2, ..., рп—плотность компонентов газового топлива
(табл. 2.6); Vi, V2, • • •, Vn— содержание компонентов, об. %.
Из табл. 2.6 следует, что плотность различных видов газового
топлива может сильно различаться.
На основании изложенного можно сделать вывод, что при
утечке в помещении метана, плотность которого (р = 0,7168; d =
= 0,544) немного больше половины плотности воздуха, он будет
накапливаться в верхней зоне; пропан, плотность которого
в 1,5 раза больше плотности воздуха (р = 2,01; d= 1,5545) —в ниж-
ней зоне. В общем случае если относительная (по воздуху) плот-
ность газов меньше 1,0, то они поднимаются вверх, если больше
1,0, то опускаются вниз, стелются по полу или по земле и могут
заполнить подвалы, колодцы и другие подземные или надземные
резервуары.
2* 35
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 2.6
Основные характеристики некоторых газов, входящих в состав
сжиженных углеводородных газов и их продуктов сгорания
Показатель Азот Воздух Водяной пар Дву- окись углерода Кисло- род Водород
Химическая формула n2 - н2о со2 о2 Н2
Молекулярная масса М, кг/кмоль 28,013 28,96 18,016 44,011 32,00 2,016
Молекулярный объем VM, м3/кмоль 22,395 22,398 22,405 22,262 22,393 22,425
Плотность газовой фазы при 0° С и 101,3 кПа рП), кг/м3 1,251 1,293 0,8041 1,977 1,429 0,0899
Плотность газовой фазы при 20 °C и 101,3 кПа %’ кг/м3 1,166 1,205 0,7496 1,842 1,331 0,0837
Плотность жидкой фазы при 0 °C и 101,3 кПа рж, кг/м3 — — — — — —
Относительная плот- ность газа dn 0,9675 1,000 0,6219 1,529 1,105 0,0695
Удельная газовая посто- янная R, Дж/(кг-К) 296,65 281,53 452,57 185,26 259,7 4122,2
Температура кипения при давлении 101,3 кПа /кип, °C —195,8 —195 + Ю0 —78,5 —183 —253
Температура плавления при давлении 101,3 кПа /пл, °C —210 —213 0 —56,6 —219 —259
Температура критиче- ская fKp, °C —146,8 —139,2 374,3 31,84 -118,4 —240,2
Давление критическое Ркр, МПа 3,35 3,84 22,56 7,528 5,01 1,277
Теплота плавления QrJJI, кДж/кг 25,62 — — 190,26 13,86 173,4
Низшая теплота сгора- ния МДж/кг — — — — 11,8
Низшая теплота сгора- ния МДж/м3 — — — — — 10,83
Высшая теплота сгора- ния (?вп, МДж/м3 — — — — 12,8
Низшая теплота сгора. ния жидкой фазы , , РЖ МДж/м3 — — — —
Число Воббе низшее Wo^ — — — — — 41,03
Число Воббе высшее WoJ — — — — — 48,49
Теплоемкость газа при 0 °C и постоянном дав- лении ср, кДж/(кг X X °C) 1,042 1,008 1,865 0,819 0,9198 14,238
36
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.6
Показатель Азот Воздух Водяной пар Дву- окись углерода Кисло- род Водород
Теплоемкость газа при 0 °C и постоянном объ- еме су, кДж/(кг-°С) 0,7434 0,7182 1,4028 0,63 0,6552 10,097
Теплоемкость жидкой фазы при 0 °C и 101,3 кПа сж, кДж/(кг- °C)
Показатель адиабаты при 0 °C и 101,3 кПа, К 1,401 1,404 1,33 1,31 1,404 1,41
Теоретически необходи- мое количество воз- духа для горения LT в, м3/м3 2,38
Теоретически необходи- мое количество кис- лорода для горения Lt к, м3/м3 Объем влажных продук- тов сгорания при а = = 1, м3/м3: СО, 0,5
— — — — — —
н2о — — — — — 1,0
N2 — — — — — 1,88
Всего Скрытая теплота испа- рения при 101,3 кПа: — — — — — 2,88
кДж/кг — — — — — —
кДж/л — — — — — —
Объем паров с 1 кг сжиженных газов при нормальных условиях, м3
Объем паров с 1 л сжи- женных газов при нор- мальных условиях, м3 — — — — — —
Динамическая вязкость П, 107 Н-с/м2 165,92 171,79 90,36 138,1 192,67 83,4
Динамическая вязкость жидкой фазы ц, 106 Н-с/м2 — — —. — — —
Кинематическая вяз- кость v, 106 м2/с 13,55 13,56 14,8 7,1 13,73 93,8
Растворимость газа в во- де при 0 °C и давле- нии 101,3 кПа, см3/см3 0,024 0,029 — 1,713 0,049 0,021
Температура воспламе- нения °C — — — — — 410—590
Жаропроизводительность f °г — — — 2210
37
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.6
Показатель Азот Воздух Водяной пар Дву- окись углерода Кисло- род Водород
Пределы воспламенения при содержании го- рючих газов в смеси с воздухом при 0 °C и давлении 101,3 кПа, °C: нижний 4,0
верхний — — — — — 75,0
Смесь с максимальной — — ——— — — 38,5
скоростью распростра- нения пламени, об. % Максимальная скорость _—_ —— — 4,83
распространения пла- мени в трубе диаметром 25,4 мм усм, м/с Коэффициент теплопро- 0,0243 0,0244 0,2373 0,0147 0,0247 0,1721
водности газа при 0 °C и давлении 101,3 кПа Хп, Вт/(м-К) Коэффициент теплопе-
редачи жидких ком- понентов при 0 °C и давлении 101,3 кПа Хж, Вт/(м-К) Отношение объема газа
к объему жидкости при ^кип и давлении 101,3 кПа Октановое число — — -— — — —
Продолжение табл. 2.6
Показатель Окись углерода Метан Этан Этилен Пропан Пропи- лен
Химическая формула СО сн4 С2нв с2н4 с3н8 с3н6
Молекулярная масса М, кг/кмоль 28,011 16,043 30,068 28,054 44,097 42,081
Молекулярный объем VM, м3/кмоль 17,609 22,38 22,174 22,263 21,997 21,974
Плотность газовой фазы при 0 °C и 101,3 кПа рп , кг/м3 1,25 0,7168 1,356 1,260 2,0037 1,9149
Плотность газовой фазы при 20 °C и 101,3 кПа РП2 , кг/м3 1,165 0,668 1,263 1,174 1,872 1,784
Плотность жидкой фазы при 0 °C и 101,3 кПа рж , кг/м3 — 0,416 0,546 0,566 0,528 0,609
38
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.6
Показатель Окись углерода Метан Этан Этилен Пропан Пропи- лен
Относительная плот- ность газа d;1 0,9ЬЬ7 0,5544 1,0487 0,9753 1,5545 1,4811
Удельная газовая посто- янная /?, Дж/(кг-К) 291,1 518,04 271,18 261,26 184,92 193,77
Температура кипения при давлении 101,3 кПа / °C *кип> —192 —161 —88,6 — 104 —42,1 —47,7
Температура плавления приД* давлении 101,3 кПа /пл, °C —205 — 182,5 — 183,3 — 169 —187,7 — 185,3
Температура критиче- ская ^кр> — 140 —82,5 32,3 9,9 96,84 91,94
Давление критическое ркр, МПа Теплота плавления (?пл, кДж/кг 3,45 4,58 4,82 5,033 4,21 4,54
33,6 255,8 122,6 119,7 80,64 71,82
Низшая теплота сгора- ния 9дП, МДж/кг 10,2 49,93 47,42 47,54 46,3 46,04
Низшая теплота сгора- ния фц11, МДж/м3 12,68 35,76 63,65 59,53 91,14 86,49
Высшая теплота сгора- ния МДж/м3 12,68 40,16 69,69 63,04 99,17 91,95
Низшая теплота сгора- ния жидкой фазы Qp МДж/м3 —— 21,92 22,55 — 24,8 25,2
Число Воббе низшее Wo£ н 12,9 48,23 62,45 60,03 73,41 70,92
Число Воббе высшее Wo₽ 12,9 53,3 68,12 64,03 79,8 75,72
Теплоемкость газа при 0 °C и постоянном дав- лении Ср, кДж/(кг-°С) Теплоемкость газа при 0 °C и постоянном объ- еме су, кДж/(кг-°С) 1,0416 2,1714 1,6506 1,4658 1,554 1,4322
0,7434 1,6548 1,3734 1,1634 1,365 1,222
Теплоемкость жидкой фазы при 0 °C и 101,3 кПа сж, кДж/(кг-°С) 3,461 3,01 2,415 2,23
Показатель адиабаты при 0 °C и 101,3 кПа, К 1,401 1,312 1,202 1,26 1,138 1,172
Теоретически необходи- мое количество воз- духа для горения LT в, м3/м3 2,38 3,52 16,66 14,28 23,8 22,42
Теоретически необходи- мое количество кис- лорода для горения Lr. к, м3/м3 0,5 2,0 3,5 3,0 5,0 4,5
39
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение габл 26
Показатель Окись углерода Метан Этан Этилен Пропан Пропи- пен
Объем влажных продук- тов сгорания при а = = 1, м3/м3.
со2 1,0 1,о 2,0 2,0 3,0 1,0
Н2О — 2,0 3,0 2,0 4,0 3,0
N2 1,88 7,52 13,16 11,28 18,8 16,92
Всего Скрытая теплота испа- рения при 101,3 кПа: 2,88 10,52 18,16 15,28 25,8 22,92
кДж/кг — 512,4 487,2 483,0 428,4 441,0
кДж/л — — 230,2 221,8 220,1 241,1
Объем паров с 1 кг сжиженных газов при нормальных условиях, — — 0,745 0,8 0,51 0,52
Объем паров с 1 л сжиженных газов при нормальных условиях, м3 — — 0,31 0,34 0,269 0,287
Динамическая вязкость ц, 107 Н с/м2 Динамическая вязкость жидкой фазы ц, 106НХ X с/м2 166,04 102,99 84,57 94,31 73,58 74,97
— 66,64 162,7 — 135,2 —
Кинематическая вяз- кость v, 106 м2/с Растворимость газа в во- де при 0 °C и давлении 101,3 кПа, см3/см3 13,55 14,71 6,45 7,548 3,82 4,11
0,035 0,056 0,099 0,226 — 0,5
Температура воспламе- 610— 545— 530— 510— 504— 455—
нения /пс, °C 658 800 694 543 588 550
Жаропроизводительность / °C ‘ж, Пределы воспламенения при содержании горю- чих газов в смеси с воз- духом при 0 °C и дав- лении 101,3 кПа, °C: 2370 2045 2100 2285 2110 2220
нижний 12,5 5,0 3,0 3,0 2,0 2,0
верхний 74,0 15,0 12,5 32,0 9,5 11,0
Смесь с максимальной скоростью распростра- нения пламени, об. % 45,0 9,8 6,53 7,2 4,71 —
Максимальная скорость распространения пла- мени в трубе диаметром 25,4 мм осм, м/с 1,25 0,67 0,856 1,415 0,821
Коэффициент теплопро- водности газа при 0 °C и давлении 101,3 кПа Хп, Вт//(м-К) 0,0233 0,032 0,019 0,0164 0,0152
40
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.6
Показатель Окись углерода Метан Этан Этилен Пропан Пропи- лен
Коэффициент теплопере- — 0,306 0,1891 — 0,1264 —
дачи жидких компо- нентов при 0 °C и дав- лении 101,3 кПа 1ж, Вт/(м-К) Отношение объема газа 580 403 450 290 318
к объему жидкости при /кип и давлении 101,3 кПа Октановое число — ПО 125 100 125 115
Продолжение табл. 2.6
Показатель н Б утаи Изобутан н Бутилен Изобути- лен //-Пентан
Химическая формула СДДо CiHjo ctH8 с4н8 С5Н12
Молекулярная масса М, кг/кмоль 58,124 58,124 56,108 56,104 72,146
Молекулярный объем Ум, м3/кмоль 21,50 21,743 22,442 22,442 20,87
Плотность газовой фазы при 0 °C и 101,3 кПа рП), кг/м3 Плотность газовой фазы при 20 °C и 101,3 кПа р„ , кг/м3 2,7023 2,685 2,55 2,5022 3,457
2,519 2,486 2,329 2,329 3,221
Плотность жидкой фазы при 0 °C и 101,3 кПа рж , кг/м3 0,601 0,582 0,646 0,646 0,6455
Относительная плотность газа dn 2,0905 2,0634 1,9336 1,9336 2,6736
Удельная газовая посто- янная R, Дж/(кг-К) 140,3 140,3 145,33 145,33 113,014
Температура кипения при давлении 101,3 кПа / °C ‘кип, Температура плавления при давлении 101,3 кПа /пл, °C —0,5 — 11,73 —6,9 3,72 36,07
—138,3 —193,6 —140,4 —138,9 — 129,7
Температура критиче- ская /кр, °C Давление критическое Ркр, МПа Теплота плавления фпл, кДж/кг 152,01 134,98 144,4 155,0 196,6
3,747 3,60 3,945 4,10 3,331
80,2 78,54 75,6 75,6 116,8
Низшая теплота сгора- ния МДж/кг 47,33 47,21 45,45 45,45 45,38
41
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.6
Показатель н-Бутан Изобутан н-Бутилен Изобути- лен н Пентан
Низшая теплота сгора- ния МДж/м3 118,53 118,23 113,83 113,83 146,18
Высшая теплота сгора- ния фР”, МДж/м3 128,5 128,28 121,4 121,4 158,00
Низшая теплота сгора- ния жидкой фазы Q" , , ж МДж/м3 28,14 28,14 28,7 28,7 30,14
Число Воббе низшее Wo^ 82,31 86,43 81,94 81,94 86,56
Число Воббе высшее Wob 89,18 93,53 87,64 87,64 93,73
Теплоемкость газа при 0 °C и постоянном дав- лении ср, кДж/(кг-°С) Теплоемкость газа при 0 °C и постоянном объ- еме су, кДж/(кг-°С) 1,596 1,5960 1,4868 1,6044 1,6002
1,4574 1,4574 1,3398 1,445 1,424
Теплоемкость жидкой фазы при 0 °C и 101,3 кПа сж, кДж/(кг-°С) 2,239 2,239 2,668
Показатель адиабаты при 0 °C и 101,3 кПа, К 1,095 1,095 1,11 1,Н 1,124
Теоретически необходи- мое количество воз- духа для горения LT в, м3/м3 30,94 30,94 28,56 28,56 38,08
Теоретически необходи- мое количество кис- лорода для горения I т к, М3/м3 Объем влажных продук- тов сгорания при а = = 1, м3/м3: 6,5 6,5 6,0 6,0 8,0
со2 4,0 4,0 4,0 4,0 5,0
н2о 5,0 5,0 4,0 4,0 6,0
N2 24,44 24,44 20,68 20,68 30,08
Всего Скрытая теплота испа- рения при 101,3 кПа: 33,44 33,44 28,68 28,68 41,08
кДж/кг 390,6 382,2 411,6 399,0 361,2
кДж/л 229,7 215,0 255,4 239,4 —
Объем паров с 1 кг сжи- женных газов при нор- мальных условиях, м3 0,386 0,386 0,4 0,4 0,312
Объем паров с 1 л сжи- женных газов при нор- мальных условиях, м3 0,235 0,229 0,254 0,254 0,198
42
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 2.6
Показатель н-Бутан Изобутан н-Бут илен Изоб> ти- лен н-Пентан
Динамическая вязкость 107 Н-с/м2 62,92 73,89 76,24 79,97 69,9
Динамическая вязкость жидкой фазы р, 106НХ X с/м2 210,8 188,1 — — 284,2
Кинематическая вяз- кость v, 106 м2/с 2,55 2,86 3,12 3,18 2,18
Растворимость газа в во- де при 0 °C и давлении 101,3 кПа, см3/см3 — — — — —
Температура воспламе- нения /вс, °C 430—569 490—570 440—500 400—440 284—510
Харопроизводительность /ж, °C Пределы воспламенения при содержании горю- чих газов в смеси с воз- духом при 0 °C и давле- нии 101,3 кПа, °C: 2120 2120 2200 2200 2180
нижний 1,7 1,7 1,7 1,7 1,35
верхний 8,5 8,5 9,0 8,9 8,0
Смесь с максимальной скоростью распростра- нения пламени, об. % 3,66 3,66 — —— 2,9
Максимальная скорость распространения пла- мени в трубе диаме- тром 25,4 мм осм, м/с 0,826 0,826 — 0,82
Коэффициент теплопро- водности газа при 0 °C и давлении 101,3 кПа Хп, Вт/(м-К) 0,0133 0,0135 0,043
Коэффициент теплопере- дачи жидких компо- нентов при 0 °C и дав- лении 101,3 кПа Хж, Вт/(м-К) 0,1322 0,1276 0,136
Отношение объема газа к объему жидкости при ^ип и давлении 101,3 кПа 222 222 258 258 198
Октановое число 91 99 80 87 64
Плотность газов обычно указывают при нормальных условиях
(табл. 2 6). Если температура или давление отличаются от нор-
мальных, то
р = р0 • 273 (рб + р)/[(273 + 0-101,3] = 2,695р0р/7\
5. ВЯЗКОСТЬ
Вязкость, или внутреннее трение,— это
способность газов или жидкостей оказывать сопротивление
скольжению или сдвигу, возникающее при перемещении двух
43
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
смежных слоев газа или жидкости. Вязкость обусловливается си-
лами сцепления между отдельными молекулами вещества. Как
в жидкостях, так и в газах вязкость различают динамическую ц
(коэффициент внутреннего трения) и кинематическую у. Вязкость
газовых смесей не подчиняется простому правилу смешения, осо-
бенно при высоком содержании углеводородов, и может быть оп-
ределена с достаточной точностью только экспериментально.
Динамическая вязкость смеси определяется при рабочей температуре и ат-
мосферном давлении по формуле
Рем — 1МолР1 УМ] -р УУгмолЩУМ2 -|- . . . + __
4“ Nп МОлРп У^п)/(Л^1молУ^1 Н ^2молУм2~{- . . . +А^ммолУ^п)>
где ЛД АД ..., Nn мол — молекулярная концентрация компонентов смеси; р.1,
|12, ..., Цп—динамическая вязкость каждого компонента смеси; Mi, М2, ...,
Мп — молекулярная масса каждого компонента.
Кинематическая вязкость определяется по формуле v = p./p.
Соотношения единиц динамической и кинематической вязкости
приведены в табл. 2.7 и 2.8.
Таблица 2.7
Соотношения единиц динамической вязкости
Единица Числовое значение единицы
кге с/м" к те ч/м-’ Па с Пуаз (П)
кгс-с/м2 кге-ч/м2 Па • с дин - с/см2 1,0 3600 0,10197 0,010197 2,778-10—4 1,0 2,8325-105 2,8325-10-6 9,80665 0,35304-105 1,0 0,1 98,066 0,35304-1О6 10 1,0
Таблица 2.8
Соотношения единиц кинематической вязкости
Единица Числовое значение единицы
м"/с м /ч см2/с
м2/с 1,0 3600 104
м2/ч 2,7778-10-4 1,0 2,7778
см2/с ю-4 0,36 1,0
Подробная методика расчета динамической и кинематической
вязкости смесей газов и также определения требуемых исходных
величин приведены в «Правилах измерения расхода газов и жид-
костей стандартными сужающими устройствами РД 50—213—80»
Государственного комитета СССР по стандартам.
44
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
6. ЗАКОНЫ ИДЕАЛЬНОГО ГАЗА
Закон Бойля—Мариотга. Зависимость
объема газа от его давления характеризуется законом Бойля—•
Мариотта: для данной массы газа во сколько раз уменьшается
объем, во столько же раз увеличивается давление. Произведение
давления данной массы газа на его объем при постоянной темпе-
ратуре есть величина постоянная:
PiVi p2V2 = const при /=-const,
где Pi, р2 — абсолютные давления газа; V], V2— объем газа при
давлении р\ и р2.
Следовательно, если какой-либо газ сжать, т. е. уменьшить его
объем, например, в 8 раз, то давление его увеличится тоже в 8 раз,
если температура сохранится без изменения.
Закон Гей-Люссака. При нагревании тела расширяются, т. о.
увеличивают свой объем. Соотношение между объемом, занимае-
мым газом, и температурой при переходе данной массы из одного
состояния в другое при условии сохранения неизменным давления
его имеет вид
Vz = V0(l + a/)^V0(14 //273,15).
Соответственно соотношение между давлениями газа при по-
стоянном объеме
Pt = Ро (1 + «0 = Ро (1 + //273,15),
где Vt — объем газа при температуре t, м3; Vo — объем газа при
О °C, м3; pt — абсолютное давление газа при температуре /; р0 —
абсолютное давление газа при О °C; а — термический коэффи-
циент объемного расширения идеального газа, численно равный
коэффициенту изменения давления:
а = 1/273,15 = 0,00366.
Из вышеприведенных формул после введения значения а и за-
мены температуры в градусах Цельсия абсолютной температурой
следует:
Vi/V^ = T\IT2\ рРР2 1\1Т2,
т. е. при постоянном давлении объем газа и при постоянном
объеме давление газа прямо пропорциональны абсолютной темпе-
ратуре.
Сопоставление приведенных зависимостей по законам Бойля—
Мариотта и Гей-Люссака дает уравнения, связывающие объем и
плотность с температурой и давлением:
Vi = V 2 (РгТ^р^,
Vi = V2 (p271i)/(pi712);
Pi — P2 (PiT 2)/(P2T1) •
45
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Этими уравнениями в расчетах приходится пользоваться для
определения объемов и плотностей в зависимости от давления и
температуры.
Руководствуясь вышеприведенными уравнениями, легко по-
строить уравнения для приведения газов к нормальным или стан-
дартным условиям и обратно. Приведение газа к нормальным ус-
ловиям при р= 101,3 кПа и t = Q °C (7 = 273,15 К) и от нормаль-
ных условий к данным условиям производится по уравнениям:
VH = 2,6965V (р/Т); р„ = 0,3708р (Т/р),
V - 0,3708Vh (Т/р); р - 2,6965ря (р/Т).
Приведение газа к стандартным условиям при р= 101,3 кПа и
t = 20 °C (7 = 293,15 К) и обратно производится по уравнениям:
Уст = 2,894V (р/Т)-, рст = 0,3455р (Т/р);
V = 0,3455Уст (Т/р); р = 2,894рст (р/Т),
где Ун — объем газа при р= 101,3 кПа и 7 = 273,15 К, м3; рн —
плотность газа при р= 101,3 кПа и 7 = 273,15 К, кг/м3; У — объем
газа при давлении р, кПа, и температуре 7, К, м3; р — плотность
газа при давлении р, кПа, и температуре 7, К, кг/м3; Уст — объем
газа при р= 101,3 кПа и 7 = 293,15 К, м3; рст — плотность газа при
р= 101,3 кПа и 7 = 293,15 К, кг/м3.
Закон Авогадро формулируется следующим образом: различ-
ные газы, занимающие одинаковые объемы при равных условиях
(одинаковые давление и температура), содержат одинаковое чи-
сло молекул. Это число для одной грамм-молекулы (1 моль) лю-
бого газа составляет около А = 6,064 • 102,3 и называется числом
Авогадро. Отсюда следует, что массы различных газов, занимаю-
щие одинаковый объем при равных условиях, относятся между со-
бой как их молекулярные массы. Приближенно средний объем
1 моль углеводородных газов, входящих в составы сжиженных га-
зов, равен 22 л и соответственно объем 1 кмоль — 22 м3. Для
двухатомных газов и метана значение этой величины приближенно
равно 22,4 м3.
Закон Авогадро позволяет определять плотность любого газа
при нормальных условиях по его молекулярной массе:
Р = М/Ум
и относительную плотность газа по отношению к воздуху:
d = Л4/(1,293УМ),
где р — плотность данного газа, кг/м3; Л4 — молекулярная масса
газа, кг; Ум — молекулярный объем газа, м3/кмоль; d — относи-
тельная плотность по отношению к воздуху — безразмерная вели-
чина; 1,293 — плотность воздуха, кг/м3.
Основные значения молекулярных масс, молекулярных объемов
и плотностей газов приведены в табл. 2.6. Следствием закона Аво-
гадро являются соотношения pi/p2 = Л41/Л42; V2/V1 — ЛД/ЛУ или
46
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
y1j\4l = V2^2= Ум, т. е. произведение удельного объема на молеку-
лярную массу есть величина постоянная, равная молекулярному
объему.
Уравнение состояния идеального газа. Газовая постоянная.
Объединив законы Бойля—Мариотта и Гей-Люссака, получим
уравнение Клапейрона, согласно которому для данной массы газа
произведение давления на объем, деленное на абсолютную тем-
пературу, есть величина постоянная, не зависящая от состояния,
в котором находится газ:
pv!T = const = R,
где р— давление газа; v— удельный объем газа; Т — абсолютная
температура; R— газовая постоянная.
Газовая постоянная означает работу изменения объема, совер-
шаемую 1 кг идеального газа в изобарическом процессе при из-
менении температуры на 1 °C (1 К).
Единицы газовой постоянной: кг • м/(кг • °C); ккал/(кг • °C);
Дж/(кг-К). 1 Дж/(кг-К) =0,238846 кал/(кг• °C) =0,10197 кгХ
Хм/(кг-°С). Вышеприведенное уравнение относится к 1 кг газа.
Так как удельный объем v=V/G, то для произвольного коли-
чества газа вышеприведенное уравнение примет вид pV=GRT.
Если данное соотношение относить не к произвольному объему
газа, а к 1 кмоль Ум, то в соответствии с законом Авогадро эта по-
стоянная имеет одно и то же значение для всех газов и называ-
ется универсальной газовой постоянной: pVM = MRT. Так как
Ум = пМ, то pvM = MRT.
Последние уравнения, отображающие параметры состояния
любого моля газа, носят название уравнений Менделеева.
Числовое значение и единица универсальной газовой постоян-
ной зависят от того, в каких единицах выражены давление и
объем газа. При р=10 330 кгс/м2, VM = 22,0 м3/кмоль и Т —
= 273,15 К значение газовой постоянной для 1 кмоль MR =
= 831,96 кгс • м/(кмоль • °C) =8153,21 Дж/(кмоль • К). Для двух-
атомных газов и метана это значение равно 847,1 (кгс • м)/(кмоль •
•°C) =8301,6 Дж/(кмоль • К).
По универсальной газовой постоянной и молекулярной массе
определяется удельная газовая постоянная любого углеводород-
ного газа, входящего в составы сжиженных газов, по формуле,
Дж/(кмоль - К),
R =-8153,21/44.
Значения удельной газовой постоянной для разных газов при-
ведены в табл. 2.6.
7. СМЕСИ ГАЗОВ
Смесь идеальных газов, не вступающих
между собой в химические соединения, ведет себя, как идеальный
газ, и подчиняется уравнению состояния
pV^GRT.
47
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Каждый идеальный газ, входящий в смесь, ведет себя так, как
если бы в смеси не было других газов, распространяется по всему
объему смеси и следует своему уравнению состояния.
Смесь газов подчиняется закону Дальтона, согласно которому
общее давление смеси равно сумме давлений отдельных газов, об-
разующих смесь, т. е. сумме парциальных давлений (парциальным
называется давление, которое имеет каждый газ в объеме смеси
и при температуре смеси):
Р — Pi-\-Рп-
При этом парциальное давление каждого компонента равно
общему давлению, умноженному на объемное (молярное) содер-
жание данного компонента в смеси: Рг = УгР-
Аналогично закону Дальтона Амага предложил закон аддитив-
ности парциальных объемов, согласно которому общий объем га-
зовой смеси равен сумме парциальных объемов компонентов смеси
(под парциальным объемом компонента идеальной газовой смеси
понимается объем, который занимал бы данный компонент при
отсутствии остальных, находясь в таком же количестве, под тем
же давлением и при той же температуре, что и в смеси):
V-V14 У2+ . . . +У„.
Парциальный объем каждого компонента газовой смеси равен
общему объему, умноженному на молярную (объемную) концент-
рацию его в смеси:
Vi^yiV.
Соотношения между количествами отдельных газов, входящих
в смесь, могут задаваться объемным или массовым составом. Объ-
емный состав газовых смесей является одновременно и молярным
составом, так как объем 1 кмоль углеводородного газа есть вели-
чина постоянная, равная примерно 22,0 м3.
Задание газовой смеси объемными долями. Объемной долей называется от-
ношение парциального объема отдельного газа, входящего в смесь, к общему
объему смеси:
Г1/7 = й; VJV=yt, V„/V = y„,
где Vi, V2, ..., Vn — объемы отдельных газов; V — общий объем смеси газов;
yi, У2, ..., уп — объемные доли компонентов, входящих в смесь
Так как объем смеси равен сумме объемов газов, входящих в смесь,
п
ViH-VaH- • • • Ч-Vn — V, или V = t,
1
ТО У1 + У2 + . . + уп = 1.
Задание смеси молярными долями (числом киломолей) тождественно зада-
нию объемными долями:
МУМ = VJV = УГ, М21М = VJV = г/2;
Мп1М = Vn/V = Уп>
где Mi, Мг, ..., Мп — число киломолей отдельных газов, входящих в смесь;
М — общее число киломолей смеси.
48
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Задание газовой смеси массовыми долями. Массовой долей называется от-
ношение массы отдельного газа, входящего в смесь, к общей массе смеси:
GJG = gi, G2/G - g2, Gn/G = gn,
где Gi, G2, .. , Gn — массы отдельных газов, образующих смесь; gi, g2, ..gn —
массовые доли отдельных газов, входящих в смесь. Если
Gi + С2 • • • 4- Gn = G, или G — Gi,
1
то ^1 + ^2+ • • • +gn=l-
Пересчет состава газовой смеси. Пересчет объемного (моляр-
ного) состава газа в массовый производится следующим образом.
Объемный состав газа, выраженный в процентах, принимают за
100 кмоль. В этом случае процентное количество каждого компо-
нента будет выражать и число его киломолей. Число киломолей
каждого компонента умножают на его молекулярную массу, по-
лучая массу каждого газа, входящего в смесь. Затем складывают
массы компонентов и массу каждого компонента делят на их об-
щую массу. Частные от деления дают массовые концентрации
каждого газа, составляющие массовый состав смеси. Порядок та-
кого пересчета приведен в табл. 2.9.
Таблица 2.9
Пересчет объемного (молярного) состава смеси в массовый
Номер компонента, входящего в смесь Объемный (молярный) состав, % Молекуляр- ная масса компонента Масса компонента, кг Массовый состав в долях единицы
1 2 3 У1 У% Уз т1 т2 т3 У1™1 = У2.т2 = д2 у3т3 — g3 ёг/^ ё1 1 п ёъ/^ gi 1 п Si 1
п Уп тп Уптп — ёп ёп/^ gi
Итого . . 100 1 1,0
Пересчет массового, выраженного в процентах, состава газа
в объемный (молярный) производится следующим образом. При-
нимают, что смеси взято 100 кг. Делят массовую часть каждого
компонента на его молекулярную массу, получая число киломолей
каждого компонента в смеси. Затем складывают полученное число
49
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
киломолей компонентов и получают общее число киломолей по
взятой для пересчета смеси. Делением числа киломолей каждого
компонента на их общее число получают объемные доли каждого
компонента. Порядок такого пересчета приведен в табл. 2.10.
Таблица 2.10
Пересчет массового состава газа в объемный (молярный) состав
Номер компонента, входящего в смесь Массовый состав, % Молекуляр- ная масса компонента Число киломолей Объемный (молярный) состав в долях единицы
1 §1 тх = Мт МУЕ Mt — yi
2 §2 т2 g2/m2 = М2 М2/^ Mt — у2
3 g3 т3 g3hn3 — М3 М3/£ Mt = у3
И gtl тп gn/mn = Мп MnrLMt= Уп
Итого . . 100 1,0
Средние характеристики смеси газов. Для характеристики сме-
шанных газов, представляющих собой смеси однородных газов, не-
обходимо знать среднюю молекулярную массу смеси, среднюю
плотность и среднюю газовую постоянную.
Для состава газа, выраженного в объемных (молярных) про-
центах, средняя, или кажущаяся, молекулярная масса смеси опре-
деляется по формуле, кг/кмоль,
tУ?ЛЧ+ . . . -hz/nm„)/100,
где у\, у2, ..уп — объемное (молярное) содержание каждого ком-
понента в смеси, %; т\, т2, ..., тп— молекулярные массы ком-
понентов, входящих в смесь, кг/кмоль
При выражении объемного состава газа в долях единицы сред-
няя молекулярная масса смеси, кг/кмоль,
Мем //i^i+ #2т2+ • • • + уптп, или сокращенно
1
где У], у2, ..., уп — объемное (молярное) содержание каждого
компонента в смеси в долях единицы.
Для состава газа, выраженного в массовых процентах, средняя
молекулярная масса смеси определяется по формуле, кг/моль,
Л4СМ lOO/tei/Wi I- • • • 1
п
или сокращенно Мсм = 100/ £ (gjm,),
1
где gi, g2, ..gn — массовые процентные или соответственно
50
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
дольные содержания каждого компонента в смеси; тх, ttl2, .. ,
/Ип — молекулярные массы компонентов, входящих в смесь,
кг/кмоль
Средняя плотность смеси, кг/м3, определяется по средней мо
лекулярной массе и среднему молекулярному объему: рсм =
= А1см/Ум См*
Средняя относительная плотность по отношению к воздуху
dCM = Мем/(Ум см* 1,293), где Л4СМ — средняя молекулярная масса
смеси, кг/кмоль; Ум См — средний молекулярный объем, м3/кмоль,
1,293 — плотность воздуха, кг/м3
Средний молекулярный объем смеси определяется по фор-
муле, м3,
Ум см = У1У Ml + У?У м2 + • • • + У nV мп
Для приближенных расчетов средний молекулярный объем углеводородных
газов п их смесей может приниматься равным 22 м3/кмоль При известных плот-
ностях компонентов средняя плотность смеси подсчитывается по формулам, ана-
логичным для определения средней молекулярной массы Например, при задании
объемного (мопярного) состава в долях единицы средняя тотность смеси газов
определяется по формуле, кг/м3,
Рем = #1Р1 + #2Р2 4 • • • ~РУпРп,
где z/i, z/2, , уп — объемное (молярное) содержание каждого компонента
в смеси в долях единицы, pi, рг, , рп — плотность компонентов, входящих
в смесь, кг/м3
Газовая постоянная смеси углеводородов при задании состава массовыми
долями определяется по формуле, Дж/(кмоль К),
^см — ^1^1 ~Ь ~Ь • • ~Ь gnRn — 8153,21(^1714! -f- gj М2 Д- . . .
п
• • •+gn/Mn)- 8153,21
1
где gi, g2, , gn — массовое содержание каждого компонента в смеси в долях
единицы, /?i, R2, , Rn— удельные газовые постоянные компонентов,
Дж/(кмоль К), All, AI2, , Мп — молекулярные массы компонентов, входящих
в смесь, кг/кмоль, 8153,21—универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль К)
При задании смеси объемными долями 1азовая постоянная, Дж/(кмоль К),
/?см = 8153,21/(£ЛДгл),
1
где У1, уг, , уп — объемное содержание каждого компонента смеси в долях
единицы
8. СМЕСИ ЖИДКОСТЕЙ
Все сжиженные углеводородные газы
(жидкости) взаимно растворяются друг в друге, поэтому к ним
при невысоких давлениях с достаточной для практики точностью
применим закон Рауля В соответствии с этим законом парциаль-
ное давление пара каждого компонента жидкой смеси равно уп-
ругости паров его в чистом виде при данной температуре, умно-
женной на молярную долю данного компонента в жидкой фазе
pi =Xip\
51
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Суммарное давление (упругость) паров равно сумме парци-
альных давлений компонентов, входящих в смесь
где рг — парциальное давление паров компонента i в смеси; рг' —
упругость паров чистого компонента i; хг — молярная доля ком-
понента i в жидкой смеси
Жидкие смеси могут выражаться массовым, объемным и молярным соста
вом Пересчет массового состава жидкой смеси в молярный и мо 1ярною в мае
совый производится так же, как и для газовой смеси Пересчет массовою со-
става в объемный производится через плотности жидких компонентов, выражен
ных в килограммах на литры Массу каждого компонента делят на его плот-
ность и получают объем каждого компонента, входящего в смесь, в литрах
Затем делением объема каждого компонента на общий объем смеси получают
объемные концентрации каждого компонента в долях единицы Порядок такого
пересчета приведен в табл 2 11
Таблица 211
Пересчет массового состава жидкой смеси в объемный
Номер компонента, входящего в смесь Массовый состав жид кости, % Плотность компонента, кг/л Объем каждого компонента, л Объемный состав, в долях единицы
1 £1 Р1 £i/Pi = Vi Vi/S Vt
2 g2 Р2 g2/p2 = v2 V2/S Vt
3 ёз Рз £з/Рз = Гз V3/2 Vt
п ёп Рп ёп/Рп — V п Vn/Z Vt
Итого . . 100,0 S Vi l,o
Пересчет объемного состава жидкой смеси в массовый производится в об-
ратном порядке Обьем каждого компонента множат на его плотность и полу-
чают массу компонента в килограммах Затем делят массу каждого компонента
на их общую массу и получают массовую концентрацию компонента в долях
единицы
Пересчет объемного состава жидкой смеси в молярный и молярного состава
в объемный производится через массовый состав, который затем пересчитыва-
ется в молярный или объемный
Средняя молекулярная масса жидкой смеси по данному массовому составу
подсчитывается так же, как и для газа, т е по приведенным выше формулам
Средняя плотность жидкой смеси по данному массовому составу определя-
ется по формулам, кг/л. при выражении массового состава смеси в процентах
Рем — + £г/рг + • • • ёп/РпУ
при выражении массового состава в долях единицы
Рем = 1>0 (gi'pi + ёг/Рг + • • • Жё/ЙРп).
где gi, g2, ..gn — массовое процентное или соответственно дольное содержа-
ние каждого компонента в смеси, pi, рг, , рп — плотности отдельных компо-
нентов, входящих в смесь, кг/л
52
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Средняя молекулярная масса, кг/кмоль, и средняя Плотность жидкой смеси
данной в объемном составе, кг/л, определяются по формулам
Мсм = (viPi Х-Р2 4“ vnPn)/(xiPiM4i 4- х^2/М2 Ц- 4- V/tPn/iVf„),
Рем — Х1Р1 4- Х2р2 4- • + XtlPn>
где Xi, Х2, , хп •—объемные концентрации компонентов в долях единицы,
Mi, М2, , Мп — молекулярные массы компонентов, входящих в смесь,
кг/кмоль
Средняя молекулярная масса жидкой смеси, данной в молекулярном со
ставе кг/кмоль
Мем !/iMi 4- у2М2 4- . . . 4- упмп,
где t/i, у2, , уп — молярные концентрации компонентов, входящих в жидкою
смесь
9. ОБЪЕМ ГАЗОВ ПРИ ИСПАРЕНИИ ЖИДКОСТИ
Объем газа V, получающегося при испа
рении сжиженных углеводородных газов, может быть определен
по формуле, м3,
V=GVJM,
где G — масса сжиженного углеводорода, кг; М — молекулярная
масса углеводорода, кмоль; Ум — молекулярный объем углеводо-
рода, м3/моль
Для приближенного подсчета объема получающихся углеводо-
родных газов, входящих в составы сжиженных газов, Ум может
быть принят равным 22,0 м3/кмоль
Объем газов, получающихся из смесей жидких углеводородов,
может быть определен по следующим формулам, м3.
для смеси, данной в массовом составе,
Vcm = GM1cm = [G/(giMf14-g2/M24- • • • + gJMn)\Им,
для смеси, данной в молекулярном составе,
Исм = СШсм- [G/(r1/M1Hr2/M2+ . . . 4-гЛЖ;
для смеси, данной в составе,
Исм = С/Жм= {G/[(%ipi + *2p2+ • • • хл4Рп)/(*1р1/М1 +
4-х2р2/Л424~ • • • +-Vnprt/Af„)]} Им,
где G — масса жидкой смеси, кг, VM—средний молекулярный
объем смеси, м3; g\, g2, . , gn — массовые концентрации компо-
нентов в долях единицы; Мх, М2, , Мп — молекулярные массы
компонентов, входящих в смесь, кг/кмоль; ц, г2, . , гп — моляр-
ные концентрации компонентов в долях единицы; xlt х2, , хп—
объемные концентрации компонентов в долях единицы, рх, р2, . ,
рп — плотности компонентов, входящих в смесь, кг/л
10. КРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗОВ
Критическая температура и давление.
Газы могут быть превращены в жидкое состояние при сжатии,
если температура при этом не превышает определенного значения,
53
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
характерного для каждого однородного газа. Температура, вь!ше
которой данный газ не может быть сжижен никаким повышением
давления, называется критической температурой данного газа.
Давление, необходимое для сжижения газа при этой критической
температуре, называется критическим давлением. Давление, необ-
ходимое для сжижения газа, уменьшается тем больше, чем меньше
его температура относительно кришческой.
Объем газа, соответствующий критической температуре, назы-
вается критическим объемом, а состояние газа, отвечающее кри-
тической температуре, критическому давлению и критическому
объему — критическим состоянием газа. При критическом состоя-
нии плотность пара над жидкостью становится равной плотности
жидкости. Критические температуры и давления для газов при-
ведены в табл. 2 6.
Приведенные критические параметры и закон соответственных
состояний. Отношения параметров газа р, Т и V, характеризую-
щих его данное состояние, к их критическим значениям носят на-
звание приведенных или приведенных критических параметров.
Под приведенной температурой понимается отношение абсо-
лютной температуры газа к его критической температуре: Гпр =
= Т’/Т’кр.
Приведенным давлением называется отношение абсолютного
давления газа к его абсолютному критическому давлению: рпр =
— Р/Ркр-
Выражая параметры газа в безразмерных приведенных вели-
чинах, можно установить, что для газов существует общее уравне-
ние состояния, лишенное величин, характеризующих данный газ:
f(рпр, Тщ>, Кпр) =0.
Состояние, отвечающее этому условию, носит название закона
соответственных состояний. Согласно этому закону, два газа бу-
дут иметь один и тот же приведенный объем, если у них равны
приведенные давления и температуры, т. е. газы в таких условиях
должны обладать одинаковыми физическими свойствами
Значение закона соответственных состояний заключается в том,
что он позволяет с достаточной для практики точностью опреде-
лять коэффициенты сжимаемости данных газов и другие пара-
метры по графикам для других газов, построенным в приведенных
параметрах.
11. ОТКЛОНЕНИЕ РЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ
ОТ ИДЕАЛЬНОГО ГАЗА
Законы газового состояния справедливы
только для идеального газа. Следовательно, в технических
расчетах, связанных с реальными углеводородными газами, за-
коны для идеального газа применяют только в пределах давления
цо 0,2—1,0 МПа (в зависимости от вида газа) и при температу-
рах, превышающих 0 °C. При более высоких давлениях или более
низких температурах либо применяют уравнения, учитывающие
54
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
объем, занимаемый молекулами, и силы взаимодействия между
ними, либо вводят в уравнения для идеального газа опытные по-
правочные коэффициенты — коэффициенты сжимаемости газа
Из множества уравнений газового состояния реальных газов
наибольшее распространение получило уравнение Ван-дер-Ваальса
(p + a/V2) (V—b) = RT
или для 1 моль газа (p + a/V2) (VM—b)=MRT, где а и b — кон-
станты, характерные для каждого газа. Величина a/V2 учитывает
силы межмолекулярного взаимодействия, возрастающие с повы-
шением давления до его определенного предела. Величина b учи-
тывает собственный объем, занимаемый молекулами газа
Уравнение Ван-дер-Ваальса дает результаты, совпадающие
с практическими данными для газов с малой плотностью в широ-
ких диапазонах давлений и температур. Применение указанного
уравнения к тяжелым углеводородам типа пропана, пропилена,
«-бутана, бутилена и других может привести к ошибкам, дости-
гающим 2—10 % в зависимости от давлений и температур, при
которых находится газ.
Учитывая изложенное, а также неудобство пользования этим
уравнением в практических расчетах, применяют уравнения для
идеального газа с введением в них экспериментально определен-
ных поправок на сжимаемость При введении таких поправок
приведенные ранее уравнения принимают вид V = 0,3708 VH(T/p)k
и р = 2,6965 рн (р/Т) (1/6) и pV=RTk, где k — коэффициент сжи-
маемости— безразмерная величина; индекс «н» говорит о нор-
мальных условиях, т е 0°С и 101,3 кПа.
Так как экспериментальных данных по сжимаемости углеводо-
родных газов недостаточно, то коэффициенты сжимаемости обычно
определяются по графикам (рис 2 1), построенным по приведен-
ным температурам и приведенным давлениям
Для смесей газов пользуются среднекритическими парамет-
рами, определенными по составу газа
Рср. кр = 2гtpi кр;
ТСр кр — 2гJi кр»
где г? — молярная (объемная) доля компонентов, входящих
в смесь; рг кр и Тг кр— критические давления и температуры от-
дельных компонентов
Пример Определить плотность и удельный объем смешанного газа, состоя-
щего из 4 % этана, 60 % пропана, 15 % пропилена, 12 % н бутана и 9 % н бути-
пена по объему при /7=1,0 МПа и ^ = 20 °C
Решение Ппогносп, смешанною газа при /7—101 ’> кПа и t 0 °C но
данным табл 2 6
рсмо - 0,04 1,356 4- 0,6 2,00 4- 0,15 1,915 4-0,12 2,702 4-
4- 0,09 2,55 =- 2,097 кг/м3
55
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сл
Приведенное давление рпр
Приведенное давление рпр
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 2 1 Коэффициенты сжимаемости газов в зависимости от приведенных температур и давлений
рпр а — не свыше 1 б — до 5 6
Критические параметры по табл. 2 6:
Ркр) МПа (абс.)
Этан 4,82
Пропан 4,21
Пропилен 4,54
н-Бутан 3,747
н-Бутилен 3,945
Т’кр- К
32,3 4- 273,15 = 305,45
96,84 4- 273,15 = 369,99
91,9 4- 273,15 = 365,05
152,01 4- 273,15 = 427,16
144,4 4- 273,15 = 417,55
Среднекритические
параметры смеси определяются по формулам:
/7ск.кр = 0,04-4,82 4- 0,6-4,21 4-0,15-4,54 4-
4- 0,12-3,747 4- 0,09-3,945 = 4,3225 МПа (абс.);
Тср. кР = 0,04-305,45 4- 0,6-370 4- 0,15-365,05 4-
4- 0,12-427,164- 0,09-417,55 = 377,82 К-
Приведенное давление рпр = р/Рср. пр = 1,1 : 4,3225 = 0,2545.
Приведенная температура ТПр = Т/ТСр. Пр= (204-273,15) : 377,82=0,7759.
Плотность смеси газа р = 2,6965 рем(р/Т) (1/Лг), где & = 0,75, и тогда р =
= 2,6965-2,097(1 : 283,15) (1 : 0,75) =26,63 кг/м3.
Удельный объем иСм = 1 : 26,63 = 0,03755 м3/кг.
12. УПРУГОСТЬ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
Упругостью насыщенных паров жидкости
называется давление, при котором жидкость находится в равно-
весном состоянии при данной температуре со своим паром.
При использовании сжиженных углеводородных газов прихо-
дится иметь дело с двухфазной системой жидкость — пар. При
этом пары сжиженных газов находятся в насыщенном состоянии
только в том случае, если имеется свободная поверхность жидко-
сти данного вещества в замкнутом пространстве, т. е. когда суще-
ствует одновременно две фазы — жидкая и паровая. Эта двух-
фазная система может существовать лишь при температуре, кото-
рой будет отвечать определенная упругость насыщенных паров, и
наоборот, при заданной упругости насыщенного пара система
жидкость — пар может существовать только при определенной
температуре. Таким образом, каждой температуре отвечает опре-
деленное давление. Следовательно, при двухфазной системе
в условиях равновесия не происходит ни конденсация паров,
ни испарения жидкости. Если поддерживать постоянную темпе-
ратуру и сжимать пар, находящийся над жидкостью, то происхо-
дит конденсация пара. Наоборот, если увеличивать объем, зани-
маемый паром, то продолжается испарение жидкости.
Каждой жидкости при определенной температуре соответст-
вует определенная упругость паров, возрастающая с ростом тем-
пературы. Если изобразить эту зависимость графически и соеди-
нить точки, соответствующие определенным давлениям при раз-
57
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 2 2 Упругость насыщенных паров сжиженных
углеводородных газов
/ C2H4J 2 — CsHgj 3 — С3Н6, 4 — CgHg, 5 — i-CHIio, 6 —
i-C4Hg} 7 — н С4Нв, 8 — н С4Н10, 9 — н С5н12
них температурах, получатся кривые изменения давления в за-
висимости от температуры. Их называют кривыми испарения.
Расположение и степень кривизны кривых испарения для раз-
личных летучих жидкостей различны. Зависимости между упру-
гостью чистых паров и температурой для углеводородов, входя-
щих в составы сжиженных углеводородных/raSoB, приведены
на рис. 2.2 и в табл. 2.12 и 2.13.
Для идеальных систем жидкость — пар, т. е. для систем, у ко-
торых компоненты смеси образуют идеальный раствор в жидкой
фазе, а пары компонентов подчиняются законам идеального газа,
в состоянии равновесия справедливо уравнение, объединяющее
закон Дальтона и Рауля:
ytp = xfii или yi/xl = B^p = kt,
где kL—константа равновесия или распределения системы жид-
кость— пар; 0 — парциальное давление. Для большинства угле-
водородных газов значения этой величины найдем эксперимен-
тально, с учетом отклонения реальных газов от законов идеального
состояния. Количественное решение системы жидкость — пар про-
58
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
изводится по уравнению концентраций (с учетом констант распре-
деления), имеющему следующий вид: для жидкой фазы
= Иж];
для паровой фазы
где Xt — мольная концентрация компонента i в жидкой фазе;
yt — то же, в паровой фазе; су— мольная доля компонента i в ис-
ходном газе; Уп — число молей, переходящих в жидкую фазу при
давлении р и температуре /; —то же, переходящих в паро-
вую фазу.
Таблица 2 12
Упругость насыщенных паров предельных (парафиновых)
углеводородных газов (алканов)
i, °C Упругость паров, МПа (абс )
Этан С2Н6 Пропан C3HS Изобутан ( -С1Н1П н-Бутан н-С4Н10 н-Пентан н С0Н12
—50 0,553 0,07
—45 0,655 0,088 — — —
—40 0,771 0,109 — — —
—35 0,902 0,134 — — —
—30 1,050 0,164 — — —
—25 1,215 0,197 — — —
—20 1,400 0,236 — — —
— 15 1,604 0,285 0,088 0,056 —
— 10 1,831 0,338 0,107 0,068 —
—5 2 081 0,399 0,128 0,084 —
0 2,355 0,466 0,153 0,102 0,024
5 2,555 0,543 0,182 0,123 0,030
10 2,982 0,629 0,215 0,146 0,037
15 3,336 0,725 0,252 0,174 0,046
20 3,721 0,833 0,294 0,205 0,058
25 4,137 0,951 0,341 0,240 0,067
30 4,460 1,080 0,394 0,280 0,081
35 4,889 1,226 0,452 0,324 0,096
40 — 1,382 0,513 0,374 0,114
45 — 1,552 0,590 0,429 0,134
50 — 1,740 0,670 0,490 0,157
55 — 1,943 0,759 0,557 0,183
60 — 2,162 0,853 0,631 0,212
Наличие жидкой фазы при данных температуре и давлении
смеси определяют путем подстановки в приведенное уравнение
для жидкой фазы Уж = 0. Если при этом сумма концентраций
получается больше единицы, жидкость имеется, в противном
случае она отсутствует. Причем значение Уж определяют методом
59
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
подбора, имея в виду, что сумма концентраций при правильно
подобранном значении Уж должна быть равной 1. Определяя зна-
чение подбором, следует руководствоваться следующим: если
сумма концентраций х,<1, то взятое значение Уж больше истин-
ного; если же хг>1, значение занижено.
Таблица 2.13
Упругость насыщенных паров непредельных (олефиновых)
углеводородных газов (алкенов)
А °C Упругость паров, МПа (абс )
Этилен С.Н4 Пропилен С3Н6 н-Бутилен Н-СДЦ Изобутилен i-C4H8
—50 1,047 0,100 0,070 0,073
-45 1,228 0,123 0,086 0,089
—40 1,432 0,150 0,105 0,108
—35 1,660 0,181 0,127 0,130
—30 1,912 0,216 0,152 0,155
—25 2,192 0,259 0,182 0,184
—20 2,498 0,308 0,215 0,217
—15 2,833 0,362 0,252 0,255
—10 3,199 0,423 0,295 0,297
—5 3,596 0,497 0,343 0,345
0 4,025 0,575 0,396 0,399
5 4,488 0,665 0,456 0,458
10 5,000 0,764 0,522 0,524
15 — 0,874 0,594 0,598
20 — 1,020 0,688 0,613
25 — 1,132 0,694 0,678
30 — 1,280 0,856 0,864
35 —• 1,444 0,960 0,969
40 —- 1,623 1,072 1,084
45 — 1,817 1,193 1,206
50 — 2,028 1,323 1,344
55 — 2,257 1,464 1,489
60 — 2,505 1,588 1,645
Определение равновесного состава паровой фазы по задан-
ному составу жидкой фазы производится в два приема. Сначала
определяют общую упругость паров жидкой смеси по формуле
р = х1р/ + х2р2' + - • -+хпрп и затем находят концентрацию каж-
дого компонента по формуле r^XiPt/p.
Определение равновесного состава жидкой фазы по извест-
ному составу паровой фазы также выполняется в два приема.
Сначала определяется общее давление системы по формуле =
= \/(г\/рх +г2/Р2 + - • --Угп/рп), а затем концентрация каждого
компонента в жидкой фазе xt = rtp/pt.
Эти же задачи могут решаться, если известны константы фа-
зового равновесия (коэффициенты распределения). Значения кон-
стант некоторых углеводородов приведены на рис. 2.3.
60
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
220i
230s
Рис 2 3 Номограмма для определения констант фазового рав-
новесия
61
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Пример 1. Определить состав смеси равновесной паровой фазы при / = 30 °C,
если молярный состав жидкой фазы следующий, %: СзНв — 50, СзНв — 20 и
н-С4Ню — 30.
Решение. Общая упругость паров жидкой смеси по приведенной формуле
и данным табл. 2.12 и 2.13
р = 0,5-1,080 + 0,2-1,280 + 0,3-0,280 = 0,880 МПа (абс.).
Концентрации (молярные доли) компонентов в равновесной паровой фазе
определяются:
^СзНв = 0,5-1,08 : 0,88 =0,614;
гСзНа = 0,2-1,28 : 0,88 = 0,291;
rH.Ci Ню = 0.3 • 0,28 : 0,88 = 0,095;
S ri = 0,614 + 0,291 + 0,095 = 1,0.
Этот же пример может быть решен с помощью констант равновесия, приве-
денных на рис. 2.3:
н8 = 1,228; Лез и» = 1,455; ftH-ctH10 0,3166;
/•СзН8 = 1,228-0,5 = 0,614;
гСзнв = 1,455-0,2 = 0,291:
^н-СзНю — 0,3166-0,3 = 0,095-
Пример 2. Определить состав смеси равновесной жидкой фазы при / = 30 ®С,
если известно, что молярный состав паровой фазы следующий, %: СзНз — 80
и H-CiHio — 20.
Таблица 2.14
Зависимость плотности и удельного
Пропан с3н, Изобутан
Темпера- Удельный объем Плотность Удельный объем
тура, °C ЖИДКОСТИ, л/кг пара, м’/кг жидкости, кг/л пара кг/м* жидкости, л/кг пара, м* кг
-60 1,650 0,901 0,606 1,11 —
—55 1,672 0,735 0,598 1,36 — —
—50 1,686 0,552 0,593 1,81 — —
—45 1,704 0,483 0,587 2,07 — —
—40 1,721 0,383 0,581 2,61 ' 1 — —
-35 1,739 0,308 0,575 3,25 — —
—30 1,770 0,258 0,565 3,87 1,616 0,671
—25 1,789 0,216 0,559 4,62 1,639 0,606
—20 1,808 0,1825 0,553 5,48 1,650 0,510
—15 1,825 0,156 0,548 6,40 1,667 0,400
-10 1,845 0,132 0,542 7,57 1,684 0,329
—5 1,869 0,110 0,535 9,05 1,701 0,279
0 1,894 0,097 0,528 10,34 1,718 0,232
5 1,919 0,084 0,521 11,90 1,742 0,197
10 1,946 0,074 0,514 13,60 1,756 0,169
15 1,972 0,064 0,507 15,51 1,770 0,144
20 2,004 0,056 0,499 17,74 1,794 0,126
25 2,041 0,0496 0,49 20,15 1,815 0,109
30 2,070 0,0439 0,483 22,80 1,836 0,087
35 2,110 0,0395 0,474 25,30 1,852 0,077
40 2,155 0,035 0,464 28,60 1,873 0,068
45 2,217 0,029 0,451 34,50 1,898 0,060
50 2,242 0,027 0,446 36,80 1,9298 0,053
55 2,288 0,0249 0,437 40,22 1,949 0,049
60 2,304 0,0224 0,434 44,60 1,98 0,041
62
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Решение Общее давление системы определяется по данным табл 212
р - 1 . (0,8 : 1,08 | 0,2 : 0,28) = 0,6873 МПа (абс )
Концентрации компонентов в равновесной жидкой фазе определяются
хСзн8 = 0,8-0,6873 : 1,08 = 0,509;
»ЛС.н16 = 0.2 0,6873 : 0,28 = 0,491,
2 xt - 0,509 Н 0,491 =- 1,0
13. УДЕЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ И ПЛОТНОСТИ
ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
И РАВНОВЕСНЫХ С НИМИ ПАРОВ
Значения удельных объемов и плотно-
стей жидкой и равновесной с ней паровой фазы для основных
компонентов сжиженных газов (алканов) приведены в табл. 2.14.
При пользовании этими данными необходимо иметь в виду,
что они относятся к жидкостям и находящимся над ними в замк-
нутом объеме насыщенным парам при указанных в табл. 2.14
температурах и давлениях, соответствующих данным табл. 2.12.
объема алканов от температуры
1 С4Н1О н-Бутан н СЩ,,
Плотность Удельный объем Плотность
ЖИДКОСТИ, кг/л пара, кг/м3 жидкости, л/К1 пара, м /кг жидкости, кг/л пара, кг/м'
— — — —
— —. — — — —
— —. — — — —
— — — — — —
—. —. — — — —
— —. — — — —
0,6190 1,49 — — — —
0,6100 1,65 — — — —
0,6060 1,96 — — — —
0,600 2,50 1,626 0,624 0,615 1,602
0,594 3,04 1,635 0,514 0,6115 1,947
0,588 3,59 1,653 0,476 0,605 2,100
0,582 4,31 1,664 0,355 0,601 2,820
0,574 5,07 1,678 0,299 0,596 3,350
0,5694 5,92 1,694 0,254 0,5902 3,94
0,565 6,95 1,715 0,215 0,583 4,65
0,5573 7,94 1,727 0,186 0,5709 5,39
0,5511 9,21 1,745 0,162 0,5732 6,18
0,5448 11,50 1,763 0,139 0,5673 7,19
0,540 13,00 1,779 0,122 0,562 8,17
0,534 14,70 1,801 0,107 0,5552 9,334
0,527 16,80 1,821 0,0946 0,549 10,571
0,5182 18,94 1,843 0,0826 0,5426 12,10
0,513 20,56 1,866 0,0808 0,536 12,38
0,505 24,20 1,880 0,0643 0,532 15,40
63
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Значения плотностей жидких алкенов в зависимости от тем-
пературы приведены в табл. 2.15.
Таблица 2.15
Зависимость плотности, кг/л, сжиженных алкеиов от температуры
Темпера тура, С Этилен С.Н4 Пропилен СД н Бутилен н-С,Н5 Изобутилен с-С,Н3
—40 0,461 0,599 0,670 0,6634
—35 0,454 0,594 0,664 0,659
—30 0,443 0,5865 0,656 0,6515
—25 0,431 0,582 0,647 0,649
—20 0,416 0,5735 0,641 0,6405
—15 0,400 0,567 0,634 0,636
—10 0,381 0,560 0,629 0,6294
—5 0,363 0,552 0,624 0,625
0 0,345 0,545 0,619 0,616
5 — 0,538 0,612 0,612
10 — 0,5305 0,606 0,6061
15 — 0,5371 0,600 0,610
20 — 0,5438 0,514 0,614
25 —— 0,5506 0,505 0,618
14. ОБЪЕМНОЕ РАСШИРЕНИЕ И СЖИМАЕМОСТЬ
ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Жидкие углеводороды обладают весьма
высоким коэффициентом объемного расширения. Это необходимо
учитывать при заполнении резервуаров, сохраняя требуемый
объем для паровой фазы для обеспечения требуемых условий
безопасной эксплуатации. Опытные коэффициенты объемного рас-
ширения для наиболее распространенных углеводородов, керо-
сина и воды приведены в табл. 2.16.
Таблица 2.16
Коэффициент объемного расширения жидких углеводородов,
керосина и воды
Продукт Коэффициент объемного рас- ширения при 15 °C Среднее значение коэффициента объемного расширения в интер- вале температур, °C
от —20 до 4-10 от 4-10 до 4-40
Пропан 0,00306 0,00290 0,00372
Пропилен 0,00294 0,00280 0,00368
«-Бутан 0,00212 0,00209 0,00220
«-Бутилен 0,00203 0,00194 0,00210
Керосин 0,00095 — —
Вода 0,00019 —. —
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
расширения Moiyi
табл. 2 14 и 2.15 из формулы
Pt 1 = Р/ 2 [ 1 I ^1)1»
где Д' — коэффициент объемного расширения жидкости.
Из табл. 2.16 видно, что при одном и том же повышении тем-
пературы пропан расширяется в 16,1 раз больше, чем вода, и
в 3,2 раза больше, чем керосин. Бутан расширяется в 11,2 раз
больше, чем вода, и в 2,23 раза больше, чем керосин.
Пример. Определить коэффициент объемного расширения пропана в пределе
температур от —20 до +20 °C
Решение По табл 2 14 р;2 при температуре —20 °C составляет 0,553,
а рн при температуре +20 °C — 0,499. Используя указанные значения, получаем:
0,499 = 0,553 [1 + Л (—20 —20)1 - 0,553(1 — 40Д);
Д = (0,499 — 0,553) :(—22,12) = 0,00244.
Опасное повышение давления в резервуарах может произойти
в случае их переполнения сжиженными газами. Степень запол-
нения резервуаров и баллонов зависит от марки газа и разно-
сти его температуры во время заполнения и при последующем
хранении. Для резервуаров, разность температур которых не
превышает 40 °C, степень заполнения принимается равной
примерно 85 %, при большей разности температур степень запол-
нения должна снижаться. Баллоны заполняются по массе
в соответствии с рекомендациями табл. 9-3-7 «Правил устройства
и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»
Госгортехнадзора СССР (табл. 2.17). Ограничение степени за-
полнения связано с тем, что сжиженные газы обладают высоким
коэффициентом объемного расширения (табл. 2.16) и в случае
их переполнения при повышении температуры, расширяясь, соз-
дают опасные напряжения в металле, которые могуг привести
к разрушению. При наличии паровой подушки расширение жид-
кой фазы не вызывает опасных напряжений в сосуде.
В табл. 2.18 приведены значения коэффициентов объемного
расширения £р для жидкой фазы пропана и н-бутана в зависи-
мости от температуры и давления.
Таблица 2.17
Нормы наполнения резервуаров сжиженными газами
Газ Масса газа на 1,0 л вместимости резер- вуара, кг, не более Вместимость резервуара на 1 кг газа, л, не менее
я-Бутан 0,488 2,05
н-Бутилен 0,526 1,90
Пропан 0,425 2,35
Пропилен 0,445 2,25
3 Заказ № 614
65
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При повышении давления жидкая фаза пропана и я-бутана
сжимается. Степень сжатия оценивается коэффициентом объем-
ного сжатия (Зсж (табл. 2.19).
Таблица 2.18
Значения Рр, °C1 •105
Давле- ние, МПа Температура, °C
20 40 60 80 100
Сжиженный пропан
2,0 313 384 — —
4,0 293 345 480 805 —
6,0 277 312 406 603 929
8,0 261 287 353 480 656
10,0 248 265 311 400 510
15,0 223 227 251 297 354
20,0 205 204 218 251 294
Сжиженный я-бута н
2,0 226 225 247 321 446
4,0 217 212 227 287 393
6,0 209 201 210 259 355
8,0 202 191 195 239 327
10,0 195 182 182 223 306
15,0 182 164 164 197 273
20,0 169 151 151 183 255
Таблица 2.19
Значения |3СЖ, МПа-110~6
Давле- ние, МПа Температура, °C
20 40 60 80 100
Сжиженный пропан
2,0 451 755 —— —- ——
4,0 420 674 1250 2810
6,0 393 602 1040 2050 4600
8,0 364 544 884 1560 2980
10,0 343 492 758 1330 2090
15,0 295 394 542 640 1070
20,0 256 320 404 506 640
Сжиженный я-бутан
2,0 247 355 533 833 1350
4,0 238 335 488 730 1100
6,0 230 319 450 611 918
8,0 223 303 415 569 781
10,0 215 284 386 510 669
15,0 200 256 313 395 479
20,0 185 229 273 316 358
66
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Физически коэффициент объемного расширения рр показывает
относительное изменение объема при изменении температуры на
1 °C, а коэффициент объемного сжатия рсж — относительное из-
менение объема при изменении давления на 0,1 МПа, Математи-
чески зависимость давления от указанных коэффициентов и раз-
ности температур определяется формулой Ар= ((3Р/(3Сж)АЕ где
— разность температур.
По приведенной формуле можно определить ожидаемое дав-
ление в полностью заполненном сосуде при нагревании в нем
жидкой фазы и при условии, что объем сосуда будет оставаться
постоянным во все время увеличения давления. Изложенный
метод расчета дает представление о возможности чрезмерно вы-
соких напряжений в стенках сосуда.
15. ВЛАЖНОСТЬ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
ГАЗОВ И ЖИДКОСТЕЙ
И КРИСТАЛЛООБРАЗОВАНИЕ
Все виды углеводородных газов в ре-
альных условиях содержат в том или ином количестве водяной
пар. При данных условиях температуры и давления содержание
водяных паров в газах ограничено определенной величиной. Пары
воды могут насыщать газ только до их предельного давления,
которое равно упругости насыщенного водяного пара при данной
температуре.
Если содержание водяных паров выше данного предела, то
избыточное количество водяных паров конденсируется, т. е. пере-
ходит в жидкую фазу.
Различают влажность абсолютную и относительную. Под аб-
солютной влажностью, или влагосодержанием, понимается масса
водяных паров в единице объема или массы газа. Наиболее часто
ее выражают в граммах на 1 м3 или в граммах на 1 кг газа.
Относительная влажность или степень насыщения газа водяным
паром представляет собой отношение фактически содержащегося
в газе количества водяного пара к максимальному возможному
содержанию его при данных температуре и давлении и выра-
жается как в долях единицы, так и в процентах.
Относительная влажность газа ср может быть определена
так же, как и отношение парциального давления находящихся
в газе паров рп к давлению насыщенного пара рн при той же тем-
пературе Ц) = рп/Рн- Газ считается насыщенным водяным паром,
если рп = рн, т. е. ф= 1.
При данных температуре и давлении в газе может находиться
строго определенное количество водяных паров. При понижении
температуры избыточное количество водяных паров конденси-
руется, т. е. переходит в жидкое или твердое (лед) состояние, и
может закупорить газопровод, особенно в местах установки арма-
туры, регулирующих устройств и т. и. Насыщенные влагой угле-
водороды при наличии в газопроводе воды (например, остав-
3* 67
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
шейся после монтажа) могут образовывать кристаллогидраты
(белая льдообразная кристаллическая масса), температура плав-
ления которых несколько выше, чем температура замерзания воды.
Чтобы избежать образования снеговых, ледяных или кристалло-
гидратных пробок, относительная влажность газа должна быть
не более 60 % при самой низкой расчетной температуре в газо-
проводе.
Температура, при которой влажный газ насыщается водяными
парами, носит название точки росы данного газа.
Содержание в газе водяных паров в состоянии насыщения
(ср=1) и их упругость в зависимости от температуры приведены
в табл. 2.20. Указанные данные справедливы для воздуха, нахо-
дящегося при атмосферном или близком к нему давлении.
Содержание водяных паров в других газах несколько отли-
чается от приведенных выше значений и зависит как от состава
газа, так и от того давления, под которым он находится. Наи-
Таблица 2.20
Упругость водяных паров и влагосодержание в состоянии насыщения
Темпера- тура, °C Упругость водяных па- ров, кПа Содержание водяных па- ров, г/м3 Темпера- тура, °C 1 Упругость водяных па- ров, кПа Содержание водяных па- ров, г/м3 Темпера- тура, °C Упругость водяных па- ров, кПа Содержание водяных па- ров, г/м3
—30 0,037 0,33 —2 0,517 4,13 26 3,36 24,4
—29 0,041 0,37 —1 0,563 4,47 27 3,564 25,8
—28 0,0477 0,41 0 0,611 4,84 28 3,779 27,2
—27 0,0507 0,46 1 0,657 5,22 29 4,004 28,7
—26 0,057 0,51 2 0,705 5,60 30 4,242 30,3
—25 0,0627 0,55 3 0,758 5,98 31 4,492 32,1
—24 0,0693 0,60 4 0,813 6,40 32 4,754 33,9
—23 0,0773 0,66 5 0,872 6,84 33 5,029 35,7
—22 0,0853 0,73 6 0,934 7,30 34 5,319 37,6
—21 0,0933 0,80 7 1,001 7,80 35 5,623 39,6
—20 0,103 0,88 8 1,073 8,3 36 5,940 41,8
— 19 0,113 0,96 9 1,148 8,8 37 6,274 44,0
— 18 0,125 1,05 10 1,228 9,4 38 6,624 46,4
—17 0,1373 1,15 11 1,312 10,0 39 6,990 48,7
— 16 0,151 1,27 12 1,402 10,7 40 8,307 51,2
—15 0,1653 1,38 13 1,497 П.4 45 9,582 65,4
— 14 0,1813 1,51 14 1,598 12,1 50 12,344 83,0
—13 0,1986 1,65 15 1,705 12,8 55 15,729 104,3
— 12 0,2173 1,80 16 1,817 13,6 60 19,915 130
— 11 0,2373 1,96 17 1,937 14,5 65 24,994 161
—10 0,26 2,14 18 2,063 15,4 70 31,152 198
—9 0,284 2,33 19 2,197 16,3 75 38,537 242
—8 0,309 2,54 20 2,338 17,3 80 47,335 293
—7 0,337 2,76 21 2,486 18,3 85 57,799 354
—6 0,368 2,99 22 2,643 19,4 90 70,089 424
—5 0,401 3,24 23 2,809 20,6 95 84,499 505
—4 0,437 3,51 24 2,983 21,8 100 101,308 598
—3 0,476 3,81 25 3,167 23,0 — — —
68
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
большие отклонения от табличных данных свойственны углеводо-
родам с высоким содержанием углерода
В практических расчетах руководствуются данными табл 2 20
при определении влагосодержания всех видов газов в том случае,
если данные газы находятся под давлением, близким к атмосфер-
ному
Считая что влажный газ следует законам идеального газа содержание
влаги в газе при различных давлениях можно определить по формуле кг на
I кг сухого газа,
F = (Rr/Rn) [qW(p — ФРп)]>
где /?г и /?п — удельные газовые постоянные сухого газа и водяного пара,
Дж/(кг*К), <р — относительная влажность газа, рп—упругость насыщенных па
ров воды при данной температуре кПа, р — общее давление влажного газа,
кПа
При давлениях р намного больше парциальною давления водяных паров
W = (Rr!Rn) (рп'р) <р
Если известно влагосодержание насыщенного газа Wpi при давлении pi,
то при изотермическом сжатии до давления р2 его влагосодержание уменьша-
ется до IV Р 2
pi (Pi — Pz)
В практике приходится производить пересчет объема влажных газов на
сухие при нормальных или стандартных условиях Указанные расчеты могут
быть выполнены по формулам м3
Vo °с 1013 сух -УвЛ 273,15(р-рп)/[(273,15-Н) Ю1,3];
V20 °с, 101 з сух = Увл 293,15 (р - рп)/[(293,15 + 0-101,3],
где Vc>x — объем сухого газа при нормальных или стандартных условиях м3,
Увл — объем влажного газа (при температуре / °C и давлении р, кПа) м3,
р — общее давление влажного газа кПа рп — парциальное давление (упру
гость) водяных паров при температуре t °C кПа, t — температура влажного
газа, °C
Сжиженные газы (жидкости) способны растворять некоторое
количество воды, увеличивающееся с повышением температуры
(табл 2 21)
Содержание воды в 1 кг паров углеводородов значительно
превышает таковое в 1 кг жидкости Следовательно, при наличии
в сжиженных углеводородах воды в растворенном виде она будет
достаточно интенсивно переходить из жидкой в паровую фазу
Изменение содержания воды в жидкой и паровой фазах для про-
пана в зависимости от температуры приведено в табл 2 22 Дан-
ные табл 2 22 показывают, что чем ниже температура жидкости,
тем больше отношение содержания воды в парах к содержанию
ее в жидкости
Данными табл 2 22 с достаточной дтя практики точностью
можно руководствоваться и для других углеводородов, а также
для их смесей Из табл 2 22 следует, что, например, при темпе-
ратуре 5 °C в 1 кг пара будет в 8,2 раза больше воды, чем в 1 кг
жидкости при температуре 40 °C отношение процентного содер
69
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
жания воды в паре к процентному содержанию в жидкости
уменьшится в 2 раза.
Эту особенность сжиженных газов следует иметь в виду, так
как опыт показал, что при температуре от —5 до +2 °C некото-
Таблица 2.21
Количество растворенной воды в жидком
пропане в зависимости от температуры
Температура пропана, °C Количество растворенной воды, масс. %
0 0,06
5 0,09
10 0,11
15 0,155
20 0,21
25 0,27
35 0,41
40 0,52
Таблица 2.22
Отношение содержания воды в паровой и
жидкой фазах для пропана (в зависимости
от температуры)
Температура, ПС Отношение массового процентного содержания воды в парах к процент- ному содержанию в жидкости
5 8,2
10 7,1
15 6,3
20 5,7
25 5,2
35 4,3
40 4,1
рые конструкции регуля-
торов (и другие при-
боры), работающие
в среде пропана или н-
бутана, насыщенных во-
дой, замерзают. Замерза-
ние их обусловлено тем,
что охлаждение паров,
проходящих, например,
через клапаны регулято-
ров, вызывает падение
температуры клапанов
ниже температуры окру-
жающей атмосферы. Сле-
довательно, на клапане
регулятора со стороны
высокого давления вода
частично конденсируется,
замерзает и закупоривает
проход через клапан
(сопло).
Все сказанное выше
имеет значение, поскольку
пары углеводородов, вхо-
дящих в состав сжижен-
ных газов, при отрица-
тельных температурах
превращаются в жид-
кость, которая при небла-
гоприятных условиях мо-
жет закупоривать газо-
проводы установок ис-
пользования сжиженных
газов, что в свою очередь
может вызвать внезапное
прекращение поступления газа в газоиспользующие приборы. Во
время проведения работ, связанных с удалением конденсата из га-
зопроводов и последующим пуском газа в приборы, могут возник-
нуть аварийные ситуации. Основное средство предупреждения ка-
ких-либо ситуаций — исключение условий образования конденсата.
Образование конденсата наблюдается в зимнее время года
при понижении температуры воздуха или грунта ниже опреде-
ленного уровня отрицательных температур. Образование конден-
сата зависит также в значительной степени от состава сжижен-
ных газов и соответственно от упругости паров. Пары пропана
70
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При низком давлении (до 5 кПа) образуют конденсат, когда ИХ
температура понижается до —42 °C, и-бутана— до —0,5 °C.
Смесь паров пропана и и-бутана (50 масс. %), широко исполь-
зующаяся при газоснабжении коммунально-бытовых потребите-
лей, образует конденсат уже при температуре -—21 °C. При избы-
точном давлении, равном 0,3 МПа, конденсация смеси наступает
примерно при 10 °C.
Конденсация паров сжиженных углеводородов в газоисполь-
зующих установках наблюдается в надземных газопроводах, про-
ложенных без специального подогрева и утепления, а также
в газопроводах среднего и высокого давления на газонаполни-
тельных станциях и в резервуарных установках. Для предупреж-
дения конденсации паров сжиженных углеводородов и закупорки
в зимнее время газопроводов необходимо: использовать сжижен-
ные газы с повышенным содержанием технического пропана;
прокладывать под землей в зоне положительных температур
грунта газопроводы низкого давления; устраивать конденсато-
сборники в низких точках подземного газопровода; устраивать
минимальными по протяженности и утеплять цокольные вводы
газопроводов в здания; прокладывать в необходимых случаях
надземные газопроводы совместно с обогревающими спутниками
в общей тепловой изоляции; устраивать минимальными по длине
газопроводы высокого давления резервуарных установок; преду-
сматривать при их прокладке возможность беспрепятственного
стока конденсата обратно в резервуар; предусматривать конден-
сатосборники на трубопроводах высокого давления газонаполни-
тельных станций перед компрессорами.
Сжиженные газы, применяемые как топливо, при получении
на заводах подвергаются процессу полного удаления из них дре-
нажной воды и практически не содержат влаги. Вода может по-
падать в сжиженный газ из резервуаров, которые подверглись
гидравлическим испытаниям, если она не была полностью удалена
из них, а также из транспортных резервуаров. В сухие резервуары
влага может попасть из влажного воздуха при пневматическом ис-
пытании. Снег или вода могут собираться в различных соедине-
ниях, сливных шлангах и затем попадать в резервуары при их за-
полнении. Вода в жидкой фазе может находиться в растворенном
состоянии, в паровой фазе она насыщена своими парами. Из
табл. 2.21 и 2.22 видно, что при снижении температуры в паровой
фазе пропана влаги содержится значительно больше, чем в жид-
кой. Это обстоятельство в известной мере влияет на увеличение
степени насыщения влагой паровой фазы в холодное время года,
что является причиной обмерзания дроссельного органа регуля-
тора.
Таким образом, наличие в газе воды, находящейся главным
образом в жидком состоянии, обусловливает при определен-
ном давлении и температуре образование кристаллогидратов
углеводородных газов. Кристаллогидраты представляют собой
белые кристаллические тела, похожие на снег или лед (в зависи-
71
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
мости от условий их образования). Метан с водой образует
гидрат СН4-7НгО, этан — СгНб-вНгО, пропан — C3Hg • I8H2O
и т. д. При этом гидраты возникают при температуре значительно
выше температуры образования льда. Однако каждый из назван-
ных углеводородов характеризуется максимальной температурой,
выше которой никаким повышением давления нельзя вызвать
образование углеводородных газов. Эта температура называется
критической температурой гидратообразования и равна, °C: для
метана — 21,5, этана—14,5, пропана — 5,5, н-бутана — 2,5, изобу-
тана— 1. В табл. 2.23 как пример приведены условия образова-
ния гидратов этана и пропана.
Таблица 2.23
Условия образования гидратов этана и пропана
Этан Пропан
Температура, °C Давление, МПа Темпера- тура, °C Давление, МПа
—9,5 0,32 —11,9 0,1
—6,7 0,36 —9 0,12
—3,9 0,41 —6,3 0,13
—IJ 0,46 —5,6 0,14
0,6 0,51 —3,3 0,15
1,7 0,58 —1 0,17
10,8 1,7 1,7 0,24
13 2,7 2,3 0,27
14,5 3,4 3,3 0,34
— — 4,4 0,41
— — 5,5 0,48
Результаты многих опытов показывают, что чем тяжелее угле-
водородный газ, тем скорее он в присутствии влаги дает гидрат.
На образование гидратов решающее влияние оказывают темпе-
ратура и давление. Такие факюры, как высокая скорость и тур-
булентность потока, пульсация компрессора, быстрые повороты и
другие условия, усиливающие перемешивание смеси, также спо-
собствуют возникновению гидратов углеводородных газов.
Образовавшиеся в трубопроводах или аппаратах углеводород-
ные гидраты можно разложить подогревом газа, снижением дав-
ления или вводом веществ, уменьшающих упругость водяных па-
ров и тем самым понижающих точку росы газа. Наибольшее
распространение для этих целей получил метанол (метиловый
спирт). Действие метанола заключается в том, что его пары
с водяными парами образуют растворы, переводящие водяные
пары в конденсат, который выделяется из жидкой фазы. Темпера-
тура замерзания спиртоводного раствора значительно ниже темпе-
ратуры замерзания воды. Этот раствор затем удаляется совместно
с тяжелыми остатками. Масса добавляемого метанола, рассчитан-
ная из условий наличия в сжиженном газе только растворенной
72
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
(связанной) воды, составляет 0,26 кг на 1000 кг газа При нали-
чии в сжиженном газе свободной воды масса метанола в нем
должна быть увеличена из расчета 0,5—0,6 кг метанола на 1 кг
свободной воды.
16. ТОЧКА РОСЫ
И КОНДЕНСАТООБРАЗОВАНИЕ
Насыщенные пары углеводородных газов
(при данных температуре и давлении) находятся в точке росы.
Если при постоянном давлении эти пары несколько охладить,
некоторая их часть начнет конденсироваться, выпадая на все
поверхности, с которыми пары соприкасаются, в виде капелек
жидкости
При повышении температуры насыщенных паров равновесие
фаз будет смещаться в другом направлении, вследствие чего уси-
лится процесс испарения из жидкой фазы, который будет идти
до тех пор, пока при новой заданной температуре не наступит
равновесие фаз, характеризуемое насыщенностью пара
С изменением давления при постоянной температуре равнове-
сие фаз будет смещаться в ту или другую сторону, но двухфазная
сис1ема будет всегда стреми 1ься сохранить равновесие — состоя-
ние, характеризующееся насыщенностью находящихся над жид-
костью паров
Следовательно, точка росы, характеризующаяся насыщенно-
стью паров, приобретает весьма важное значение при рассмотре-
нии двухфазных систем, и в частности пропан-бутановых смесей
Точка росы для различных паров чистых насыщенных угле-
водородов в зависимости от их упругости определяется по табл
2 12 и 2 13 Так, пропану, находящемуся под давлением 0,338 МПа
(абс), соответствует точка росы, равная —10 °C, а «бутану при
давлении 0,374 МПа (абс)—равная 4-40 °C Точка росы для
смесей углеводородных газов зависит от их состава и общего
давления, под которым находится смесь
Для углеводородов, следующих законам Дальтона и Рауля,
точка росы соответствует температуре, для которой справедливо
равенство
rj Pi + г2/р2 4- 4- rn/pn = 1 /р,
где гь г2, , гп — молярная доля компонентов; рх, р2, , рп —
парциальное давление компонентов, р — общее давление смеси
Точность приведенного уравнения зависит от того, насколько
рассматриваемая смесь следует законам идеальной смеси На-
хождение ючки росы по математическим уравнениям 1ребует
значительного времени и сопряжено с достаточно громоздкими
расчетами Для практических расчетов лучше всего пользоваться
специально разработанными номограммами, одна из которых для
смесей, состоящих из пропана, изобутана и н бутана, представ-
лена на рис 2 4 Номограмма имеет вид треугольника, на каж-
дой стороне которого отложено процентное содержание соответ-
ственно пропана, изобутана и «-бутана, Чтобы определить по
73
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Wo7. о
-1-2 -4 -1-76-9 -12 15 -20 -26 -3.-90
Температура, °C
Рис 2 4 Номограмма для определения точек росы
пропана, изобутана и н бутана при атмосферном
давлении
номограмме точку росы, необходимо найти пересечение линий
процентного содержания двух компонентов с вертикальной линией
точки росы, значение которой отложено на шкале, параллельной
одной из сторон треугольника (в нашем случае параллельно сто-
роне, соответствующей «-бутану)
Например, для определения точки росы смеси в точке х, содержащей 25 %
пропана, 60 % н бутана и 15 % изобутана, достаточно найти пересечение линий,
соответствующих 25 % пропана и 60 % н бутана Опустив из точки пересечения
вертикальную прямую на шкалу температур, находим точку росы трехкомпо
чентной смеси, равную в нашем случае —7,6 °C
Приближенные значения точек росы газообразной смеси тех-
чического пропана и «-бутанов различного состава при давлении
3 кПа помещены ниже
Объемная доля 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
пропана, % То же, 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
бутанов, % Точка росы, °C —42 —32 - -26 —21 — 17 — 13 —10 —8 —5 —2 0
Приведенные данные показывают, ЧТО ДЛЯ предотвращения
чбразования конденсата необходимо в разных климатических
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сп
а,
Рис 2 5 Графики точек росы смесей
а н бутан с воздухом, б—пропан с воздухом, в—и обутан
6
с воздухом
зонах СССР применять смеси с различным соотношением техни-
ческого пропана и бутанов, особенно при естественном испарении.
В практике газоснабжения применяются не только чистые
углеводороды и их смеси, но и взрывобезопасные смеси углеводо-
родов с воздухом. Точка росы, при которой начинается выпаде-
ние конденсата из газовоздушной смеси, зависит от парциального
давления газа в смеси. На рис. 2.5 приведены точки росы смесей
пропана, изобутана и н-бутана с воздухом в зависимости от дав-
ления и объемной доли их в смеси.
17. ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ
У двухфазных систем поверхность раз-
дела фаз называют свободной поверхностью. В двухфазных си-
стемах появляются силы межфазного поверхностного натяжения,
которые производят работу образования поверхности жидкости
на границе ее раздела. Работа, затраченная на образование
1 см2 поверхности раздела фаз, называется поверхностным натя-
жением.
Если в системе не происходит массо- или теплообмена, поверх-
ностное натяжение является физической константой, характери-
зующей систему жидкость—пар или жидкость — жидкость.
Поверхностное натяжение системы жидкость — пар можно
определить по формуле о = с(рж— рп), где с — коэффициент про-
порциональности (величина постоянная для данного вещества);
Рж и рп — плотности жидкости и пара.
В табл. 2.24 приведены значения поверхностного натяжения
сжиженных газов. Данные таблицы получены по приведенному
выше уравнению, при этом константа с была определена через
молекулярную массу того или иного углеводорода. С повышением
молекулярной массы поверхностное натяжение вещества увели-
чивается, а с увеличением температуры уменьшается и стано-
вится равным нулю при критической температуре, т. е. в точке,
где исчезает разница между жидкостью и паром.
Влияние температуры на поверхностное натяжение при нор-
мальном давлении может быть определено по формуле
o-^ao^p-WKp-W2,
где оо—поверхностное натяжение при нормальных условиях;
Ткр— критическая температура жидкости.
Повышение давления также приводит к уменьшению поверх-
ностного натяжения, и при критическом давлении оно становится
равным нулю.
Поверхностное натяжение смеси двух жидкостей может быть
определено с помощью следующего соотношения: o = q1o2/(a:iOi +
+Х2О2), где Qi и о2 — поверхностное натяжение смешанных жид-
костей; xt и %2 — мольные доли жидкостей в смеси.
76
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблиц а 2.24
Поверхностное натяжение сжиженных углеводородных гНзов, кН/м
Темпера- тура, °C Этан C2Hd Пропи- лен СД Пропан с3н8 н-Бути- лен я-С1На Изобу- тилен i-C4H, Изобу- тан t-CiHin я-Бутан я-С,Н10 н Пен- тан я С_Н12
—50 10,1 16,9 16,9
—45 9,5 16,2 15,5 — — — — —
—40 8,8 15,4 15,0 — — —
—35 8,0 14,7 14,0 — — — —
—30 7,4 14,0 13,8 — — — —
—25 6,6 13,3 13,2 — .— — —
—20 5,9 12,6 12,5 — — 15,3 17,0 20,5
— 15 5,3 11,9 11,9 16,7 16,2 14,8 16,4 20,0
— 10 4,7 11,3 11,2 16,0 16,5 14,1 15,8 19,4
—5 4,1 10,6 10,6 15,4 14,8 13,5 15,2 18,8
0 3,4 9,9 9,9 14,7 14,2 12,9 14,7 18,2
5 2,8 9,2 9,4 14,1 13,7 12,3 14,2 17,7
10 2,2 8,6 8,7 13,6 13,1 11,7 13,6 17,2
15 1,5 7,9 8,2 13,0 12,5 11,1 13,0 16,6
20 0,8 7,3 7,6 12,4 11,9 10,5 12,4 16,1
25 0,4 6,7 6,9 11,8 11,3 10,0 11,9 15,5
30 0,2 6,1 6,3 Н,1 10,7 9,4 11,3 15,0
35 — 5,5 5,8 10,6 10,2 8,8 10,7 14,5
40 — 4,7 5,1 10,0 9,7 8,2 10,2 14,0
45 — 4,2 4,5 9,4 9,1 7,7 9,6 13,5
50 — 3,7 3,9 8,9 8,6 7,1 9,1 13,0
55 — 3,1 3,4 8,3 8,0 6,5 8,6 12,5
60 — 2,6 2,9 7,8 7,5 6,0 8,0 11,9
65 — 2,0 2,4 7,2 7,0 5,5 7,5 11,4
70 —. 1,5 1,9 6,6 6,4 5,0 7,0 10,8
18. ЛЕТУЧЕСТЬ (ФУГИТИВНОСТЬ)
Как показали многочисленные наблю-
дения и опыты, упругость паров отдельных компонентов увели-
чивается с повышением не только температуры, но и общего дав-
ления. Если при давлении до 1,0 МПа (абс.) это увеличение
незначительно, то при более высоких давлениях оно становится
ощутимым. Все это позволяет сделать вывод, что упругость паров
является функцией не только температуры, но и давления 0,=
= f(T, р).
Для выяснения этой сложной функциональной зависимости
необходимо рассмотреть явление летучести (фугитивности). Фуги-
тивность можно рассматривать как исправленную упругость па-
ров с учетом влияния на последнюю не только температуры, но и
давления. Следовательно, фугитивность более точно выражает
стремление вещества переходить из жидкой фазы в паровую (ис-
парение) или обратно из паровой в жидкую (конденсация).
При использовании фугитивности вместо упругости паров все
формулы и уравнения (выражающие состояние и соотношение
77
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
парожидкостной системы), которые были выведены без учета
отклонения паров и жидкостей от законов идеальных газов и
paciворов, сохраняются без изменения
Величина, показывающая, во сколько раз фугитивность
больше упругости насыщенных паров, т. е. f/p, называется коэф-
фициентом активности вещества а. Аналогично коэффициенту
сжимаемости для коэффициента активности вещества по при-
веденным рПр и 7пр построены кривые, облегчающие определение
его значений. Летучесть чистого парообразного компонента легко
определить по рис. 2 6.
Если двухфазная система находится в равновесном состоянии,
ю фугитивность жидкости равна фугитивности пара. При отсут-
ствии равновесия отклонение фугитивности жидкости и фугитив-
ности пара, как и вообще фугитивность жидкой и паровой фазы,
можно определить по формуле
in (к.//п.) = ^ж(р-е,)/(/??)
или через десятичный логарифм
1g (/ж Лп 0-Уж(р-еД2,з/?п
где I» L — фугитивность чистого компонента в чистом виде при
давлении р и температуре Т\ fnt — фугитивность компонента при
давлении насыщенного пара; р — давление смеси, 0г—-упругость
паров чистого компонента
Пользуясь приведенной формулой, можно определить фугитив-
ность жидкой и паровой фаз как индивидуальных компонентов,
78
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Фугитивность МПа (aSc)
Рис 2 7 Изменение фугитивности сжиженных углеводородных
I азов от температуры
ним графикам определяют коэффициент активности чистого
парообразного компонента, а затем фугитивность данного компо-
нента по формуле f = ap, где а — коэффициент активности.
Фугитивность сжиженных углеводородов в зависимости от
температуры в условиях равновесия с насыщенным паром может
быть определена по графику (рис. 2.7).
Пример. Определить фугитивность пропана при темпера1уре 40 °C и давле-
нии р=3,0 МПа
Решение а) Определяются приведенные параметры Рпр — р/ркр —
= 3,0-4,21=0,7126 и 7’пр ==77Гкр = 313,5 : 370^0,85.
б) По рис. 2 6 определяется коэффициент активности а = 0,58.
в) По приведенной формуле определяется фугитивность пропана /=0,58-3 =
= 1,74 МПа (абс.).
19. ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ
Процесс распространения тепла в телах
без перемещения вещества этих тел (без конвекции и лучистого
теплообмена) называется теплопроводностью.
Передача тепла в неподвижной среде (жидкости, газе) про-
исходит по закону Фурье, согласно которому тепловой поток g
пропорционален градиенту температуры: g = —X(dT/dx), где g—
количество тепла, передаваемое через единицу поверхности в еди-
ницу времени; X — коэффициент теплопроводности, характеризую-
щий количество тепла, которое проходит через единицу поверхно-
сти в единицу времени при падении температуры на 1 °C на еди-
ницу длины; (dT/dx) — градиент температуры, т. е. производная
от температуры по координате, нормальной к поверхности, через
которую происходит передача тепла.
Количество проходящего через тело тепла прямо пропорцио-
нально площади F, разности температур по обе стороны тела
79
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
А/, времени течения теплового потока т и обратно пропорцио-
нально толщине этого тела s:
Q = XFt(A//s).
В газовой среде передача тепла происходит за счет обмена
энергией между беспорядочно движущимися молекулами; этим
и обусловливается теплопроводность газов, т е. их способность
быстро выравнивать свою температуру. При расчетах, связанных
с двухфазными системами, приходится учитывать теплопровод-
ность как жидкой, так и паровой (газовой) фазы
Ниже укажем влияние отдельных факторов на теплопроводность газов и
жидкостей
— с увеличением молекулярной массы коэффициент тетопроводности газов
и жидкостей уменьшается,
— с повышением температуры коэффициент теплопроводности газов увели-
чивается приближенно по формуле
Кт = [Хо (273,15 + с)/(Т + с)] (Т/273,15)3 2,
где Хт — коэффициент теплопроводности газа при Т, К; Хо — коэффициент теп-
лопроводности при 273,15 К, с — константа (азот—107, воздух—122, водяной
пар — 673, двуокись углерода—255, кислород—138, водород—83, окись угле-
рода— 102, метан—198, этан — 287, пропан —324, пропилен — 322, я бутан —
349, я-бутилен— 329),
— а теплопроводность жидкостей уменьшается Грубо говоря, теплопровод-
ность жидкостей уменьшается в среднем на 1 % при повышении температуры
на 10 °C;
— теплопроводность газов с повышением давления увеличивается, хотя
при низких и средних давлениях увеличение незначительно При давлении
в пределах 0,0001—1,0 МПа теплопроводность газов увеличивается примерно
на 1 % с повышением давления на 0,1 МПа,
— теплопроводность жидкостей при умеренных давлениях изменяется не-
значительно
При отсутствии экспериментальных данных коэффициент
теплопроводности жидких индивидуальных углеводородов может
быть приближенно определен по формуле, Вт/(м-°С),
Хо = (0,41—0,8-10-3A4) • 10~4,
где — коэффициент теплопроводности при 0 °C и 101,3 кПа;
М — молекулярная масса углеводорода, кг.
Согласно Брокау, средний коэффициент теплопроводности га-
зовой смеси может быть определен с погрешностью, не превышаю-
щей 2,5 %, по формуле
V-0,5(V Г V),
где .V и X"— средние коэффициенты теплопроводности, опреде-
ляемые по правилам смешения:
— ViAi + + • • • JrVn^'n\
. [УЛ,
где V2,..., Vn — мольные доли компонентов, входящих в газо-
вую смесь. Коэффициенты теплопроводности паров и жидкостей
углеводородных газов на линии насыщения приведены в табл. 2 25.
80
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 2 25
Коэффициенты теплопроводности углеводородных газов на линии насыщения, Вт/(м-°С)
Темпе ратура С Этилен Этан Пропилен Пропан Изобутилен Изобутан я-Бутан
жид кость пар ЖИД кость пар жид- кость пар ЖИД кость пар ЖИД кость пар жид- кость пар жид- кость пар
—60 0,1299 0,0152 0,1465 0,0126 — — — — — — — — — —
—50 0,1199 0,0174 0,1359 0,0136 — — — — —— — — — —
—40 0,1105 0,0201 0,1252 0,0151 0,1193 0,0113 0,1087 0,0106 — — — — — —
—30 0,1015 0,0234 0,1151 0,0169 0,1156 0,0124 0,1059 0,0119 — — — — — —
-20 0,0924 0,0275 0,1055 0,0191 0,1118 0,0132 0,1028 0,0134 — — — — — —
— 10 — — 0,0985 0,0216 0,1080 0,0142 0,0998 0,0146 — — 0,1093 0,0121 — —
0 — — 0,0911 0,0246 0,1040 0,0153 0,0969 0,0159 0,113 0,0128 0,1068 0,0134 0,1090 0,0119
10 — — 0,0842 0,0281 0,1001 0,0163 0,0939 0,0172 0,1194 0,0140 0,1040 0,0144 0,1065 0,0129
20 — — — — 0,0957 0,0174 0,0910 0,0187 0,1076 0,0151 0,1009 0,0157 0,1036 0,0140
30 — — — — 0,0913 0,0186 0,0880 0,0202 0,1047 0,0165 0,0982 0,0168 0,1010 0,0152
40 — — — — 0,0867 0,0199 0,0848 0,0221 0,1022 0,0177 0,0957 0,0180 0,0985 0,0164
50 — — — 0,0821 0,0218 0,0812 0,0240 0,0991 0,0189 0,0926 0,0198 0,0958 0,0177
со 60 — — -— — 0,0775 0,0243 0,0777 0,0262 0,0963 0,0202 0,0909 0,0209 0,0929 0,0190
20. ТЕПЛОЕМКОСТЬ
Теплоемкостью называют количество
тепла, необходимое для нагревания единицы массы или объема
газа на 1 °C Теплоемкость вещества, рассчитанную на единицу
массы, называют массовой, а рассчитанную на 1 моль веще-
ства, — молярной
Удельная теплоемкость может быть при постоянном объеме cv и постоян
ном давлении ср Теплоемкость при постоянном давлении ср больше теплоем-
кости при постоянном объеме cv, так как в первом случае тепло расходуется не
только на увеличение температуры газа (на увеличение его внутренней энер-
гии), но и на работу расширения газа
В инженерных расчетах теплоемкость относят к 1 моль [мотьная теплоем
кость, кДж/(моль °C)], к 1 кг [массовая теплоемкость, кДж/(кг °C)] и к 1 м3
[объемная теплоемкость, кДж/(м3-°С)]
Чтобы пересчитать молярную теплоемкость на массовую и объемную, необ
ходимо значение молярной теплоемкости с°р и c°v разделить на молекулярную
массу вещества (для получения массовой теплоемкости) или на молекулярный
объем газа — на 22,4 (для получения объемной теплоемкости) И наоборот,
чтобы пересчитать массовую и объемную теплоемкости ср и cv на молярную
с°р и c°v, необходимо значение первой умножить на молекулярную массу,
а значение второй — на молекулярный объем 1аза
В теплотехнических расчетах часто приходится пользоваться
показателем адиабаты, т е отношением СР)СУ (рис 2 8) Массо-
вая и объемная теплоемкости газов с повышением температуры
увеличиваются, а с увеличением молекулярной массы уменьша-
ются Как видно из рис 2 8, с повышением температуры и увели-
чением молекулярной массы газа отношение теплоемкостей
уменьшается
Изменение теплоемкости углеводородных газов с изменением
относительной плотности от 0,55 до 2,0 (при атмосферном давле
нии) и температуры показано на рис 2 9.
Теплоемкость реальных газов и паров будет отличаться от
теплоемкости, вытекающей из законов идеального состояния Для
реальных газов и паров
Ср ~ Ср о + &Ср,
где сРо — теплоемкость газа или пара, приведенного к идеальному
состоянию (давление в пределе равно нулю), Аср— корректирую-
щий член, учитывающий изменение теплоемкости реальных газов
от давления и температуры
Значения корректирующего члена АсР можно определить
через критические параметры, пользуясь одним из уравнений
реальных газов, или по рис 2 10 Корректирующий член Аср
может быть определен по графику зависимости мольной теплоем-
кости газов от приведенных температур и давлений (рис 2 10).
Расчетное уравнение для Аср имеет вид
Дс„-81 1,ЖрТ,У(32МркрТ^,
где 1,986 — универсальная газовая постоянная, М — молекуляр
82
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 2 8 Зависимость отно
шения Cplcv от темпера-
туры
1 — СН4, 2 — CqHs, 3 — CgHg,
4 — СД Ьо, 5 — С5НГ
Рис 2 9 Зависимость теплоемкости ср углеводо-
родных газов при постоянном давлении от тем-
пературы и относительной плотности
пая масса углеводорода; р, Т — заданные давление и температура;
Ркр, Ткр — критические давление и температура
Теплоемкость смеси газов может быть определена по форму-
лам согласно правилу смешения, кДж/(м3«°С):
ср = V\CP 1 + V2cp 2 + • • • + Vncpn,
при задании состава массовыми долями, кДж/(кг-°С),
ср = glcp 1 + gzcP 2 + • • • 4-gnCpn,
где c'pi, с'Р2, .. , с'рп — объемные теплоемкости компонентов, вхо-
дящих в смесь; Vb V2, • • •, Vn —объемные доли компонентов, вхо-
Рис 2 10 Зависимость теплоемкости от температуры и давления
83
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
дящих в смесь; cpi, ср2, .... срп— массовые теплоемкости компо-
нентов, входящих в смесь; g2,..., gn — массовые доли компо-
нентов, входящих в смесь.
Теплоемкость смеси жидкостей определяется аналогично слу-
чаю задания смеси газов массовыми долями. Теплоемкость сжи-
женных газов вблизи линии насыщения приведена в табл. 2.26,
а удельные теплоемкости жидких углеводородов — в табл. 2.27.
Таблица 2.26
Теплоемкость сжиженных углеводородных газов вблизи линии
насыщения, кДж/(кг-°С)
Темпер а- тура, С Этилен Этан Пропилен Пропан Изобутан н-Бутан н-Пентан
—50 3,438 3,228 2,177 2,207 2,052 2,114 2,039
—40 3,492 3,278 2,219 2,253 2,081 2,135 2,065
—30 3,546 3,329 2,269 2,303 2,119 2,169 2,098
—20 3,605 3,383 2,315 2,353 2,160 2,207 2,135
-10 3,672 3,442 2,370 2,416 2,202 2,261 2,181
0 3,743 3,500 2,433 2,479 2,248 2,308 2,232
10 — 3,555 2,500 2,558 2,307 2,361 2,286
20 — 3,622 2,575 2,650 2,370 2,424 2,345
30 — 3,689 2,663 2,747 2,441 2,495 2,412
40 — — 2,759 2,851 2,521 2,575 2,483
50 — — 2,856 2,981 2,621 2,680 2,558
60 — — — — 2,730 2,784 2,646
Таблица 2 27
Удельные теплоемкости некоторых жидких углеводородов
Сжиженный газ Температура, °C Теплоемкость, кДж/(кг °C)
Метан —95,1 5,477
—88,7 4,838
Этан —93,1 2,990
—33,1 3,314
-3,1 3,494
Этилен — 103,1 2,415
Пропан —42,1 2,230
0,0 2,352
20,0 2,520
40,0 2,688
Пропилен —62,8 2,150
ц-Бутан —23,1 2,205
— 11,3 2,239
—3,1 2,289
0,0 2,310
20,0 2,436
40,0 2,583
84
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
11. СКРЫТАЯ ТЕПЛОТА ПРЕВРАЩЕНИЙ
При определенной температуре, свой-
ственной веществу, последнее может быть переведено из твердою
состояния в жидкое и из жидкого в газообразное. Температура,
при которой эти процессы происходят, называется в первом слу-
чае температурой плавления, во втором—-температурой кипения.
Для перевода вещества из одного агрегатного состояния в дру-
гое необходимо затратить определенное (свойственное данному
веществу) количество тепла. Температура и теплота превраще-
ния газов приведены в табл. 2.28.
Таблица 2.28
Температура и теплота плавления и кипения газов
при давлении 101,3 кПа
Газ Плавление Кипение
Темпера- тура, °C Теплота, кДж/кг Темпера- тура, °C Теплота, кДж/кг
Метан СН4 —182,49 58,63 — 161,58 518,06
Этилен С2Н4 — 169,15 119,78 — 103,70 481,62
Этан С2Н6 — 182,60 95,07 —88,63 486,23
Пропилен С3Н6 — 189,25 72,62 —47,75 440,16
Пропан С3Н8 — 187,85 79,99 —42,06 425,92
н-Бутилен н-С4Н8 — 185,34 68,68 —6,25 301,58
Изобутилен t-C4H8 — 140,35 105,54 —7,01 397,02
Изобутан t-C4Hio — 159,60 78,32 — 11,72 366,03
н-Бутан н-С4Н10 — 138,35 80,41 —0,50 387,81
н-Пентан н-С5Н12 —27,90 116,85 36,07 357,67
Рис 2 11. Значения с для оп-
ределения скрытой теплоты
испарения.
Так как скрытая теплота испарения находится в функциональ-
ной зависимости от абсолютной температуры кипения и молеку-
лярной массы, то для ее подсчета предложено уравнение i =
= с(Т/М), где с — постоянная, определяемая по графику
(рис. 2.11), на оси абсцисс которого отложено 1000 (р/Т) (1000-
коэффициент, облегчающий расчеты).
Скрытая теплота испарения низкокипящих углеводородов
также может быть определена по графикам (рис. 2.12).
С повышением температуры теп-
лота парообразования уменьшается.
Естественно, что при критической тем-
пературе, когда нет различия между
жидкостью и паром, теплота паро-
образования равна нулю.
Если известны теплота парообразования
при какой-либо температуре и критическая
температура вещества, то теплота парообразо-
вания при любой заданной температуре может
быть определена по формуле
i — p/0 (Т/То),
85
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
84
42
б
1,0 14 1,8 2,2 2,6 30 34 38
Давление МПа
Рпс 2 12 Зависимость скрытой теплоты
а — до 1,0
парообразования углеводородных газов
МПа, б — свыше 1,0 МПа
от давления
где io—теплота парообразования при какой-либо температуре кипения То;
Р — температурная поправка к теплоте парообразования, которая может быть
принята по графику (рис. 2.13).
Указанное выше влияние температуры на теплоту парообразования рассмот-
рено для случая, когда испарение происходит под внешним давлением, равным
давлению насыщенного пара кипящей жидкости (упругости насыщенных па-
ров), т. е. для случая двухфазного состояния индивидуального вещества (на-
пример, чистого пропана). Но если имеется сложная или даже двухкомпонент-
ная смесь (например, пропана и «-бутана), вступает в силу закон Дальтона,
когда общее давление превышает упругость паров каждого компонента. При
этом на теплоту парообразования значительное влияние оказывает второй фак-
тор — давление.
При низких давлениях это влияние незначительно и им обычно пренебре-
гают. Влияние высокого давления на теплоту парообразования значительно, по-
этому в расчеты необходимо вносить соответствующую поправку. При повыше-
нии давления, как и повышении температуры, теплота парообразования умень-
шается. Зависимость теплоты парообразования углеводородных газов от давления
приведена на рис. 2.14, а теплота испарения в зависимости от температуры ки-
пения — в табл. 2 29.
Объем пара (газа) V, получающегося при испарении сжиженных углеводо-
родов, может быть определен по формуле
V = (G/A4)VM,
где G масса сжиженного углеводорода, к
дорода, кмоль; VM — молекулярный объем
тельно к сжиженным газам можно принять 1
Объем паров Vn, получающихся
при испарении 1 м3 сжиженного газа,
может быть определен по формуле Vn =
— (р/М) К,, где р — масса 1 м3 сжи-
женного газа, кг/м.
; М — молекулярная масса углево-
углеводорода, м3/моль Примени-
м = 21,9 м3/моль.
ДаВление, МПа
Рис 2 13. Влияние температуры на теп-
лоту парообразования
Рис 2 14 Зависимость тсптоты паро-
образования yi леводородных газов
от давления
87
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 2 29
Скрытая теплота испарения предельных углеводородных газов,
кДж' кг
Температура, °C Этан С3НЬ Пропан С3Н8 Изобутан i С(Н,„ к Бутан н С,Н 0 н-Пентан Я C0Hj2
—50 424,79 434,94 396,68 423,96 414,93
—40 405,29 424,02 389,84 416,75 409,71
—30 384,40 412,62 381,19 409,19 403,90
—20 362,12 400,75 372,90 401,63 397,52
— 10 335,65 388,41 364,25 393,70 391,13
0 303,62 375,11 355,25 385,42 384,75
10 264,62 360,87 345,88 376,77 377,79
20 206,13 345,67 335,79 367,41 370,24
30 104,46 328,58 324,98 357,32 362,70
40 0* 309,11 313,45 346,52 355,15
50 — 285,84 300,48 334,90 347,03
60 — 258,30 296,07 322,66 338,33
При критической температуре I
кр*
Объем паров, получающихся при испарении смеси жидких yi леводородов,
определяют с учетом их средней молекулярной массы, найденной по правилу
смешения
22. ВНУТРЕННЯЯ ЭНЕРГИЯ,
ЭНТАЛЬПИЯ, ЭНТРОПИЯ
Внутренняя энергия представляет собой
запас энергии тела (системы), изменяющийся в процессе тепло-
обмена и совершения работы. С молекулярной точки зрения внут-
ренняя энергия есть энергия всех составляющих тело частиц
(молекул, атомов) и равна сумме их кинетической энергии, по-
тенциальной энергии взаимодействия молекул и так называемой
нулевой энергии (энергии внутриатомных движений при темпера-
туре абсолютного нуля). Внутренняя энергия есть функция со-
стояния, так как она зависит от температуры и давления, а для
идеального газа только от температуры.
Определение абсолютных значений внутренней энер1ии сопря-
жено со значительными трудностями, знание их в большинстве
случаев не требуется и, следовательно, принято считать внутрен-
нюю энергию равной нулю при температуре абсолютного нуля и
абсолютном давлении, равном нулю. Таким образом, в практиче-
ских расчетах принимаются не абсолютные значения внутренней
энергии, а разности между абсолютным значением U° при данных
Т и р и нулевым значением Uo°
Ut = U° — Uq
88
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Единицами удельной внутренней энергии являются Дж/кг,
Дж/кмоль и Дж/м3.
Внутренняя энергия при данных Т и р, отсчитанная от О К и отнесенная
к 1 кг газа, может быть определена по формуле, Дж/кг,
т т т
UT = Jcyd7’ = J CpdT — Apv = | CpdT — ART\
0 0 “o
то же для 1 м3 газа, кДж/м3
U т Ро^Т>
то же для 1 кмоль, кДж/кмоль
Utm ~ М Uт,
где Су — истинная массовая теплоемкость при постоянном объеме, кДж/(кг К),
ср — истинная массовая теплоемкость при постоянном давлении, кДж/(кг К),
Т — абсолютная температура, К, А — тепловой эквивалент работы, равный
1/101,7 кДж/(кг м); р—абсолютное давление газа, МПа, v — удельный объем
газа, м3/кг, R— удельная газовая постоянная, кДж/(кг К); Ро — плотность газа,
кг/м3, М—молекулярная масса, кг.
В практических расчетах обычно требуется знать изменение
внутренней энергии AU, следовательно, начало отсчета (0 К или
0 °C) не име^Ф значения для конечного результата:
\у = Сум (Т2 7Д =~ Сум (/2 ^1) кДж/кг,
где cv м — средняя массовая теплоемкость при постоянном объеме
в пределах от ti до /2, кДж/(кг-°С).
Таким образом, изменение внутренней энергии идеального
газа равно произведению средней теплоемкости при постоянном
объеме на разность температур газа.
Энтальпия, или общее теплосодержание насыщенного пара,
представляет собой количество тепла, необходимое для повыше-
ния температуры 1 кг вещества от абсолютного нуля до пара
заданной температуры, т. е. так же как и внутренняя энергия,
в общем случае является функцией температуры и давления и
выражается для идеального газа соотношением, кДж/кг:
т
I т ~ \ CpdT = U у A RT,
о
где 1т — энтальпия при данных Тир, отсчитанная от ОК и отне-
сенная к 1 кг газа; остальные обозначения те же, что и в выше-
приведенной формуле.
Энтальпия при данных Т и р, отсчитанная от 0 К и отнесенная к 1 м3 газа,
кДж/м3 /'т = ро/г; то же, для 1 кмоль, кДж/кмоль: 1тм=М1т
В технических расчетах обычно требуется знать изменение
энтальпии А/, а не ее абсолютное значение, и, следовательно,
начало отсчета (ОК или 0°С), так же как и для внутренней энер-
гии, не имеет значения для конечного результата, кДж/кг:
А/ —ср „(То—Т i) = ср м(/2—^i),
89
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
где СрМ — Средняя массовая теплоемкость при постоянном давле-
нии в пределах от до t2, кДж/(кг-°С).
Следовательно, изменение энтальпии идеального 1аза равно
зроизведению средней теплоемкости при постоянном давлении на
разнскть температур газа.
Для жидкостей изменение эшальпии с допустимой для практики точностью
эпределяется по формуле, кДж/кг,
сж (Т2 — Ti) = сж (/2 /1),
Tie сж = СрЖ~суж - средняя теплоемкость жидкости, кДж/(кг-°С)
Энтальпию реального газа (пара), так же как его теплоем-
кость, можно рассматривать как сумму энтальпии в идеальном
юстоянии и соответствующего корректирующего члена: / = /ид4-
+ Ut. Корректирующий член А/ может быть с допустимой для
трактики точностью определен по графику зависимости энталь-
1ии газов от приведенных температур и давлений (рис. 2.15).
Энтропия, так же как энтальпия и внутренняя энергия, яв-
ляется функцией состояния рабочего тела (системы). Элементар-
ное приращение энтропии в любом обратимом процессе выра-
жается соотношением
\y?dS = dQ/T = (dU + Adl)lT,
ще dS — приращение энтропии, кДж/(кг-К); dQ—изменение
гепловой энергии рабочего тела, кДж/кг; dU — приращение внут-
Рис 2 15 Зависимость энтальпии газов от приведенных температур и
давлений.
Ю
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ренней энергии, кДж/кг, dl — внешняя работа, кДж/кг, А — теп
ловой эквивалент, равный 1/101,7 кДж (кг-м), Т — абсолютная
температура, К
В практических расчетах приходится иметь дело не с абсо
лютными значениями энтропии, а с ее изменениями, следова-
тельно, отсчет значений энтропии можно вести от любого состоя
ния, в зависимости от технической целесообразности Значение
энтропии и ее изменение для пропана и н бутана может быть
определено по диаграммам состояния (рис 2 17)
23 ДИАГРАММЫ СОСТОЯНИЯ
Все основные характеристики пропана
и н бутана плотность, удельный объем, теплоемкость, энтальпия
жидкости, насыщенных и перегретых паров в зависимости от тем
пературы и другие — могут быть легко и с допустимой для прак
тики точностью найдены по диаграммам состояния вещества, ко
торые были предложены Институтом газа АН УССР (рис 2 17)
Схема их построения приведена на рис 2 16
На горизонтальных осях диаграмм отложены значения энталь-
пии I а на вертикальной — значения постоянного давления насы
щенных и перегретых паров р Жирной линией нанесена погра
ничная кривая ЖКП, состоящая из двух частей кривой ЖЛ,
характеризующей состояние жидкости и кривой ПК характери
зующей состояние насыщенного пара Между этими кривыми про
ведены из критической точки к линии постоянной сухости пара
КХ (X, кг/кг) Удельные объемы (и, м3/кг) показаны в области
жидкости линиями ОБ, а в области пара О'Б'В
Линии постоянной температуры (Z, °C) показаны в докрити
ческой зоне (ниже точки Л) ломаной кривой ТЕМП, а в сверх
критической зоне (выше точки Л) главной кривой Т'Е' Линии
постоянной энтропии [S, кДж/(кг-°С)] показаны кривыми АД
Пользование приведенными
диаграммами состояния пока
зано на примерах
Пример 1 Определить упру
гость насыщенных паров жидкого
пропана находящегося в резерву
аре если температура жидкости
равна +20 °C
Решение Находят Пересе к
ние линии постоянной температуры
соответствующей +20 °C (линия ТЕ
на рис 2 16) с пограничной кривой
насыщенного пара (линия ПК) За
тем через точку пересечения прово
дится линия параллельная линии
постоянного т.ав тения и hi оси ор
дпнат отсчитывается упругость па
ров насыщенною пропана Для на
стоящего примера эта упругость
равна 0,84 МПа (абс) По табл 2 12
Рис 2 16 Схема построения диаграмм
состояния
91
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
упругость паров пропана при температуре +20 °C равна 0,833 МПа (абс).
Если линия постоянной температуры не пересекает пограничную кривую насы-
щенного пара (линия Т'Е' на рис 2 16), то это свидетельствует, что при этой
температуре пропан никаким давлением не может быть превращен в жидкость,
так как его температура выше критической.
Пример 2. Определить удельный объем и плотность жидкой и паровой фаз
пропана в условиях примера 1
Решение. Удельный объем жидкого пропана находится в точке пересече-
ния линии постоянной температуры с пограничной кривой жидкости, а удельный
объем насыщенных паров — в точке пересечения этих линий с пограничной кри-
вой пара. Для данного примера удельный объем находится по рис. 2 17:
f«=0,00196 м3/кг, а удельный объем насыщенного пара пп = 0,058 м3/кг. Точ-
ные значения этих величин приведены в табл. 2.14: vж = 0,002004 м3/кг, ип =
= 0,056 м3/кг. Плотности жидкости и пара определяются по известным форму-
лам: рж ~ 1 : 0,001-^6=510,2 кг/м3, рп = 1 : 0,058 = 18,24 кг/м3; по табл. 2.14:
рж=499 кг/м3; рп ^*17,74 кг/м3.
Пример 3. Определить скрытую тецЛоту испарения жидкого пропана при
условиях примера 1.
Решение Скрытая теплота испарения определяется по разности энталь-
пий насыщенного пара и жидкости. Энтальпия жидкости находится на оси
абсцисс по точке пересечения линии постоянной температуры (или постоянного
давления) с пограничной кривой жидкости, а энтальпия насыщенного пара — по
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
точке пересечения этих линий с пограничной кривой насыщенною пара. Для
условий примера энтальпия жидкости /ж = 140,7 кДж/кг и энтальпия насыщен-
ного пара 7н п = 495,6 кДж/кг. Скрытая теплота испарения K = iB п—/ж = 495,6—
—140,7=354,9 кДж/кг. По табл. 2.29 ее значение 345,67 кДж/кг.
Пример 4. Определить количество тепла, необходимое для испарения 100 кг
жидкого пропана и перегрева его паров до 20 °C под давлением 0,5МПа (абс.).
Решение. Энтальпия кипящей жидкости по рис. 2.17 /ж = 100,8 кДж/кг.
Энтальпия перегретого пара (точка пересечения линии постоянного давления
и кривой постоянной температуры) /п. п = 512,4 кДж/кг. Теплота испарения 1 кг
жидкости и перегрева 1 кг пара q—IB.B—= 512,4—100,8=411,6 кДж/кг. Коли-
чество тепла, необходимое для испарения 100 кг жидкого пропана и перегрева
его паров до 20 °C <2=411,6-100=41 160 кДж/кг. Для условий примера по той
же диаграмме определяют температуру кипения жидкости /к.ж = + 1 °C (при-
ближенно эта же температура соответствует упругости паров — табл. 2.12).
Скрытая теплота испарения Z,=478,8—100,8 = 378 кДж/кг. Теплота перегрева па-
Рис 2.17. Диаграммы состояния
а — пропан; б — w-бутан.
93
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Пример 5. Определить количество пара, которое образуется при дроссели-
ровании жидкою пропана от 0,8 до 0,2 МПа (абс), и температуру в конце
дросселирования
Решение Дросселирование жидкости проходит по линии постоянной эн-
тальпии от точки пересечения линии постоянного давления с пограничной кривой
жидкости (точка М на рис 2 16) до точки пересечения постоянной энтальпии
с заданной линией постоянного давления (точка X' на рис 2 16) Точка пересе-
чения заданной линии постоянного давления с линией постоянной энтальпии и
кривой постоянной сухости пара (точка Х'} показывает, какое количество пара
образовалось в результате дросселирования жидкости Для заданного примера
по рис. 2 17 его количество равно 0,25 кг/кг Температура в конце дросселиро-
вания определяется точкой пересечения заданной линии постоянного давления
с пограничной кривой пара (точка А на рис 2 16) Для заданного примера эта
температура по рис 2 17 равна —25 °C
Пример 6. Определить работу, необходимую для сжатия 1 кг насыщенных
паров пропана от 0,2 до 0,8 МПа (абс), и температуру пара в конце про-
цесса Процесс сжатия от начального до конечного давления проходит по линии
постоянной энтропии
Решение Теоретическая работа сжатия определяется разностью энталь-
пии в конце процесса (точка Д) и в начале процесса (точка Д)- А/Сж—1д—1а-
Температура пара (газа) в конце процесса определяется линией постоян-
ной температуры, проходящей через точку Д Для заданного примера по
рис 2 17 А/сж = 512,4—449,4 = 63 кДж/ki Температура пара в конце процесса
сжатия равна +25 °C
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
НОРМЫ РАСХОДА ГАЗА
И РЕЖИМЫ ЕГО ПОТРЕБЛЕНИЯ
1. НОРМЫ РАСХОДА ГАЗА
Определение газовых расходов на хозяй-
ственно-бытовые и коммунальные нужды
жилых и общественных зданий, пред-
приятий общественного питания и объ-
ектов коммунально-бытового назначе-
ния (бани, прачечные, хлебопекарни и
др.) следует выполнять по укрупненным
нормам расхода тепла, полученным из
практики.
Приближенные нормы для наиболее
распространенных тепловых процессов
приведены в табл. 3.1—3.5.
При разработке проектов генераль-
ных планов городов и других населен-
ных пунктов допускается принимать
укрупненные показатели газопотребле-
ния, м3/(год-чел.): при наличии центра-
лизованного горячего водоснабжения
~33,3, при горячем водоснабжении
от газовых водонагревателей ~66,7, при
отсутствии всяких видов горячего водо-
снабжения ~41,7 (55 в сельской
местности) при теплоте сгорания
100,8 МДж/м3.
Нормы расхода газа при газоснаб-
жении сжиженными газами школ, вузов,
техникумов и других специальных учеб-
ных заведений для лабораторных нужд
следует определять по тепловым на-
грузкам 71 согласно значениям, приве-
денным в табл. 3.6.
Для потребителей, не перечисленных
в вышеприведенных таблицах, нормы
расхода газа определяются исходя из
расхода других видов топлива или фи-
зического (фактического) расхода ис-
95
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 3.1
Нормы расхода газа на бытовые нужды (жилые здания)
Назначение расходуемого газа Показатель потребле ния Норма расхода газа в год, МДж
На приготовление пищи (при наличии в кварти- ре газовой плиты и централизованного горя- чего водоснабжения) На 1 человека в год 2688
На приготовление пищи и горячей воды для хо- зяйственных нужд без стирки белья (при наличии в квартире газовой плиты и отсут- ствии централизованного горячего водоснаб- жения и газового водонагревателя То же 2982
На приготовление пищи и горячей воды для хо- зяйственных и санитарно-гигиенических нужд без стирки белья (при наличии в квар- тире газовой плиты и газового водонагрева- теля) » 5334
На стирку белья в домашних условиях На 1 т сухого белья 8820
Таблица 3.2
Нормы расхода газа в коммунально-бытовых предприятиях
и учреждениях
Назначение расходуемого газа Показатель потребле- ния Норма расхода газа в год, МДж
Прачечные: в механизированных прачечных На 1 т сухого 8 820
в немеханизированных прачечных с сушиль- белья То же 12 600
ными шкафами в механизированных прачечных включая 20 160
сушку и глаженье белья Пезкамеры. Дезинфекция белья и одежды: в паровых дезкамерах » 2 247
в огневых дезкамерах 1 260
эани: мытье без ванн На 1 помывку 37,8
мытье в ваннах То же 50,4
Примечания: 1. Норма накопления белья населением в
размере 75—100 кг на одного жителя.
2. Норма накопления белья в предприятиях и учреждениях
г/мес
год может приниматься
городского хозяйства,
гостиницы (на 1 койку) 75—100
общежития (на 1 человека) 15—30
больницы » » 35—40
санатории » » 15—20
детские учреждения (на 1 ребенка) 40—50
парикмахерские (на 1 мастера) 30—40
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 3.3
Нормы расхода газа в учреждениях здравоохранения
Назначение расходуемого газа Показатель потребления Норма расхода газа в год, МДж
Больницы-
на приготовление пищи На 1 койку 3192
на приготовление горячей воды для хозяй- ственно-бытовых нужд и лечебные проце- дуры (без стирки белья) То же 9240
Поликлиники — на лечебные процедуры (без стирки белья) На 1 посетителя 84
Таблица 3.4
Нормы расхода газа на предприятиях общественного питания
Назначение расходуемого газа Показатель потребления Норма расхода газа в год, МДж
Приготовление пищи в общественных столовых и ресторанах: приготовление обедов (вне зависимости от пропускной способности столовых и ресто- ранов) приготовление завтраков или ужинов На 1 обед На 1 завтрак или ужин 4,2 2,1
Таблица 3.5
Нормы расхода газа на хлебопекарных и кондитерских предприятиях
(на 1 т изделий)
Назначение расходуемого газа Норма расхода газа в год, МДж
Выпечка хлебобулочных и кондитерских изделий: хлеба формового 1764
хлеба подового 4578
батонов, булок, сдобы 3990
кондитерских изделий (тортов, пирожных, печенья и т. п.) 6090
Примечание. Нормы расхода газа на выпечку хлеба и кондитерских изделий
приведены усредненно для печей различных типов при их переоборудовании на газовое топ-
ливо. Для специальных газовых печей нормы расхода газа могут быть снижены на 20—30 %.
4 Заказ № 614
97
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
пользуемого топлива. При этом следует учитывать изменение кпд
при переходе на газовое топливо.
Годовые расходы газа на нужды предприятий бытового обслу-
живания населения (ателье, мастерские, парикмахерские, магазины
и др.) составляют до 10 % суммарного расхода газа потребителям,
приведенным в табл. 3.1—3.2.
Таблица 3.6
Тепловые нагрузки qt, принимаемые в лабораториях
Основные помещения в здании Тепловые нагруз- ки на 1 м’ общей площади qlt кДж/ч
Химические и биологические лаборато- 210
рии
Физические лаборатории 50,4
Экспериментальные мастерские 126
Нормы расхода газа на технологические и другие нужды про-
мышленных, коммунально-бытовых и сельскохозяйственных пред-
приятий определяются по действующим удельным нормам рас-
хода топлива к объему выпускаемой продукции или по данным
фактического топливопотребления с поправкой на изменение кпд
оборудования и приборов при работе на газовом топливе.
Расчетный годовой расход газа на производственные нужды
сельских населенных пунктов необходимо принимать по табл. 3.7.
Таблица 3.7
Нормы расхода газа на производственные нужды сельских
населенных пунктов
Назначение расходуемого газа Единица потребления Норма расхода газа в год, МДж
Приготовление кормов и подогрев воды для жи- вотных 1 корова 840
Приготовление кормов с учетом запаривания гру- 1 лощадь 1680
бых кормов и корнеклубнеплодов 1 корова 8400
1 свинья 4200
1 овца или 1 коза 420
Подогрев воды для питья и санитарных целей То же 420
Приведенные средние нормы расхода газа пригодны для опре-
деления годовой потребности в газе и разработки плановых и
проектных заданий по газоснабжению городов и населенных
пунктов. Указанные нормы неприемлемы для определения потреб-
ности в газе конкретных объектов и разработки для них проект-
ной документации. Для указанных целей необходимо изучение
98
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
установок, переоборудуемых для сжигания газа, и установление
для них по расчету или опытным данным местных норм.
Для специальных газовых приборов нормы расхода газа (теп-
ловые нагрузки) установлены государственными стандартами
(ГОСТами), или паспортной характеристикой, или эксперимен-
тальными данными.
'Максимальные часовые расходы газа на отопление, вентиля-
цию и горячее водоснабжение для всех категорий потребителей
определяются в соответствии с указаниями СНиП II—36—73,
И—33—75, Ц—34—75.
2. РЕЖИМЫ ПОТРЕБЛЕНИЯ ГАЗА
Потребителями сжиженных газов в го-
родах являются: жилые квартиры, предприятия общественного
питания, детские и лечебные учреждения, учебные заведения, не-
которые тепловые процессы промышленных предприятий и др.
Потребление газа этими категориями потребителей происходит
неравномерно, причем каждой свойственны характерные сезон-
ные, недельные и суточные неравномерности его потребления.
Наибольшая суточная неравномерность присуща бытовым и
другим потребителям, использующим газ для приготовления
пищи и горячей воды, и наименьшая — промышленным предприя-
тиям с непрерывными технологическими процессами.
Режимы расхода газа различными категориями потребителей
изучены недостаточно и зависят от множества факторов и мест-
ных условий, не поддающихся точному учету и обобщению. По
этим причинам приводимые ниже количественные характеристики
режимов расхода газа, составленные на основании исследований
проектных, научных и эксплуатационных организаций, могут и
должны уточняться в зависимости от местных условий (харак-
тера потребителей, климатических данных и т. п.).
Практика показывает, что колебания в расходе газа быто-
выми потребителями имеют определенную закономерность.
В дневные и вечерние часы происходит расход газа наибольший,
а в ночные он снижается до минимума, доходя при малом числе
потребителей почти до нуля. При этом в течение суток наблю-
даются часы усиленного потребления газа, соответствующие вре-
мени приготовления пищи и приема ванн.
Потребление газа неодинаково и по дням недели — при срав-
нительном равномерном потреблении газа в дни от понедельника
до пятницы расход его в субботу увеличивается. Значительное
повышение расхода газа наблюдается также в предпраздничные
дни. Наибольший расход газа по многолетним данным относится
к предновогоднему дню 31 декабря, в который потребность газа
превышает годовой среднесуточный расход в 1,6—1,65 раза.
Кроме часовых и суточных неравномерностей потребления
газа следует учитывать сезонные колебания в течение года, вызы-
ваемые разъездом в летнее время населения и детских учрежде-
4* 99
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ний за пределы города, изменением рациона питания и повыше-
нием температуры наружного воздуха и воды.
В табл. 3.8—3.14 приведены средние количественные характе-
ристики режимов потребления газа в квартирах, учреждениях и
предприятиях по месяцам года, дням недели и часам суток для
средней полосы СССР.
Таблица 3.8
Средние режимы потребления газа в квартирах по дням зимней
(январской) недели
День недели Доля недельного расхода, % День недели Доля недельного расхода, %
Понедельник 13,6 Пятница 14,8
Вторник 13,7 Суббота 17,0
Среда 13,8 Воскресенье 14,2
Четверг 14,0
Таблица 3.9
Средние режимы потребления газа в квартирах по месяцам года
Месяц Доля годового расхода, % Месяц Доля годового расхода, % Месяц Доля ГОДОВОГО расхода, %
Январь 10,3 Май 8,6 Сентябрь 7,0
Февраль 9,6 Июнь 7,0 Октябрь 8,7
Март 10,0 Июль 5,0 Ноябрь 9,4
Апрель 9,3 Август 5,2 Декабрь 9,9
Коэффициент суточной неравномерности (отношение макси-
мального суточного расхода к среднему за неделю) по данным
табл. 3.8
= 17,0: (100:7)«1,20.
Коэффициент месячной неравномерности (отношение макси-
мального месячного расхода к среднемесячному) по табл. 3.9
/г" =10,3: (100: 12)^1,25.
Коэффициент суточной неравномерности за год
= 1,20-1,25- 1,50-
100
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 3.10
Средние режимы потребления газа в квартирах по часам
зимних суток, % от суточного расхода
Часы суток Квартиры крупных городов Квартиры небольших городов
в обычные зимние дни в предпразднич- ные дни в обычные зимние дни в предпразднич- ные дни
0—1 1,5 4,0 0,6 3,0
1—2 0,5 2,0 0,2 1,5
2—3 0,2 1,0 0,1 0,1
3—4 0,2 0,8 0,1 0,1
4—5 0,2 0,8 0,1 0,1
5—6 0,5 1,4 0,5 0,8
6—7 3,0 3,5 4,5 3,0
7—8 4,4 4,5 5,5 3,7
8—9 5,5 5,0 6,25 5,0
9—10 6,0 5,0 6,4 6,2
10—11 6,0 5,5 6,25 6,5
11—12 5,5 5,0 5,5 6,0
12—13 5,5 5,0 5,5 6,0
13—14 5,4 5,25 5,5 6,0
14—15 5,6 5,5 5,25 6,0
15—16 5,5 5,75 5,25 6,0
16—17 5,5 6,0 5,4 6,5
17—18 6,0 6,5 6,0 7,0
18—19 6,6 6,0 6,75 6,5
19—20 7,0 5,5 7,7 6,0
20—21 6,5 4,75 7,25 5,0
21—22 5,8 5,25 5,9 4,0
22—23 4,3 4,0 2,75 3,0
23—24 2,9 2,5 0,75 2,0
Таблица 3.11
Приближенные режимы потребления газа детскими яслями,
детскими садами, школами, специальными учебными заведениями,
больницами, поликлиниками по месяцам года, % к годовому расходу
Месяц Детские ясли Детские сады Школы Учебные заведе- ния Боль- ницы Поли- клиники
Январь 9,6 8,9 8,4 8,0 9,3 8,6
Февраль 8,7 8,3 10,0 8,0 8,5 8,3
Март 8,9 9,0 8,8 10,4 8,9 9,0
Апрель 8,5 8,6 10,3 9,9 8,2 8,5
Май 7,2 7,0 9,0 8,2 8,1 7,1
Июнь 7,5 8,0 9,5 3,4 7,4 8,1
Июль 7,5 8,0 1,5 3,4 7,7 8,1
Август 7,9 8,2 1,5 3,4 7,7 8,4
Сентябрь 7,7 7,8 9,4 9,0 7,8 7,8
Октябрь 8,8 8,8 10,7 10,3 8,5 8,8
Ноябрь 8,3 8,3 10,0 9,6 8,6 8,3
Декабрь 9,4 9,1 10,9 10,4 9,3 ДО
101
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 3.12
Приближенные режимы потребления газа гостиницами,
прачечными, столовыми, ресторанами и мелкими бытовыми
предприятиями по месяцам года, % к годовому расходу
Месяц Гостиницы Прачечные (домовые) Столовые и рестораны Мелкие бытовые предприятия
Январь 9,3 9,1 9,5 9,5
Февраль 8,5 8,6 8,6 8,6
Март 8,9 8,9 9,5 9,5
Апрель 8,2 8,5 8,6 8,6
Май 8,1 7,1 8,2 8,2
Июнь 7,4 8,1 7,7 7,7
Июль 7,7 7,6 6,8 6,8
Август 7,7 7,6 6,8 6,8
Сентябрь 7,8 8,0 7,7 7,7
Октябрь 8,5 8,9 8,5 8,5
Ноябрь 8,6 8,3 8,6 8,6
Декабрь 9,3 9,3 9,5 9,5
Таблица 3.13
Приближенные режимы потребления газа детскими яслями, детскими
садами, школами, специальными учебными заведениями, больницами и
поликлиниками, % от суточного расхода
Часы суток Детские ясли Детские сады Школы Специаль- ные учебные заведения Боль- ницы Поликли- ники
0—1 — — — — 1,9 —
1—2 — — — — 0,9 —
2—3 — — — — 0,9 —
3—4 — — — — 0,9 —
4—5 — — — — 0,9 —
5—6 — — — — 1,9 —
6—7 — — — — 2,8 3,2
7—8 3,6 4,3 — 0,5 5,0 4,2
8—9 8,5 7,4 — 1,9 7,8 8,8
9—10 8,5 10,2 7,2 5,0 5,8 8,0
10—11 12,0 8,8 7,2 8,3 6,9 6,1
11—12 12,0 5,9 14,4 10,3 9,4 6,1
12—13 7,2 14,8 14,4 10,3 8,7 6,1
13—14 7,2 11,8 13,0 7,1 4,9 6,1
14—15 2,4 4,3 13,0 6,1 3,8 6,1
15-16 3,6 7,4 8,8 6,1 3,8 6,1
16—17 3,6 3,0 5,9 9,2 4,9 10,4
17—18 3,6 3,0 4,4 9,2 4,9 10,4
18—19 6,0 6,0 2,9 6,1 6,3 10,4
19—20 8,5 8,8 2,9 6,1 6,3 6,1
20—21 8,5 4,3 2,9 6,1 3,8 3,2
21—22 4,8 1,5 5,0 2,8 3,2
22—23 — — 1,5 2,7 2,8 —
23—24 — — — — 1,9 —
102
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 3.14
Приближенные режимы потребления газа гостиницами, прачечными,
столовыми, ресторанами н мелкими бытовыми предприятиями,
% от суточного расхода
Часы суток Прачечные (домовые) Столовые и рестораны Гостиницы Мелкие бытовые предприятия
0—1 --- 4,0 0,2
1—2 — — 4,8 0,1
2—3 — — 1,1 0,1
3—4 — — 0,9 0,1
4—5 — — 0,9 0,1
5—6 ' ' - — 0,8 0,5
6—7 5,4 — 1,5 1,4
7—8 5,4 6,6 4,4 4,9
8—9 7,0 6,9 7,6 6,3
9—10 5,4 9,4 7,5 7,7
10—11 4,7 10,4 4,0 9,0
11—12 7,0 11,0 2,3 9,5
12—13 5,4 10,0 2,5 10,1
13—14 7,0 7,8 3,6 8,3
14—15 7,0 7,6 3,6 6,0
15—16 5,4 5,8 3,0 5,7
16—17 7,0 4,0 3,7 4,6
17—18 5,4 4,0 4,6 4,6
18—19 5,4 5,1 4,6 5,6
19—20 4,7 5,2 4,1 6,3
20—21 5,4 4,4 5,5 4,9
21—22 7,0 0,6 7,6 2,3
22—23 5,4 0,5 8,7 1,2
23—24 — 0,7 8,7 0,5
Коэффициенты часовой неравномерности для зимних дней (от-
ношение максимального часового расхода к среднемесячному):
для крупных городов
£2 = 7: (100 : 24)= 1,68,
для небольших городов
£2 = 7,7: (100 : 24)^1,85.
3. РАСЧЕТНЫЕ ЧАСОВЫЕ РАСХОДЫ ГАЗА
Расчетные часовые расходы газа явля-
ются исходными данными для определения диаметров газопрово-
дов и выбора размеров и типов газовой арматуры, аппаратуры и
оборудования.
Исследования показывают, что неравномерность потребления
газа обусловливается неравномерными режимами работы каж-
дого установленного прибора или установки и несовпадением
часов работы как однотипных, так и разных по назначению при-
боров.
103
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Системы газоснабжения городов и других населенных пунк-
тов должны рассчитываться на максимальный часовой расход
газа исходя из совмещенного суточного графика его потребления
всеми потребителями.
Расчетный часовой расход газа Qp. ч при О °C и давлении
101,3 кПа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды сле-
дует определять как долю годового расхода по формуле, м3/ч,
QP. ч = ^Qrofl,
где &м — коэффициент часового максимума (коэффициент пере-
хода от годового расхода к максимальному часовому расходу
газа); Qrofl — годовой расход газа, м3/год.
Коэффициент максимального часового расхода принимается
дифференцированно для каждого района газоснабжения, сети ко-
торого представляют собой самостоятельную систему, гидравли-
чески не связанную с системами других районов.
Значения коэффициентов максимального часового расхода
газа на хозяйственно-бытовые нужды (без отопления) в зависи-
мости от численности населения, снабжаемого газом, приведены
в табл. 3.15, для коммунально-бытовых потребителей —
в табл. 3.16.
Таблица 3 15
Коэффициент часового максимума kM на хозяйственно-
бытовые нужды в зависимости от численности населения,
снабжаемого газом (без отопления)
Число жителей, снабжаемых газом, тыс чел Коэффициент часового максимума kK
1 1/1800
2 1/2000
3 1/2050
5 1/2100
10 1/2200
20 1/2300
30 1/2400
40 1/2500
50 1/2600
100 1/2800
300 1/3000
500 1/3300
750 1/3500
1000 и более 1/3700
Для расчета часового расхода газа на технологические и ото-
пительные нужды промышленных, коммунально-бытовых и сель-
скохозяйственных предприятий используют ту же формулу, что и
для определения часового расхода газа на хозяйственно-бытовые
и коммунальные нужды, но с учетом изменения кпд оборудова-
ния и приборов при их работе на газовом топливе.
104
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Значение коэффициентов максимального часового расхода
газа для промышленных предприятий необходимо устанавливать
на основании данных о характере производства и режимах топ-
ливопотребления (с разработкой совмещенного суточного гра-
фика) каждого предприятия в отдельности. Для проектируемых
предприятий расчетные часовые расходы газа должны прини-
маться по проектам этих предприятий или на основании данных
о планируемой мощности предприятий и укрупненных показате-
лей расхода топлива аналогичными предприятиями.
Для промышленных, коммунально-бытовых и сельскохозяйст-
венных потребителей, отдельных микрорайонов, а также населен-
ных пунктов в сельской местности расчетный часовой расход
газа Qp. ч можно определять и по сумме номинальных расходов
газа, устанавливаемых по техническим характеристикам газовых
Таблица 3.16
Коэффициент часового максимума kM для коммунально-
бытовых потребителей
Предприятия Коэффициент часового максимума kM
Бани Прачечные Общественного пита- ния 1/1600—1/2300 (с учетом отопле- ния и вентиляции) 1/2300—1/3000 1/1800—1/2200 (без учета отопле- ния и вентиляции)
приборов с учетом коэффициента одновременности их действия,
по формуле, м3/ч,
т
Qp. ч — koQifli,
i=l
где k0 — коэффициент одновременности для однотипных прибо-
ров или групп приборов, значение которого принимается по табл.
3.17 и 3.18; qt — номинальный расход газа прибором или группой
приборов, м3/ч; принимается по паспортным данным или техни-
ческим условиям (характеристикам) приборов; nt— число одно-
типных приборов или групп приборов.
Расчетный расход газа на участках распределительных наруж-
ных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы
газа, равен сумме транзитного и 0,5 путевого расхода газа на
данном участке.
Коэффициенты одновременности для одной квартиры, обору-
дованной плитой, а также плитой и емкостным водонагревателем,
приняты равными единице, что свидетельствует о совпадении по
времени использования не только всех горелок плиты и духового
шкафа, но и водонагревателя.
105
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Коэффициенты одновременности для квартиры, в которой
кроме плиты установлен проточный водонагреватель, применя-
ются меньшими единицы, обеспечивающими максимальный рас-
Таблица 3.17
Значения коэффициентов одновременности k0 в зависимости
от типа и числа устанавливаемых приборов
Число квартир Плита четырех- горелоч- ная Плита двухго- релочная Плита четы- рехгорелоч- ная и про- точный водо- нагреватель Плита двух- горелочная и проточный водонагре- ватель Плита четы- рехгорелоч- ная и емкост- ный водона- греватель Плита двух- горелочная и емкостный водонагре- ватель
1 1 1 0,72 0,75 1 1
2 0,65 0,84 0,46 0,48 0,59 0,71
3 0,45 0,73 0,35 0,37 0,42 0,55
4 0,35 0,59 0,31 0,325 0,34 0,44
5 0,29 0,48 0,28 0,29 0,287 0,38
6 0,28 0,41 0,26 0,27 0,274 0,34
7 0,27 0,36 0,25 0,26 0,263 0,3
8 0,265 0,32 0,24 0,25 0,257 0,28
9 0,258 0,289 0,23 0,24 0,249 0,26
10 0,254 0,263 0,22 0,23 0,243 0,25
11 0,25 0,258 0,21 0,22 0,237 0,245
12 0,245 0,254 0,207 0,215 0,232 0,24
13 0,243 0,249 0,2 0,21 0,229 0,23
14 0,241 0,245 0,195 0,205 0,226 0,231
15 0,241 0,242 0,19 0,2 0,223 0,228
20 0,235 0,23 0,181 0,19 0,217 0,222
25 0,233 0,221 0,178 0,185 0,215 0,219
30 0,231 0,218 0,176 0,184 0,213 0,216
35 0,229 0,215 0,174 0,183 0,211 0,213
40 0,227 0,213 0,172 0,18 0,209 0,211
45 0,225 0,212 0,171 0,179 0,206 0,208
50 0,223 0,211 0,17 0,178 0,205 0,205
60 0,22 0,207 0,166 0,175 0,202 0,202
70 0,217 0,205 0,164 0,174 0,199 0,199
80 0,214 0,204 0,163 0,172 0,197 0,198
90 0,212 0,203 0,161 0,171 0,195 0,196
100 0,21 0,202 0,16 0,17 0,193 0,196
400 0,18 0,17 0,13 0,14 0,15 0,152
Примечания: 1. Для квартир, в кухнях которых устанавливается более одного
однотипного газового прибора, коэффициент одновременности принимается, как для нес-
кольких квартир, укомплектованных аналогичными приборами. 2. Для квартир, оборудо-
ванных газовой плитой (двух- или четырехгорелочной) и отопительными печами, коэффи-
циент одновременности принимается, как для квартир, имеющих такую же плиту и емкост-
ный водонагреватель.
ход газа только одним, наиболее мощным и кратковременно дей-
ствующим прибором — проточным водонагревателем. При случай-
ном совпадении работы проточного водонагревателя и одной или
двух горелок газовой плиты работа обоих приборов происходит
с тепловой нагрузкой несколько ниже номинальной, что вполне
допустимо, так как приведет только к незначительному удлине-
нию времени на наполнение ванны и приготовление пищи.
106
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Метод учета неравномерности потребления газа с помощью
коэффициентов одновременности приемлем для внутридомовых,
дворовых и внутриквартальных газовых сетей, при расчете и
проектировании которых известно число квартир, подлежащих
газоснабжению, и ассортимент устанавливаемых приборов. Он
пригоден и для определения расчетных расходов газа в учрежде-
ниях и учебных заведениях, оборудуемых газовыми приборами,
отдельными горелками или установками. Значения k0 при этом
Таблица 3.18
Коэффициенты одновременности k0 для жилых домов
в сельской местности в зависимости от числа
газоснабжаемых квартир и типа устанавливаемых приборов
Число квартир (домов) Плита четырех- горелочная Плита двух- горелочная
1 1 1
2 0,88 0,968
3 0,79 0,94
4 0,715 0,91
5 0,66 0,865
6 0,616 0,83
7 0,572 0,796
8 0,554 0,76
9 0,503 0,722
10 0,485 0,688
11 0,465 0,656
12 0,445 0,62
13 0,431 0,584
14 0,418 0,553
15 0,405 0,528
20 0,371 0,429
25 0,345 0,376
30 0,332 0,349
35 0,312 0,324
40 0,299 0,308
45 0,285 0,296
50 0,273 0,287
60 0,254 0,27
70 0,242 0,26
80 0,233 0,251
90 0,226 0,244
100 0,22 0,24
должны определяться для каждого потребителя в зависимости
от режимов газопотребления.
Для расчета городских газопроводов, в особенности связанных
в единую систему распределения газа, указанный метод является
неприемлемым из-за многообразия газовых приборов и установок
и различных режимов использования газа разными категориями
потребителей.
Кроме того, при расчете систем распределения газа устано-
вить число подлежащих газоснабжению квартир (в особенности
107
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
для вновь проектируемых районов и городов) и тем более газо-
вых приборов не представляется возможным. Поэтому при проек-
тировании систем распределения газа расчетные расходы опре-
деляются как доли годовых расходов газа.
Для определения расчетных расходов газа по этому методу
подсчитывают годовые расходы газа в отдельных характерных
по застройке районах или микрорайонах и умножают на доли
годовых расходов.
Значения часовых долей годового расхода газа в зависимо-
сти от численности населения, снабжаемого газом, приведены
в табл. 3.15 и 3.16.
Расчетный часовой расход газа для лабораторных нужд сле-
дует определять по формуле
Qp ч = 3,62^0/Qh >
где q — номинальная тепловая мощность одного однотипного по-
требителя, кВт/ч; п — число однотипных потребителей в здании
или на расчетном участке газопровода; k0 — коэффициент одно-
временного действия потребителей, принимаемый по табл. 3.19;
QHp — низшая теплота сгорания газа, кДж/м3.
Таблица 3.19
Коэффициент одновременности k0 для лаборатории
Потребитель Номиналь- ная тепловая мощность q, кВт/ч Число кранов
10 50 100 200 300 400 600 750 1000 1000 и бо- лее
Однорожковый 1 160 0,5 0,29 0,23 0,18 0,15 0,14 0,13 0,11 0,1 0,08
лабораторный газовый кран (ниппель) Паяльная 3 190 0,8
лабораторная горелка Стеклодувная 14 500 0,8
горелка типа «Пушка» большая То же, малая 7 308 0,8 —
Суточный расход газа фСут, м3/сут, определяется по формуле
QcyT= QP. ч^1>5>
где / — время работы, ч; 1,5 — коэффициент часовой неравномер-
ности потребления газа.
108
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
МАТЕРИАЛЫ, АРМАТУРА И ПРИБОРЫ
ДЛЯ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
1. МЕТАЛЛЫ И ИХ СВОЙСТВА
В современной технике используют раз-
нообразные материалы: чугуны, стали,
цветные металлы и сплавы, пластмассы,
набивочные и прокладочные материалы
и т. д.
Технология изготовления деталей
оказывает значительное влияние на
свойства материала. Следовательно,
свойства материала целесообразно уточ-
нять с учетом условий изготовления де-
тали.
Область применения материала зави-
сит от результатов оценки комплекса
его свойств с учетом необходимой долго-
вечности конструкции и стоимости мате-
риала. Из этого комплекса можно выде-
лить основные свойства, например проч-
ность, коррозионную устойчивость,
упругость и пластичность.
При наличии материалов с одинако-
выми свойствами используется более
дешевый. Когда свойства материалов не
равноценны и более дорогой материал
обладает лучшими свойствами, выбор
следует проводить на основании соот-
ветствующих технико-экономических
расчетов и сопоставлений, а также тре-
бований «Технических правил по эко-
номному расходованию основных строи-
тельных материалов» (ТП 101—76) Гос-
строя СССР.
При выборе материала особое значе-
ние также имеет влияние температуры.
С повышением или понижением темпе-
ратуры свойства материалов меняются.
С увеличением температуры обычно
109
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
улучшаются пластические свойства, а прочностные характери-
стики ухудшаются, при понижении температуры, наоборот, пла-
стические свойства ухудшаются.
Особое важное значение также приобретает явление ползуче-
сти, которое заключается в медленной и непрерывной пластиче-
ской деформации металла, протекающей при постоянном напря-
жении. В металле при высокой температуре одновременно проте-
кают противоположные процессы — упрочнение в связи с дефор-
мацией под действием напряжений и разупрочнение в связи с дей-
ствием высоких температур.
Выбор строительных и машиностроительных материалов обу-
словлен совокупностью их физико-механических и технологиче-
ских свойств.
Сталь. Благодаря высокой механической прочности и пластич-
ности сталь является высококачественным материалом. Пластич-
ность стали способствует выравниванию напряжений в отдельных
точках детали и уменьшению опасности ее внезапного разрушения.
Сталь разделяют по химическому составу (на углеродистую,
низколегированную, среднелегированную и высоколегированную),
а также по качеству.
Изменением состава легирующих элементов легко можно по-
лучить стали с требуемыми прочностными или пластическими
свойствами, химической стойкостью, жаростойкостью и т. д.
Сталь легко подвергается обработке любым технологическим спо-
собом: отливкой, ковкой, штамповкой, прокаткой, резанием, дав-
лением и др. Термическая обработка позволяет изменять свойства
стали в широком диапазоне как по поверхности стали, так и по
всему сечению; химико-термическая обработка стали — цемента-
ция, азотирование, металлизация и другие — позволяет еще
больше расширить эти возможности. Малоуглеродистые стали
хорошо свариваются. Применением соответствующих легирующих
добавок, специальных электродов и последующей термической об-
работкой можно создавать прочные сварные соединения также из
легированных сталей.
Различные детали в зависимости от условий их работы (дав-
ления, температуры, коррозионных свойств среды) изготовляют
из углеродистых, легированных или высоколегированных сталей.
Углеродистая сталь содержит 0,06—0,49 % углерода. Сплавы с содержанием
углерода менее 0,02 % называются техническим железом. Углеродистая сталь
может содержать 0,05—0,35 % кремния и 0,25—1,2 % марганца. Содержание
естественных примесей серы не должно превышать 0,05 % и фосфора — 0,04 %;
содержание хрома, никеля, меди не должно превышать 0,3 % каждого и мышь-
яка — не более 0,08 %.
Сталь, содержащая дополнительно вводимые легирующие эле-
менты (хром, никель и др.) для придания ей особых свойств,
называется легированной. Существуют следующие приближенные
подразделения сталей по общему содержанию легирующих эле-
ментов:
— низколегированные стали — общее содержание легирующих элементов
менее 2,5 %;
НО
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
— среднелегированные стали — общее содержание легирующих элементов
от 2,5 до 10 %;
— высоколегированные стали — общее содержание легирующих элементов
свыше 10 %.
Такое подразделение приблизительное, так как каждый леги-
рующий элемент по-своему и в зависимости от наличия других
легирующих элементов влияет на свойства стали.
Сталь обыкновенного качества — углеродистая с содержанием
углерода не более 0,49 % выплавляется чаще всего мартеновским
и кислородно-конверторным способами; по степени раскисления
она может изготовляться спокойной, полуспокойной и кипящей.
Стали качественные — углеродистая и легированная выплавля-
ются в электрических или кислых мартеновских печах, а также
в мартеновских печах небольшого объема.
По применению различают стали: строительные, машиностро-
ительные (конструкционные), общего и специального назначения,
инструментальные и с особыми физическими свойствами.
Углеродистые стали обыкновенного качества подразделяются
на три группы по гарантируемым характеристикам:
А — поставляемую по механическим свойствам;
Б — поставляемую по химическому составу;
В — поставляемую по механическим свойствам и химическому составу.
В зависимости от нормируемых показателей сталь каждой группы подраз-
деляют на категории:
группы А — 1, 2, 3;
группы Б — 1, 2;
группы В — 1, 2, 3, 4, 5, 6.
Сталь изготовляется следующих марок со следующей марки-
ровкой и обозначениями:
группы А — СтО, Ст1, Ст2, СтЗ, Ст4, Ст5, Стб;
группы Б — БСтО, Б_Ст1, БСт2, БСтЗ, БСт4, БСт5, БСтб;
группы В — ВСт2, ВСтЗ, ВСт4, ВСт5.
Чем больше номер марки, тем больше в ней содержится угле-
рода и тем выше ее прочность и ниже пластичность. Способ вы-
плавки стали в обозначении марки не отражается. Сталь всех
групп с номерами марок 1, 2, 3 и 4 по степени раскисления изго-
товляют кипящей, полуспокойной и спокойной, с номерами 5 и
6 — полуспокойной и спокойной. Полуспокойная сталь с номерами
марок 3 и 5 производится с обычным и повышенным содержа-
нием углерода. В связи с этим в обозначение марки добавляют
соответствующие индексы: кп, сп, пс. Стали марок СтО и БСтО
по степени раскисления не разделяют. В обозначение марки стали
добавляют также номер соответствующей категории, например
ВСтЗпс2. Первую категорию в обозначении марки стали не ука-
зывают.
Состав и свойства углеродистых сталей обыкновенного ка-
чества регламентированы ГОСТ 380—71. Механические свойства
сталей должны соответствовать нормам, приведенным в табл. 4.1.
По требованиям к испытанию механических свойств эта сталь делится на
категории: 1, 2, 3, 4, 5. В зависимости от назначения горячекатаная и кованая
сталь делятся на подгруппы: а — для горячей обработки давлением; б — для
111
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 4.1
Механические свойства стали при растяжении и условия
Марка стали Временное сопротивление <т„, МПа ъ Предел текучести стт> МПа, не менее, для толщин, мм
до 20 свыше 20 до 40 свыше 40 до 100 свыше 100
СтО Не менее 310
Ст1кп 310—400 — — —
Ст1пс, Ст1сп 320—420 — — —— —
Ст2кп 330—420 220 210 200 190
Ст2пс, Ст2сп 340—440 230 220 210 200
СтЗкп 370—470 240 230 220 200
СтЗпс, СтЗсп 380—490 250 240 230 210
СтЗГ пс 380—500 250 240 230 210
Ст4кп 410—520 260 250 240 230
Ст4пс, Ст4сп 420—540 270 260 250 240
Стбпс, Стбсп 500—640 290 280 270 260
СтбГпс 460—600 290 280 270 260
Стбпс, Стбсп Не менее 600 320 310 300 300
холодной механической обработки по всей поверхности; в — для холодного воло-
чения.
Наряду с углеродистой сталью обыкновенного качества для строительных
целей иногда используют низколегированные стали, химический состав и меха-
нические свойства которых приведены в ГОСТ 19282—73.
Сталь машиностроительная (конструкционная) углеродистая качественная
поставляется по механическим свойствам и химическому составу одновременно
и подразделяется на две группы: группа I — с нормальным содержанием мяп-
ганца, группа II — с повышенным содержанием марганца.
Из стали изготовляют листы, ленты, полосы, трубы, проволоку, кованые и
штампованные заготовки и детали. Отливки из углеродистой стали выполняются
в соответствии с требованиями ГОСТ 977—75, который предусматривает в зави-
симости от назначения и требований, предъявляемых к литым деталям, три
группы назначения: отливки общего назначения, отливки ответственного назна-
чения, отливки особо ответственного назначения.
Чугун. Для изготовления сложных фасонных отливок наиболее
дешевым материалом является чугун. Однако хрупкость чугуна
ограничивает область его применения. Хрупкое разрушение дета-
лей, явление нежелательное вообще, приобретает значительную
опасность для газовой арматуры. При разрушении деталей из
пластических материалов имеется период пластических деформа-
ций, в течение которого можно установить наступление опасного
состояния материала. При хрупком разрушении эта возможность
исключена, так как разрушение детали происходит неожиданно
для обслуживающего персонала. Кроме того, хрупкие материалы
хуже переносят динамические нагрузки, переменные температур-
ные напряжения и температуры ниже —30 °C, они также более
чувствительны к концентрации напряжений и т. д.
Чугун — высокоуглеродистый нековкий сплав железа с угле-
родом (обычно 2,2—3,7%), содержащий примеси марганца
112
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
испытаний на изгиб на 180° в холостом состоянии
Относительное удлинение ст, %, для толщин, мм Изгиб на 180° (а—толщина образца, d—диаметр оправки) для толщин, мм
до 20 свыше 20 до 40 свыше 40 до 20 свыше 20
23 35 34 33 32 27 26 26 25 24 20 20 15 22 34 33 32 31 26 25 25 24 23 19 19 14 20 32 31 30 29 24 23 23 22 21 17 17 12 d = 2а d= 0 d = 0 (без оправки) d= 0 d = 0 (без оправки) d = 0,5а d = 2а d = За Диаметр оправки увеличивается на толщину образца
(0,2—1,1 %), кремния (1,0—2,9%), серы (не более 0,15 %) и
фосфора (не более 0,3 %). Прочностные свойства чугуна зависят
от соответствия содержания перлита и феррита в его структуре,
формы и размеров зерен графита. Уменьшение размера зерен и
повышение однородности структуры улучшают механические
свойства чугуна. В зависимости от состава и скорости охлажде-
ния чугуна углерод присутствует в его структуре в виде цемен-
тита — белый чугун либо (полностью или частично) в виде сво-
бодного графита — серый чугун.
По назначению различают: передельный чугун — обычно бе-
лый, служащий материалом для передела в сталь; литейный чу-
гун— серый, служащий для получения фасонных отливок. Усо-
вершенствование технологии позволяет получать серый чугун,
отличающийся очень хорошими механическими свойствами и
широко используемый в машиностроении. Однако в связи с хруп-
костью область применения серого чугуна ограничена относи-
тельно невысокими давлениями и температурами.
Однако несмотря на ограничения области применения чугунной
арматуры и других изделий, чугун как конструкционный материал
имеет широкое применение. Низкая стоимость и прекрасные литей-
ные качества чугуна дают возможность получать сложные и тонко-
стенные отливки. Из серого чугуна изготовляют газовую арматуру,
кронштейны, стойки, маховики, различные корпуса, шестерни и_т. д.
Для изготовления различных по назначению деталей наиболее часто при-
меняют чугуны следующих марок: СЧ10, СЧ15, СЧ20, СЧ25, СЧЗО, СЧ35, СЧ40,
СЧ45 (в обозначении марок чугуна число показывает предел прочности при
растяжении) в соответствии с требованиями ГОСТ 1412—79
113
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Высокопрочные чугуны получают введением в расплавленный чугун доба-
вок из магния, или магниевых лигатур. Это приводит к изменению формы гра-
фитовых включений в чугуне: вместо пластинчатой они приобретают шаровую
форму с образованием мелких сферических зерен. Благодаря этому снижается
концентрация напряжений около зерен и металл приобретает повышенные ме-
ханические свойства, иногда приближающиеся к механическим характеристикам
сталей Относительное удлинение, ударная вязкость и усталостная прочность не-
которых высокопрочных чугунов таковы, что в ряде случаев этим материалом
можно заменить сталь. Для отливок наиболее часто применяют высокопрочные
чугуны ВЧ38-17, ВЧ45-12, ВЧ45-5, ВЧ50-2, ВЧ50-7, ВЧ66-2, ВЧ70-2, ВЧ80-2,
ВЧ100-2 (в обозначении первое число показывает предел прочности при растя-
жении, второе — относительное удлинение) в соответствии с требованиями
ГОСТ 7293—79.
Ковкий чугун имеет условное название, так как коваться он не может, хотя
имеет повышенные пластические свойства, что позволяет его применять при
более высоких давлениях и температуре по сравнению с серым чугуном Ковкий
чугун представляет собой частично обезуглероженный чугун, получаемый в ре-
зультате термической обработки отливок из белого чугуна, для достижения не-
обходимых механических свойств и микроструктуры, состоящей из феррита и
перлита в различных соотношениях и углерода отжига. Ковкий чугун по меха-
ническим свойствам занимает среднее положение между чугуном и сталью и
дает плотные отливки. Ковкий чугун применяется для изготовления корпусов
с малым диаметром условного прохода, так как он должен подвергаться терми-
ческой обработке в специальных печах. Отливки деталей из ковкого чугуна
получаются хорошими даже при тонких стенках. Для отливки в зависимости
от состава микроструктуры металлической основы ковкий чугун делят на фер-
ритный (Ф) и перлитный (П) классы. Отливки изготовляют из ковкого чугуна
следующих марок: КЧЗО-6, КЧЗЗ-8, КЧ35-10, КЧ37-12 ферритного класса, харак-
теризующегося ферритной или ферритно-перлитной микроструктурой металличе-
ской основой; КЧ45-7, КЧ50-5, КЧ55-4, КЧ60-3, КЧ70-2, КЧ80-1,5 перлитного
класса, характеризующегося в основном перлитной микроструктурой металличе-
ской основы в соответствии с требованиями ГОСТ 1215—79.
Антифрикционные чугуны обладают пониженным коэффициентом трения и
используются для замены бронзы и других цветных сплавов в подшипниках
Антифрикционные чугуны прирабатываются хуже, чем бронза, поэтому требуют
более тщательного выполнения монтажа, надежной смазки и более длитель-
ного периода приработки на холостом ходу. Зазоры при использовании анти-
фрикционных чугунов должны быть увеличены на 15—30 % по сравнению с за-
зорами, принятыми для бронзы, а при значительном нагреве зазоры должны
быть увеличены на 30 %. Антифрикционные или подшипниковые чугуны делятся
на три группы: чугун с пластинчатым графитом — АЧС-1, АЧС-2, АЧС-3, АЧС-4,
АЧС-5, АЧС-6; чугун с шаровидным графитом — АЧВ-1, АЧВ-2; чугун с хлопье-
видным графитом — АЧК-1, АЧК-2 (в соответствии с требованиями ГОСТ
1585—79).
Оценка структуры нелегированного и низколегированного чугуна в литом
состоянии, подвергнутого отжигу для снятия внутренних напряжений, высоко-
температурному отжигу, нормализации или другим видам термической обра-
ботки для получения необходимой структуры, выполняется в соответствии с тре-
бованиями ГОСТ 3443—77, который распространяется на отливки из чугуна
конструкционного назначения с различной формой графита и устанавливает
методы определения структуры серого чугуна с пластинчатым графитом, высоко-
прочного чугуна с шаровидным графитом и ковкого чугуна с компактным гра-
фитом.
Алюминиевые сплавы. Эти сплавы не получили широкого применения в га-
зовом хозяйстве в связи с тем, что они могут быть использованы лишь в срав-
нительно узком диапазоне температур. Алюминиевые сплавы отличаются малой
плотностью (2,65—3, что в 2,5—3 раза меньше плотности стали и медных спла-
вов) и относительно большой прочностью. Легкие алюминиевые сплавы широко
применяют в общем машиностроении, на транспорте, для предметов домашнего
обихода и т. д. В газовом хозяйстве листовой алюминий может быть использо-
ван в качестве прокладочного материала, для изготовления паспортных таб-
114
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
лиц и т п Для изготовления фасонных отливок получили распространение
магниевые литейные сплавы следующих марок МЛЗ, МЛ4, МЛ4пч, МЛ5,
МЛ5пч, МЛ5он, МЛ6, МЛ8, МЛ9, МЛ10, МЛ11, МЛ12, МЛ15, МЛ19 в соот-
ветствии с требованиями ГОСТ 2856—79.
Медь и ее сплавы. В народном хозяйстве широко применяют
красную медь, латуни и бронзы. Красную медь (марки Ml и М3)
используют главным образом для токопроводящих деталей и для
прокладок в изделиях, предназначенных для низких температур,
если среда не содержит кислот. Наибольшее применение имеют
латуни и бронзы.
Сплав меди и цинка называется латунью при содержании
цинка 20—55 %; при содержании цинка до 20 % сплав меди с цин-
ком называется томпаком. Для придания латуни необходимых
свойств вводят дополнительные присадки олова, кремния, свинца,
алюминия, никеля, железа или марганца. Латунь — пластичный
материал, легко обрабатывается резанием, обладает хорошей
коррозионной стойкостью (для повышения коррозионной стойко-
сти производят отжиг латуни). С понижением температуры меха-
нические свойства латуни улучшаются. Поэтому она успешно ис-
пользуется для изготовления деталей, работающих при низких
температурах.
Бронза обычно имеет более высокие механические показатели
по сравнению с латунью, но пластические свойства у бронзы
хуже, чем у латуни. В машиностроении бронзу используют для
изготовления шпинделей, ходовых гаек, подшипников втулок, вен-
цов червячных колец, а также пружин, работающих в коррозион-
ной среде. Раньше других начали применять оловянистые бронзы.
Они устойчивы против атмосферной коррозии и обладают вы-
сокими прочностными и антифрикционными свойствами. В на-
стоящее время помимо оловянистых бронз, применяют свинцови-
стые, фосфоритные, алюминиевые, кремнистые и др.
2. УСЛОВНОЕ, РАБОЧЕЕ
И ПРОБНОЕ ДАВЛЕНИЕ
Газовую арматуру, как и соединитель-
ные части и весь трубопровод, рассчитывают на условное давле-
ние ру, которое устанавливается в зависимости от рабочего фак-
тического давления рр, температуры среды и свойств металла, из
которых изготовлены детали газового оборудования.
В связи с тем что прочность металлов с понижением темпера-
туры понижается, в ГОСТ 356—80 предусматривается для арма-
туры и соединительных частей, рассчитанных на условное давле-
ние ру (давление при нормальной температуре), максимальное
рабочее давление рР (давление при фактической температуре),
при котором они могут применяться в зависимости от свойств
металла и температуры рабочей среды. По этому стандарту ме-
таллы разделены на группы в зависимости от степени ухудшения
их механических свойств при повышении температуры.
115
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГОСТ 356—80 нормализует условное давление, на которое
должны рассчитываться арматура и соединительные части, и од-
ювременно устанавливает пробное давление рПр, при котором про-
вводятся гидравлические испытания на прочность. Значения пробного давления в за- Та блица 4.2 висимости от условного «начения условного и пробного давлений, МПа прохода приведены В табл.
РУ РПр Ру 4.Z. ^пр 3. УСЛОВНЫЕ ПРОХОДЫ
0,1 0,25 0,4 0,6 1,0 0,2 0,4 0,6 0,9 1,5 2,0 2,5 4,0 6,4 |’g Условным проходом Dy б’о в арматуре называют 9*6 номинальный размер про- хода в его присоедини- __ тельных патрубках, кото-
рый должен быть при-
мерно равен размеру трубы в свету на данное давление. Поскольку
наружный диаметр трубы соответствует стандартному размеру
резьбы, то при разной толщине стенок размер в свету при одном
и том же условном проходе может оказаться одинаковым. Диа-
метры условных проходов, с которыми может быть изготовлена
газовая арматура, так же как трубопроводная арматура и соеди-
нительные части для других целей, определены СТ СЭВ 254—76
(табл. 4.3). Стандартизированные размеры условных проходов не
распространяются на размеры условных проходов в корпусе и
седлах запорных и дроссельных устройств, они определяются в за-
висимости от требований, предъявляемых к конструкции.
Таблица 4.3
Диаметры условных проходов и соответствующая им трубная резьба
Dy, мм Диаметр трубной резьбы, дюймы Dy, мм Диаметр трубной резьбы, дюймы Dy, мм Диаметр трубной резьбы, дюймы
8 У4 40 1‘/2 175 7
10 % 50 2 200 8
13 65 2V2 225 9
15 V2 80 3 250 10
20 3/4 100 4 275 11
25 1 125 5 300 12
32 I1/, 150 6 325 —
4. ТРУБЫ
Трубы стальные. Применяемые для стро-
ительства газопроводов (наружных и внутренних) стальные трубы
бесшовные, сварные прямошовные и спирально-шовные, изготов-
ив
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ленные из хорошо сваривающихся сталей, содержащих не более:
0,27 % углерода, 0,05 % серы и 0,04 % фосфора, должны соот-
ветствовать требованиям действующих государственных стандар-
тов и техническим условиям на их изготовление.
На применяемые для строительства трубы должны быть вы-
даны сертификаты заводов-изготовителей или справки с выпиской
из сертификатов, подтверждающие их соответствие требованиям
СНиП 11—37—76. Трубы, не имеющие сертификатов или справок
с выписками из сертификатов, разрешается применять только
после химического анализа и механических испытаний образцов,
взятых от каждой партии труб одной плавки, которые подтвердят
соответствие качества стали действующим требованиям. Если не-
возможно установить принадлежность труб к одной плавке, ана-
лиз и испытания следует производить на образцах от каждой
трубы.
Для строительства и эксплуатации подземных и внутренних
(внутри зданий) газопроводов независимо от района строитель-
ства, а также надземных газопроводов в районах с расчетной
зимней температурой воздуха до —40 °C включительно стальные
трубы следует выбирать в зависимости от расчетной зимней тем-
пературы воздуха, способа прокладки газопровода и давления
газа.
При выборе стальных труб надлежит соблюдать требования
ТП 101—76: назначать оптимальные в технико-экономическом от-
ношении диаметры и толщины стенок труб; предусматривать
в основном сварные трубы, как наиболее экономичные.
Для строительства газопроводов сжиженных газов (жидкой фазы) следует
предусматривать, как правило, бесшовные трубы по ГОСТ 8733—74 и 8734—75
при наличии технико-экономического обоснования необходимости использования
таких труб или сварные прямошовные трубы со сварным швом, равнопрочным
основному металлу и подвергаемым 100 %-ному контролю физическими мето-
дами. Допускается применять для строительства газопроводов жидкой фазы
сжиженных газов трубы диаметром до 325 мм включительно по ГОСТ 10705—80.
При этом каждая труба, предусматриваемая для транспорта жидкой фазы,
должна быть подвергнута гидравлическому испытанию давлением, соответствую-
щим предусмотренному ГОСТ 10705—80, а сварные швы — проверены физиче-
скими методами контроля.
Толщина стенок труб должна определяться расчетом в соответствии с ре-
комендациями СН 373—67. При этом толщина стенок труб подземных газопро-
водов принимается равной не менее 3 мм, надземных — не менее 2 мм. Приме-
нение стальных труб с толщиной стенки и диаметром, большими предусмотрен-
ных расчетами, не допускается.
Требования к трубам указываются в заказе на них: марка
стали, результаты гидравлических испытаний, поверхность тор-
цов, равнопрочность швов основному металлу и другие харак-
теристики.
Требования к ударной вязкости металла труб для газопрово-
дов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наруж-
ного воздуха до —40 °C включительно, как правило, не предъ-
являются.
117
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Применяемые для строительства газопроводов трубы должны
быть испытаны гидравлическим давлением на заводе-изготовителе
или иметь гарантийную запись в сертификате о том, что трубы
выдержат гидравлическое давление, которое соответствует требо-
ваниям государственных стандартов для технических условий на
эти трубы.
Водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262—75 допускаются только к приме-
нению для вновь проектируемых и реконструируемых внутренних iазопроводов
низкого давления газа при условии, когда они имеются в наличии Допускается
также применять их для изготовления резьбовых частей и деталей газопровода
низкого и среднего давления Кроме того, указанные трубы не разрешены к при-
менению для наружных (подземных и надземных) газопроводов, прокладывае
мых в районах с расчетной зимней температурой ниже —40 °C, и допускается
временно предусматривать их только для импульсных газопроводов с условным
диаметром до 32 мм включительно и давлением до 0,3 МПа при условии экс-
плуатации газопроводов при температуре стенки не ниже 0 °C и испытании за-
водом-изготовителем каждой трубы на давление, соответствующее требованиям
ГОСТ 3262—75, или 100 %-ном контроле сварных соединений физическими мето-
дами контроля
Стальные трубы, предусматриваемые для наружных (подземных и надземных)
газопроводов в районах строительства с расчетной зимней температурой наруж-
ного воздуха до —40 °C включительно, а также внутренних (внутри зданий)
газопроводов независимо от районов строительства, следует принимать в соот-
ветствии со следующими рекомендациями К применению при строительстве
газопроводов сжиженных газов рекомендуются электросварные прямошовные
по ГОСТ 10705—80 (группа В) и ГОСТ 10704—76 с наружным диаметром 10,
18, 22, 32, 38, 45, 57, 76, 89, 103, 127, 159, 219, 273, 325, 426 мм, электросвар-
ные спирально-шовные по ГОСТ 20295—74 с наружным диаметром 159, 219,
273, 325 мм, электросварные со спиральным швом по ГОСТ 8696—74 (группа В)
с наружным диаметром 159, 219, 273, 325, 426 мм; электросварные со спираль-
ным швом по ТУ 102—39—78 с наружным диаметром 159, 219, 273, 325, 426 мм,
бесшовные горячедеформированные по ГОСТ 8731—74 (группы В и Г) и
ГОСТ 8732—78 с наружным диаметром 57, 76, 89, 108, 127, 159, 219, 273, 325 мм
(указанные трубы допускаются к применению только для газопроводов, транс-
портирующих сжиженные газы в жидком состоянии)
Для наружных (подземных, надземных) и внутренних газопроводов, в том
числе для гнутых отводов и других фасонных частей, следует использовать
стальные трубы, изготовленные из стали групп А, Б, В, марок Ст1, Ст2, СтЗ,
Ст4, категорий 1, 2, 3, 4, 5, 6 по ГОСТ 380—71 и подгрупп «а» и «в» марок
08, 10, 15, 20, категорий 1, 2, 3, 4 по ГОСТ 1050—74
Врезка отводов в спирально-шовные трубы должна предусматриваться не
ближе 100 мм от спирального шва При невозможности выполнения этого тре-
бования участок врезки следует заменить прямошовной или бесшовной трубой
Нельзя применять трубы из полуспокойной и кипящей стали для изготов-
ления методом холодного гнутья фасонных частей и компенсирующих устройств
для газопроводов высокого и среднего давления
Трубы для газопроводов, испытывающих вибрационные нагрузки (непосред-
ственно соединенные с источником вибрации), должны изготовляться из спокой-
ной стали с содержанием углерода не более 0,24 %, групп В, марок Ст2 и СтЗ,
категорий 2, 3, 4, 5, 6 по ГОСТ 380—71 и подгрупп «а» и «в», марок 08, 10, 15,
20, категории 2, 3, 4 по ГОСТ 1050—74. Протяженность виброопасного участка
определяется проектной организацией — автором проекта
Для подземной прокладки на пучинистых и присадочных грунтах, на подра-
батываемых территориях и в районах с сейсмичностью 7 баллов и более дол
жны применяться только трубы, изготовленные из спокойной стали
В зависимости от местных условий прокладки допускается предусматривать
требования к ударной вязкости металла труб для газопроводов с давлением
свыше 0,6 МПа, а также для газопроводов, прокладываемых на участках пере-
хода через железные и автомобильные дороги, водные преграды и на других от-
118
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ветственных участках газопровода, как для труб с толщиной стенки свыше 5 мм
При этом ударная вязкость металла труб должна быть не ниже 30 Н-м/см2 при
минимальной температуре эксплуатации газопровода.
Трубы из цветных сплавов. Импульсные газопроводы для при-
соединения контрольно-измерительных приборов и приборов ав-
томатики должны быть, как правило, изготовлены из стальных
труб, применяемых для газопроводов соответствующего давления.
Однако для их подключения допускается применять медные, круг-
лые, тянутые, холоднокатаные трубы общего назначения в соот-
ветствии с требованиями ГОСТ 617—72 из меди марок Ml, М1р,
М2, М2р, М3, МЗр по ГОСТ 859—78 (СТ СЭВ 226—75), томпака
марки Л96 по ГОСТ 15527—70. Указанные трубы поставляют
с наружным диаметром 3—30 мм и с толщинами стенок 0,5—
5,0 мм. Кроме того, допускается применение тянутых, холоднока-
таных латунных труб общего назначения в соответствии с требо-
ваниями ГОСТ 494—76 из латуни марок Л63, Л68. Тянутые и
холоднокатаные трубы изготовляются мягкими — М, полутвер-
дыми— ПТ (со снятыми внутренними растягивающими напряже-
ниями). Указанные трубы поставляют с наружным диаметром
3—60 мм и толщиной стенки 0,5—5,0 мм. Также допускается при-
менять катаные и тянутые трубы из алюминия марок АДО, АД1
и алюминиевых сплавов марок АМц, АМг2, АМгЗ, АМг5, АМгб,
АВ, Д1, Д16 в соответствии с требованиями ГОСТ 18475—82. В за-
висимости от состояния материала трубы изготовляются отожжен-
ными—М (АДОМ, АД1М, АМцМ, АМг2М, АМгЗМ, АМг5М,
АМгбМ, АВМ, Д1М, Д16М) и закаленными и естественно соста-
ренными— Т (АВТ, Д1Т, Д16Т), с наружным диаметром 6—120 мм
и толщиной стенки 0,5—5,0 мм.
Резиновые и резинотканевые рукава. При эксплуатации уста-
новок сжиженных газов широкое применение нашли гибкие газо-
проводы. В основном их применяют на газонаполнительных стан-
циях, при сливе газов из железнодорожных цистерн, наполнении
автоцистерн, сливе в групповые резервуарные установки, в быту
и промышленности при замене баллонов. В отличие от стальных
газопроводов резиновые и резинотканевые рукава обеспечивают
безаварийную работу более короткий срок, так как с течением
времени физические и механические свойства резины и ткани ме-
няются, причем главное свойство резины — эластичность — может
быть полностью утрачено.
Резиновые и резинотканевые рукава, предназначенные для ис-
пользования в системах газоснабжения сжиженными газами, дол-
жны выбираться в соответствии с изложенными в табл. 4.4 реко-
мендациями. При выборе рукавов следует учитывать их стойкость
к транспортируемой среде при минимальной температуре эксплу-
атации.
В табл. 4.5 приведена техническая характеристика гибких
рукавов.
Рукава всех классов должны иметь на обоих концах специ-
альные приспособления для присоединения к трубопроводам и
119
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 4.4
Рекомендации по выбору резиновых и резинотканевых рукавов
гост Техническая характеристика Назначение
18698—79 Класс Б (I), Рр = 1,6 МПа Присоединение сливных и наливных устройств ГНС и автоцистерн (при- менение для стационарных трубо- проводов на ГНС запрещается)
18698—79 Класс Б (1), рр — 0,63 Ml 1а Присоединение к газопроводам низ-
9356—75 Классы I и II, /7Р = = 0,63 МПа кого давления передвижных газо- горелочных устройств и лаборатор-
10362—76 Рр — 1,57 МПа ных горелок, газовых приборов к баллонам сжиженных газов; присоединение к газопроводам дав- лением до 0,1 МПа приборов КИП и автоматики, для передвижных га- зогорелочных устройств на промыш- ленных предприятиях при давле- нии газа до 0,3 МПа
Таблица 4.5
Техническая характеристика гибких рукавов, мм
Рукав Б(1) ГОСТ 18698—79 Рукав I и II ГОС! 9356—75 Рукаг ГОСТ 10362—76
е 3 , о « S 9*д » ®х , о
X т* — X ж 3 •ч- Ч S X X - 3 ч В
В нутре! диаметр Наруж! диаметр Минимг ный ра; изгиба Внутре: диаметр Наружи диаметр Минимг ный изгиба Внутре диаметр Наруж! диаметр Минима ный ра; изгиба
[16 29 192 6,3 13 60 4 11,5 32
20 36 240 8 16 80 5 12,5 40
25 41 300 9 18 90 6 14 48
31,5 49 378 10 19 100 8 15,5 64
40 59 600 12 23,5 120 10 19 80
50 71 750 12,5 23 120 12 20 96
63 86 1260 16 26 160 14 22,5 112
16 26,5 128
18 27,5 144
20 30,5 160
25 35,5 200
32 42 320
38 51,5 380
40 54,4 400
50 68 500
штуцерам сосудов. Имеется несколько видов конструкций указан-
ных присоединений. На рис. 4.1 показаны примеры простых и на-
дежных соединений рукавов со штуцерами. Соединения должны
120
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
to
J
Рис. 4.1. Соединения
вых рукавов со
а ~ способ развальцовки; б — разъемный
резьбовой способ.
гибких резино-
штуцерами.
выдерживать пробные гидравлические давления, вдвое превыша-
ющие рабочее давление в системе, и пробные пневматические дав-
ления, равные рабочему давлению в системе.
5. СВАРКА ТРУБ. СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ.
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРКИ
Соединение стальных труб для газопро-
водов должно производиться, как правило, с помощью сварки.
До сборки и сварки внутреннюю полость труб очищают от воз-
можных засорений (грунта, льда, воды, строительного мусора,
отдельных предметов и др.). Деформированные кромки труб вы-
правляют с помощью приспособлений, исключающих возможность
образования трещин, смятия и других повреждений. В случае не-
обходимости деформированные кромки труб обрезают. Если тем-
пература воздуха на месте производства работ ниже —5 °C, то
удары по трубам и правка концов без подогрева не допускаются.
Кромки и прилегающие к ним внутренняя и наружная поверх-
ность должны быть очищены до металлического блеска на ши-
рину не менее 10 мм. При прессовой сварке помимо кромок дол-
жен очищаться до металлического блеска пояс шириной 100 мм
под башмак сварочной машины (на расстоянии 50 мм от торца
трубы).
Допускаемое смещение кромок свариваемых труб не должно
превышать 0,15s плюс 0,5 мм, где s — наименьшая из толщин
стенок свариваемых труб, мм. В зависимости от толщины стенок
и вида сварки конструктивные элементы подготовленных для ду-
говой и газовой сварки кромок свариваемых концов труб и их
размеры, а также размеры выполняемых швов и их предельные
отклонения должны отвечать требованиям табл. 1 и 2 СНиП
Ш-29—76 и ГОСТ 16037—80, который распространяется на свар-
ные соединения трубопроводов из сталей и устанавливает основ-
ные типы, конструктивные элементы и размеры сварных соедине-
ний труб с трубами и арматурой с концами под сварку. Обозна-
чения способов сварки приведены в указанных выше норматив-
ных документах.
При температуре окружающего воздуха ниже —30 °C сварку
выполняют только после предварительного подогрева торцов труб
и прилегающих к ним зон шириной 200—250 мм до 150—200 °C.
Разрешается производить горячую подкатку труб на месте мон-
тажа при одинаковом условном проходе стыкуемых труб диамет-
ром до 150 мм включительно и толщине стенки не более 7 мм.
В зависимости от толщины стенок и вида сварки конструк-
тивные элементы подготовленных для дуговой сварки кромок
свариваемых трубопроводов из меди и медно-никелевого сплава
должны отвечать требованиям ГОСТ 16038—80, который устанав-
ливает основные типы, конструктивные элементы и размеры свар-
ных соединений труб с трубами из меди марок М1р, М2р, МЗр,
по ГОСТ 859—78 и медно-никелевого сплава марки МНЖ5-1 по
122
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГОСТ 492—73, с фланцами из латуни марки Л90поГОСТ 15527—
70 и со штуцерами и ниппелями из бронзы марок БрАМц 9—2
по ГОСТ 18175—78 или БрАЖНМц 9-4-4-1.
Сварочные материалы. Типы и марки электродов, сварочную проволоку и
флюсы подбирают в зависимости от марки свариваемой стали с учетом техноло-
гических инструкций на сварку, утвержденных в установленном порядке.
Для ручной электродуговой сварки стальных труб и изделий из них должны
применяться толстообмазанные электроды по ГОСТ 9467—75: Э42, Э46, Э42А,
Э46А, Э50А. При каждой партии электродов должен быть документ, в котором
обязательно указываются: наименование предприятия-поставщика; тип, марка и
диаметр электрода, ГОСТ, номер, масса, дата изготовления партии; марка стали
проволоки и ее ГОСТ или химический состав; результаты испытаний. Кроме
того, электроды должны быть снабжены паспортом, в котором указываются ус-
ловное обозначение электродов, их назначение (марка свариваемой стали, воз-
можность сварки в различных пространственных положениях); даются характе-
ристики электродной проволоки (марка, ГОСТ) и покрытия (составляющие
компоненты, толщина, режим сушки и прокаливания, условия хранения и пр.),
краткие технологические указания по сварке (род и полярность сварочного тока,
рекомендуемый режим, необходимость термообработки и пр.); приводятся свой-
ства металла швов, коэффициенты плавления наплавки и перехода металла
стержня в шов.
При газовой сварке должны применяться: сварочная проволока по
ГОСТ 2246—70 марки СВ-08А, СВ-08ГА с диаметрами 0,3; 0,5; 0,8; 1; 1,2; 1,4;
1,6; 2; 2,5; 3; 4; 5; 6; 8; 10; 12 мм; кислород технический по ГОСТ 5583—78;
ацетилен в баллонах по ГОСТ 5457—75 или ацетилен, получаемый на месте про-
изводства из карбида кальция по ГОСТ 1460—81.
Для автоматической и полуавтоматической сварки под флюсом должны при-
меняться: сварочная проволока по ГОСТ 2246—70 марки СВ-08А для труб из
малоуглеродистых сталей и марки СВ-08ГА для труб из низколегированных ста-
лей; сварочные флюсы по ГОСТ 9087—81 марок АН-348-А, АН-348М, ОСЦ-45М,
АН-60, ФЦ-Э.
При электрической сварке труб в среде углекислого газа должны
применяться: сварочная проволока по ГОСТ 2246—70 марки СВ-08Г2С, углекис-
лый газ по ГОСТ 8050—76 чистотой не менее 98,5 %.
Каждый моток сварочной проволоки должен иметь бирку с указанием пред-
приятия-изготовителя, наименования проволоки, ее диаметра, марки стали, но-
мера плавки, ГОСТ. На каждую партию выдается также документ, в котором
указаны химический состав стали, результаты испытаний, масса проволоки
в партии. Сертификат, подтверждающий качество поставляемого газа, должен
содержать: наименование завода-поставщика, номера баллонов в партии, дату
отпуска, количество отпущенного газа, показатели его качества, ГОСТ. Качество
сварочных материалов (электродов, сварочной проволоки и др.) независимо от
наличия сертификатов должно проверяться на соответствие требованиям опреде-
ленных стандартов и технических условий. В случае обнаружения дефектов
в сварочных материалах их можно использовать только после получения поло-
жительных результатов контроля пробных стыков.
Контроль качества сварки. Контроль пробного стыка, сварен-
ного с целью проверки качества сварочных материалов, должен
осуществляться путем: внешнего осмотра; просвечивания гамма-
или рентгеновскими лучами; механических испытаний. При не-
удовлетворительных результатах проверки пробного стыка по
какому-либо виду контроля ее следует повторить по этому виду
контроля на удвоенном числе образцов. Если будут получены не-
удовлетворительные результаты хотя бы на одном образце, всю
партию сварочных материалов необходимо браковать.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
6. СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЧАСТИ, ФЛАНЦЕВЫЕ
И РЕЗЬБОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ ТРУБ
Для строительства газопроводов и мои
ажа газового оборудования необходимо применять соединитель-
[ые и фасонные части, изготовленные из ковкого чугуна или из
покойной стали (литые, кованые, штампованные, гнутые или
варные).
Соединительные и фасонные части из ковкого чугуна и стали с цилиндриче
кой резьбой должны отвечать требованиям ГОСТ 8946—75, 8947—75, 8948—75
>949—75, 8950—75, 8951—75, 8952—75, 8953—75, 8954—75, 8955—75, 8956—75,
>957—75, 8958—75, 8959—75 8960—75, 8961—75, 8962—75, 8963—75
Соединительные части из стали с цилиндрической резьбой должны отвечать
ребованистм ГОСТ 8966—75, 8967—75, 8968—75, 8969—75
Детали трубопроводов из углеродистой стали бесшовные, приварные, на
>у<10 МПа, должны отвечать требованиям ГОСТ 17375—83, 17376—83, 17377—
13, 17378—83, 17379—83
К соединениям импульсных газопроводов для присоединения контрольно из
верительных приборов и приборов автоматики предъявляются жесткие требова
[ия, которые включают полную герметичность при всех условиях эксплуатации
истемы, высокую вибропрочность, минимальную массу, способность выдержи
зать заданное число переборок при высокой герметичности, технологичность из
отовления и взаимозаменяемость Руководствуясь указанными требованиями
[ри строительстве газопроводов из стальных, медных, латунных, алюминиевых и
хругих сплавов можно рекомендовать соединения трубопроводов резьбовые в со
этветствии с требованиями ГОСТ от 21856—78 до 21873—78 и соединения тру
5опроводов с шаровым ниппелем в соответствии с требованиями ГОСТ от
>4485—80 до 24504—80
Соединительные части и детали газопроводов допускается выполнять из
'тальных труб или листового проката, изготовленных из сталей, удовлетворяю
цих тем же требованиям, каковые предъявляются к стальным трубам для систем
газоснабжения Для газопроводов низкого давления допускается применение
указанных деталей из кипящей и полуспокойной стали
Фланцы применяемые для присоединения к газопроводам арматуры обору
дования приборов должны отвечать требованиям ГОСТ 12820—80
ГОСТ 12821—80 на условное давление от 0 1 до 2 5 МПа Типы и присоедини
гельные размеры и размеры уплотнительных поверхностей фланцев регламенти
эованы ГОСТ 12815—80 Общие технические требования на фланцы регламенти
рованы ГОСТ 12816—80 Фланцы, как правило, должны изготовляться из стали
марок ВСтЗсп по ГОСТ 380—71 Крепежные детали (болты гайки двухсторон
тие шпильки, шайбы) выбираются по ГОСТ 7798—70, 5915-—70 9066—75
11371—78 Болты и шпильки должны изготовляться из стали марок 20 или 25,
а гайки — из стали марок 10 или 20 по ГОСТ 1050—74 Сварные швы должны
изготовляться с помощью электродов типа Э42 или Э42А по ГОСТ 9467—75
для углеродистых сталей Фланцевые соединения являются прочно плотными
разъемными соединениями трубопроводов резервуаров арматуры соединитель
пых частей Несмотря на имеющуюся стандартизацию фланцев окончательный
выбор части размеров фланцев и фланцевых соединений все еще остается за
проектировщиком и разработчиком В ряде случаев возникает необходимость
в разработке конструкции фланцев, не предусмотренных государственными стан
цартами
7. ЗАЩИТНЫЕ ПРОТИВОКОРРОЗИОННЫЕ
ПОКРЫТИЯ ТРУБ
В зависимости от условий различается
почвенная коррозия (электрохимическое разрушение газопроводов,
вызванное действием почвы, грунтов и грунтовых вод) и корро-
124
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
зия блуждающими токами (электрическое разрушение подземных
газопроводов, вызванное воздействием блуждающих токов).
Скорость коррозии металла при подземной прокладке газопро-
водов зависит от свойств грунта — влажности, температуры, элек-
тропроводности, воздухопроницаемости, наличия солей. Чем
больше влажность и проницаемость воздуха, тем ниже удельное
сопротивление грунта и тем быстрее протекает процесс коррозии.
При очень высокой влажности грунта или высоких грунтовых
водах, покрывающих полностью газопровод, процесс коррозии за-
медляется. Увеличивается коррозионная активность грунта от
наличия в нем значительного количества хлора и от низкого зна-
чения pH грунтовой воды. При пониженной температуре грунта
и при замерзании его во влажном состоянии процесс коррозии
резко замедляется.
Материалы и конструкции, применяемые для защиты подзем-
ных газопроводов и резервуаров, должны отвечать требованиям
ГОСТ 9.015—74.
Коррозионная активность грунтов по отношению к стальным
трубопроводам оценивается в зависимости от удельного электри-
ческого сопротивления грунта, потери массы образцов и плотно-
сти поляризующего тока (табл. 4.6).
Таблица 4.6
Коррозионная активность грунтов по отношению
к углеродистой стали
Показатель Степень коррозионной активности
низкая средняя повышенная высокая весьма высокая
Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом Потери массы образца, г Средняя плотность поля- ризующего тока, мА/см2 Свыше 100 До 1 До 0,05 Свыше 20 до 100 Свыше 1 До 2 Свыше 0,05 До 0,2 Свыше 10 до 20 Свыше 2 До 3 Свыше 0,2 до~0,3 Свыше 5 до’10 Свыше 3 до 4 Свыше 0,3 до 0,4 До 5 Свыше 4 Свыше 0,4
Коррозионную активность грунтов по отношению к металли-
ческому трубопроводу оценивают по показателю, характеризую-
щему наибольшую ее степень. Коррозионную активность грунтов,
грунтовых и других вод по отношению к подземным металличе-
ским сооружениям определяют в соответствии с методикой, при-
веденной в прил. 1 к ГОСТ 9.015—74.
Источниками блуждающих токов в городах являются рельсо-
вые пути электрифицированного транспорта и промышленные
предприятия, использующие или вырабатывающие постоянный
или переменный ток.
125
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Атмосферная коррозия надземных газопроводов вызывается
атмосферными осадками, содержащимися в воздухе коррозион-
ными примесями и изменениями температуры воздуха.
Защита газопроводов от коррозии разделяется на изолирова-
ние трубопроводов от прилегающих грунтов и ограничение про-
никновения через изоляционные покрытия блуждающих токов
в трубопровод (пассивная защита), а также на создание защит-
ного потенциала на трубопроводе по отношению к окружающей
среде (электрохимическая защита).
Для снижения интенсивности влияния переменного тока на
стальные газопроводы необходимо располагать строящиеся газо-
проводы на расстоянии более 500 м от полосы отвода электри-
фицированной железной дороги, устранять или ограничивать
утечку тока с рельсовых путей, заземлять опасные участки газо-
проводов путем устройств контуров заземления, в зонах блужда-
ющих токов укладывать газопроводы в коллекторах, туннелях и
каналах, устанавливать оборудование дренажной защиты для ка-
тодной поляризации путем отвода блуждающих токов от защи-
щаемого газопровода к источнику этих токов, устраивать катод-
ную защиту (катодная поляризация с помощью внешнего источ-
ника тока), применять протекторные установки.
Газопроводы, прокладываемые в пределах территории городов
и других населенных пунктов, промышленных предприятий, изо-
лируют защитными покрытиями весьма усиленного типа в соот-
ветствии с требованиями действующих нормативных технических
документов (СНиП II—37—76, ГОСТ 9.015—74 и др.): битумно-
полимерными, битумно-минеральными, полимерными, этиноле-
выми, а также покрытиями на основе битумно-резиновых мастик
по ГОСТ 15836—79, изготовленных на специализированных за-
водах. Защитные покрытия должны быть нанесены только в це-
ховых условиях. Допускается нанесение защитных покрытий
непосредственно на месте укладки только при выполнении ре-
монтных работ на действующих газопроводах, изоляции сварных
стыков и мелких фасонных частей, исправлении повреждений изо-
ляции в процессе монтажа, применении липких лент сразу после
укладки труб в траншею. Переходы газопроводов через водные
преграды, заболоченные места, затапливаемые поймы рек, места
бывших свалок мусора, шлака, стоков от фабрик и заводов, под
железными дорогами, трамвайными путями и автомагистралями
должны иметь весьма усиленную изоляцию, а при необходимости
также катодную поляризацию сооружения.
Футляры газопроводов, прокладываемые методом прокола
(продавливание), изолируются специальной мастикой на основе
эпоксидных смол.
Противокоррозионные покрытия газопроводов должны отве-
чать требованиям приведенных выше нормативных документов,
иметь достаточную механическую прочность, пластичность и хо-
рошую прилипаемость к металлу труб, не подвергаться разруше-
нию от биологического воздействия, не содержать компонентов,
126
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
вызывающих коррозию металла труб, обладать диэлектрическими
свойствами. На все материалы, применяемые для изоляции газо-
проводов, должны иметься сертификаты или другие документы,
подтверждающие их качество. Битумно-полимерные, битумно-ми-
неральные или битумно-резиновые покрытия весьма усиленного
типа имеют следующую структуру: битумная грунтовка, изготов-
ляемая из битума, растворенного в бензине, мастика (2,5—3 мм),
армирующая обмотка из стеклохолста, мастика (2,5—3 мм), на-
ружная обертка. Общая толщина покрытия должна быть не ме-
нее 9,0 мм. Допускается применение четырех слоев мастики
с тремя слоями армирующей обмотки при соблюдении общей
толщины покрытия не менее 9,0 мм. При изоляции труб до
150 мм общая толщина покрытия может быть не менее 7,5 мм.
Поверхность изолируемых труб, фасонных частей и резервуаров
до наложения грунтовки должна быть очищена от грязи, ржав-
чины, пыли и тщательно просушена. Для повышения механиче-
ской прочности покрытия из битумных мастик применяются ар-
мирующие слои рулонных материалов. В качестве армирующей
обмотки следует применять стекловолокнистые холсты ВВ-Г и
ВВ-К или стеклопластики другой марки, соответствующей основ-
ным показателям, установленным для ВВ-Г и ВВ-К- Для защиты
битумных покрытий от механических повреждений (при транс-
портировке, укладке и засыпке) применяют бумагу мешочную
по ГОСТ 2228—81Е, оберточную марки А по ГОСТ 8173—75,
бризол по ГОСТ 17176—71, пиракул, пленку ПДБ. Толщина на-
ружной обертки входит в общую толщину покрытия.
Защитные покрытия весьма усиленного типа из полимерных
липких лент имеют следующую структуру: грунтовка (0,1 мм),
липкая лента в три слоя (не менее 1,1 мм), наружная обертка.
Для защиты такого покрытия от механических повреждений при
укладке и засыпке трубопроводов в грунт необходимо использо-
вать обертки из рулонных материалов с прочностью ширины по-
лотенца не менее 0,25 МПа (бризол по ГОСТ 17176—71, пленка
ПДБ и др.). Под покрытие из полимерных липких лент приме-
няют клеевые или битумно-клеевые грунтовки, изготовленные
в соответствии с требованиями действующих нормативных доку-
ментов. Общая толщина покрытия должна быть не менее 0,6 мм.
Эмаль применяют для изоляции на участках, где отсутствуют
блуждающие токи.
На все средства, применяемые для защиты газопроводов, дол-
жны быть сертификаты или другие документы, подтверждающие
их соответствие требованиям государственных стандартов или
ТУ, согласованных в установленном порядке.
Для газопроводов с давлением до 1,2 МПа, предназначенных
для газоснабжения городов, населенных пунктов в сельской мест-
ности, промышленных предприятий и прокладываемых вне их
территории, в грунтах весьма высокой, высокой и повышенной
коррозионной активности следует осуществлять катодную поляри-
зацию сооружений. Тип изоляционного покрытия выбирается
127
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
в зависимости от условий прокладок. Если на трассе такого газо-
провода необходимо чередовать нормальную и усиленную изоля-
цию, то последняя должна быть однотипной — усиленной.
Изолировать сварные стыки газопроводов низкого и среднего
давления следует в траншее после испытания газопровода на
прочность. Допускается изоляция этих стыков до испытания газо-
провода на прочность давлением не менее 0,6 МПа.
Опасность электрокоррозии трубопроводов определяется на-
личием блуждающих токов в земле, разностью потенциалов между
трубопроводами и рельсами электрифицированного транспорта,
находящегося вблизи трубопровода. Опасность коррозии подзем-
ных газопроводов от блуждающих токов оценивается на основа-
нии электрических измерений. Объем и комплекс необходимых
измерений определяются в соответствии с требованиями действу-
ющей нормативно-технической документации.
Газопроводы, прокладываемые в земле на территории городов,
населенных пунктов и промышленных предприятий, в зоне блуж-
дающих токов должны иметь весьма усиленные защитные покры-
тия независимо от коррозионной активности грунта и подлежат
защите путем катодной поляризации в опасных зонах.
При катодной поляризации значения поляризационных (за-
щитных) потенциалов на газопроводах, оборудованных кон-
трольно-измерительными пунктами, или на действующих газопро-
водах должны быть не менее и не более требуемых. Измерения
поляризационных потенциалов должны производиться в соответ-
ствии с методиками, приведенными в прил. 2 и 3 к ГОСТ 9.015—74.
Катодная поляризация должна осуществляться таким образом,
чтобы исключалось вредное влияние на соседние металлические
сооружения.
Опасность коррозии, вызываемой влиянием переменного тока
электрифицированного транспорта, оценивается измерением раз-
ности потенциалов между трубопроводом и окружающей средой
по методике прил. 3 к ГОСТ 9.015—74.
Опасными в коррозионном отношении являются зоны на сталь-
ных подземных газопроводах, где под влиянием электрифициро-
ванного транспорта, работающего на переменном токе, наблюда-
ется смещение среднего значения разности потенциалов между
трубопроводом и медносульфатным электродом в отрицательную
сторону не менее 10 мВ по сравнению со стационарным потенци-
алом трубопровода.
Защита от коррозии, вызываемой влиянием электрифициро-
ванного транспорта на переменном токе в опасных зонах, должна
осуществляться независимо от коррозионной активности грунтов
путем катодной поляризации или снижением интенсивности влия-
ния переменного тока.
Катодная поляризация осуществляется так же, как и для дей-
ствующих стальных газопроводов, не оборудованных контрольно-
измерительными пунктами. Методика измерений изложена
в прил. 3 к ГОСТ 9.015—74.
128
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Катодную поляризацию металлических подземных сооруже-
ний необходимо осуществлять так, чтобы создаваемые на всей
их поверхности поляризованные защитные потенциалы (по абсо-
лютному значению) были не более 0,8 В и не менее 0,55 В по
отношению к неполяризующемуся водородному электроду и не
менее 0,85 и не более 1,1 В — к медносульфатному в любой среде.
Потенциал неполяризующегося медносульфатного электрода по
отношению к стандартному водородному электроду принят рав-
ным 0,3 В. Измерение поляризационных потенциалов произво-
дится по методике, приведенной в прил. 2 к ГОСТ 9.015—74. Цля
измерения поляризационных потенциалов на трассе газопроводов,
проложенных на территории городов и других населенных пунк-
тов с интервалом между ними не более 200 м (вне населенных
пунктов — не более 500 м), должны быть оборудованы конт-
рольно-измерительные пункты. Их следует располагать в местах
пересечения газопроводов с рельсовыми путями электрифициро-
ванного транспорта и перехода газопроводов через водные пре-
грады шириной более 50 м. Если на действующих газопроводах
нет пунктов для измерения поляризационных потенциалов, можно
осуществлять катодную поляризацию сооружения таким образом,
чтобы значения потенциалов трубы по отношению к медносуль-
фатному электроду сравнения (включающие поляризационную
и омическую составляющие) находились в пределах от —0,87
до —2,5 В. Методика измерений приведена в прил. 3 к ГОСТ
9.015—74.
К электрическим могут быть также отнесены следующие ме-
тоды защиты подземных газопроводов.
1. Электродренажная защита. Электрический дренаж — это способ защиты
подземного сооружения от коррозии блуждающими токами, заключающийся
в отводе этих токов из анодной зоны защищаемого сооружения к их источнику
(рельсовой сети или на отрицательную шину тяговой подстанции). Применяют
в основном два типа электрического дренажа- поляризованный и усиленный
Усиленная электродренажная защита применяется в тех случаях, когда исполь-
зование поляризованных дренажей неэффективно или неоправдано с экономиче-
ской точки зрения. Устройства дренажной защиты подключаются только к тем
источникам блуждающих токов, которые влияют на защищаемые сооружения
Зона защитного действия электродренажа определяется расстоянием от точки
дренажа до того контрольного вывода или пункта измерения, где при включе-
нии электродренажа устанавливается стабильный потенциал не менее мини-
мально допустимых значений
2 Катодная защита Катодная защита заключается в катодной поляризации
защищаемой металлической поверхности и придании ей отрицательного потен-
циала относительно окружающей среды при помощи источника постоянного
тока Защищаемое сооружение играет роль анода Отрицательный полюс источ-
ника тока присоединяется к газопроводу, а положительный — к заземлению
(аноду). При этом постепенно разрушается анодное заземление, защищая газо-
провод Установка катодной защиты состоит из катодной станции (преобразова-
теля— источника постоянного тока), анодного заземления, защитного заземле-
ния и соединительных кабелей Установка автоматической катодной защиты,
кроме того, включает неполяризующийся электрод сравнения длительного дей-
ствия, датчики электрохимического потенциала Основными параметрами устано-
вок катодной защиты являются сила защитного тока и протяженность защитной
зоны Катодную защиту подземных сооружений от коррозии применяют в тех
5 Заказ № 614 129
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
случаях, когда использование поляризованных или усиленных дренажей не-
оправдано по технико экономическим соображениям
3 Протекторная защита Протекторная защита является одной из разновид
ностей катодной Необходимый для защиты ток получается за счет работы галь-
ванического элемента, в котором роль катода шрает металл защищаемого со
оружения, а анодом служит более электроотрицательный металл, чем защищае-
мый Электролитом служит почва, окружающая газопровод и протектор Установка
протекторной защиты должна состоять из анодного протектора (группы протек-
торов), активатора, соединительных проводов и клеммной коробки (в случае
групповой установки протекторов) Протекторную защиту (поляризованные
анодные протекторы) применяют для защиты подземных сооружений от корро
зии в анодных и знакопеременных зонах, когда блуждающие токи могут быть
скомпенсированы током протектора и обеспечивается защитный потенциал в со-
ответствии с требованиями ГОСТ 9 015—74 Важнейшей характеристикой про-
тектора является отношение площади поверхности к его объему
4 Медносульфатный электрод сравнения длительного действия Он исполь-
зуется при измерениях разности потенциала между подземными сооружениями
и землей Предназначен для контроля за коррозионным состоянием подземных
сооружений круглогодично, независимо от сезонных изменений температуры, на
протяжении ряда лет без смены или добавления электролита Применение мед-
носульфатного электрода позволяет наряду с существенным повышением надеж-
ности системы контроля потенциалов значительно снизить трудоемкость измери-
тельных работ.
5 Секционирование газопроводов Изолирующие вставки и соединения
(фланцы) не являются самостоятельным средством защиты газопроводов от кор-
розии Они могут быть использованы только совместно с устройствами электри-
ческой защиты Установка изолирующих фланцевых соединений предусматрива-
ется, как правило, на стояках вводных газопроводов к потребителям, где воз
можен электрический контакт газопровода с заземленными конструкциями и
коммуникациями, на надземных и надводных переходах газопроводов через
препятствия (на вертикальных участках) Фланцевые соединения на подземных
газопроводах (в колодцах) должны быть зашунтированы постоянными электро
перемычками На изолирующих фланцах электроперемычки должны быть разъ-
емными, контактные соединения перемычек находиться вне колодцев
Наружные газопроводы должны быть защищены от атмосфер-
ной коррозии лакокрасочными покрытиями из двух-трех слоев
грунтовки и двух слоев эмали или лака, выдерживающими тем-
пературные изменения и влияние атмосферных осадков. При ок-
раске труб эмалями или лаками следует добавлять алюминиевую
пудру ПАК-3 или -4 по ГОСТ 5494— 71Е в количестве 10—
15 масс %. Марка грунтовки для лака или эмали выбирается
в соответствии с требованиями типовых технологических инструк-
ций по лакокрасочным покрытиям.
Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от метал-
лических опорных конструкций должны изготовляться из поли-
этилена по ГОСТ 16338—77 и 16373—70 или других материалов,
равноценных ему по изоляционным свойствам.
Все газопроводы, находящиеся внутри зданий, на наружных
установках и коммуникациях, эстакадах и в подземных каналах,
с целью быстрого их опознания должны быть окрашены в жел-
тый цвет. Опознавательную окраску следует выполнять сплошной
по всей поверхности или отдельными участками в соответствии
с требованиями ГОСТ 14202—69.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
8. ПРОКЛАДОЧНЫЕ, УПЛОТНИТЕЛЬНЫЕ,
НАБИВОЧНЫЕ И СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
Для уплотнения фланцевых соединений
следует применять прокладки, которые играют важную роль
в работе газового оборудования. Для изготовления прокладок ис-
пользуется большое число разных материалов, которые должны
обеспечить плотность неподвижных соединений при различных
условиях работы газового оборудования. К прокладочному мате-
риалу предъявляются специфические требования, исходя из ус-
ловий работы оборудования. По возможности он должен быть де-
шевым и доступным, так как в процессе эксплуатации приходится
заменять прокладки; отсутствие необходимого материала может
создать затруднения не только на заводе-изготовителе оборудова-
ния, но и на объектах, где оборудование установлено. Для надеж-
ности материал прокладки должен заполнять неровности уплот-
нительных поверхностей — чаще всего поверхностей фланцевых
соединений. Это достигается затяжкой прокладок при помощи
болтов, шпилек или другого резьбового соединения. Чтобы плот-
ность достигалась легко, материал прокладок должен быть упру-
гим, т. е. упруго деформироваться под действием возможно ма-
лых усилий. Вместе с тем прочность прокладочных материалов
должна быть достаточной, чтобы при затяжке прокладка не раз-
давливалась или не выжималась в сторону между уплотняемыми
поверхностями. Упругость прокладки обеспечивает сохранение
плотности соединения при возможном искривлении поверхности
фланца, что наиболее вероятно в сварном оборудовании. Упру-
гость прокладки компенсирует также в той или иной степени
влияние колебаний или снижения усилий затяжки в связи с ко-
лебаниями температуры или в результате релаксации напряжений
в материале болтов, шпилек и фланцев. Материал прокладки дол-
жен сохранять свои физические свойства при рабочей темпера-
туре среды и не должен подвергаться действию коррозии. При
использовании металлических прокладок металл не должен пла-
стически деформировать уплотняющие поверхности, поэтому ме-
талл прокладок должен иметь твердость и предел текучести
ниже, чем металл уплотняемых поверхностей фланцев или патруб-
ков. Он не должен образовывать с металлом газового оборудова-
ния электролитическую пару. Коэффициент линейного расшире-
ния материала прокладки желательно иметь близким к коэффи-
циенту линейного расширения материала оборудования и болтов
или шпилек
Паронит (ГОСТ 481—80) Этот материал изготовляют из асбеста и каучука
путем вулканизации и вальцевания под большим давлением; предназначается
для уплотнения плоских разъемов с различными средами Паронит является
универсальным прокладочным матепиалом и используется для холодных и горя-
чих газов и воздух? масел и нефтепродуктов и др Но коэффициент трения па-
ронита по металлу равен 0,5 Упругость паронита невелика Для улучшения ус-
ловий^ обеспечения плотности и увеличения сопротивления распору прокладки
средой на уплотняющих поверхностях соединений обычно создают две-три узкие
5* 131
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
канавки углового сечения, в которые паронит вдавливается под действием затя-
гивающего усилия. В зависимости от назначения паронит изготовляют семи ма-
рок. Из них могут быть рекомендованы марки ПМБ (для сжиженных и газооб-
разных углеродов) для предельных давлений до 1,6 МПа и диапазона темпера-
туры от —40 до +60 °C Паронит ПМБ выпускается толщинами 0,4; 0,5; 0,6;
0,8; 1; 1,5; 2; 2,5; 3 мм, листами длиной 500 1000, 1500 мм и шириной 500, 750,
1000 мм Прокладки из паронита должны соответствовать требованиям
ГОСТ 15180—70 Их пропитывают цилиндровым маслом и покрывают графито-
вым порошком.
Пластмассы. Для сборки фланцевых соединений газопроводов могут приме-
няться различные пластмассы Пластикат полихлорвиниловый по своей эластич-
ности наиболее близок к резине Он легко деформируется и уплотняет фланце-
вые соединения при относительно небольших затягивающих усилиях Для при-
менения рекомендуется полиэтилен высокой плотности (ВД) по ГОСТ 16338—77
и низкой плотности (НД) по ГОСТ 16337—77Е толщиной 1—4 мм, фтооопласт-4
(ПТФЭ) толщиной 1—4 мм по ГОСТ 10007—80Е и прокладочную ленту из фто-
ропласт-4 (ПТФЭ) по ГОСТ 18999—73 применяют для изготовления прокладок
плоского и круглого сечения, а также для сложных прокладок, у которых серд-
цевина выполнена из асбеста, резины или гофрированной стали, а облииовка —
из фторопласта
Материалы для металлических прокладок. Металлические прокладки изго-
товляют из листового материала в виде плоских колец прямоугольного сечения
Металлические прокладки обеспечивают достаточную плотность при высоких
давлениях и температурах среды, имеют коэффициент линейного расширения,
близкий к коэффициенту линейного расширения материала фланца и болтов или
шпилек, а также могут быть использованы после соответствующего ремонта
К недостаткам следует отнести необходимость создания больших усилий для
обеспечения плотности соединения, относительно плохие упругие свойства и от-
носительно высокую стоимость изготовления Для изготовления прокладок реко-
мендуется использовать листы алюминиевые отожженные по ГОСТ 13722—78
или ленты из алюминия и алюминиевых сплавов отожженные по ГОСТ 13726—78
медь листовую мягкую марок Ml и М2 по ГОСТ 495—77.
Резина. Высокая эластичность резины позволяет легко достичь
плотности между металлической поверхностью и прокладкой при
малых усилиях зажатия. Резина практически непроницаема для
газов и жидкостей, имеет достаточную химическую стойкость.
Поскольку чрезмерное сжатие ухудшает эксплуатационные свой-
ства резины, деформацию необходимо ограничить 20—40 %. Для
прокладок обычно рекомендуется применять листовую техниче-
скую резину по ГОСТ 17133—83 и 7338—77 без тканевых прокла-
док, так как при наличии прослоек иногда может просочиться
среда. По твердости резину подразделяют на мягкую (м), сред-
ней твердости (с) и повышенной твердости (п). По стойкости
резину подразделяют на теплостойкую (Т) и морозостойкую (М).
Рекомендуется применять маслобензостойкую резину (МБ) ма-
рок А и Б в зависимости от степени стойкости. Область примене-
ния указанных выше материалов приведена в табл. 4.7.
Для придания прокладкам огнестойких свойств можно при-
менять:
— асбестовый картон (ГОСТ 2850—80) марок КАОН-1, КАОН-2 Листы
картона 900X900, 1000X800, 1000x900 и 1000X1000 мм выпускаются толщи-
ной 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 5 мм;
— асбестовое армированное полотно (ГОСТ 2198—76) Оно представляет
собой прорезиненную и прографитированную ткань полотняного или саржевого
переплетения на основе латунной проволоки, а по утку — из асбестовой пряжи,
132
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
армированной латунной проволокой Листы картона шириной 1000 и 750 мм и
длиной не менее 1500 мм выпускаются толщиной 0 6 0 7 и 1 1 мм
Применяют также металлические гофрированные прокладки
с мягкой набивкой, используемые для условного давления от 1,6
до 4,0 МПа и температуры до 450 °C Для изготовления оболочек
гофрированных прокладок с мягкой набивкой применяют мягкий
отожженный алюминиевый лист (ГОСТ 21631—76 и 13726—78)
толщиной 0,3 мм или лист из мягкой отожженной низкоуглероди-
стой стали толщиной 0,3 мм Набивку металлических гофрирован-
ных прокладок изготовляют из цельнолистового асбеста по ГОСТ
2850—80
Таблица 47
Рекомендуемые области применения прокладочных листовых материалов
для фланцевых соединений
Прокладочный материал Толщина листа мм Н азначение
Паронит по ГОСТ 481—80 (марки ГТМБ), пластмассы (полиэтилен ВД и НД) фторопласт-4 и лен та из фторопласт 4 прокладоч на я 1—4 Для уплотнения соединений на га зопроводах давлением до 1 2 МПа и в установках сжиженных газов до 1 6 МПа
Резина листовая техническая и маслобензостойкая без тканевых прокладок по ГОСТ 17133—-83 и 7338—77 3-5 Для уплотнения соединений на газо- проводах давлением до 0 6 МПа
Алюминий листовой отожженный или ленты из алюминия или алюминиевых сплавов отожжен ные по ГОСТ 21361—76, 13722—78 13726—78 1—4 Для уплотнения соединений дета лей, оборудования установок сжиженных газов и на газопро водах всех давлений
Медь листовая мягкая по ГОСТ 495—77 (марки Ml, М2) 1—4 То же
Для уплотнения резьбовых соединений следует применять
льняную прядь по ГОСТ 10330—76, которая в процессе соедине-
ния обмазывается суриком по ГОСТ 19151—73 или свинцовыми
белилами по ГОСТ 12287—77, замешанными на олифе по ГОСТ
7931—76, фторопластовый материал (ФУМ) в виде ленты по
ТУ 6—05—1388—70 марки 1 и шнура по МРТУ 6—05—870—66
марок В и К, а также другой уплотнительный материал, обеспе-
чивающий герметичность соединения
9. ТРУБОПРОВОДНАЯ ЗАПОРНАЯ
И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНАЯ АРМАТУРА.
РЕЗЕРВУАРНАЯ АРМАТУРА
В понятие трубопроводной газовой ар
матуры входят самые разнообразные устройства, предназначен-
ные для управления потоками среды (жидкой, газообразной, газо
133
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
жидкостной и т. п.), транспортируемой по трубопроводу. Арма-
турой называют различные приспособления и устройства, монти-
руемые на газопроводах, резервуарах, аппаратах и приборах. При
помощи арматуры включают, отключают, изменяют давление или
направление газового или жидкостного потоков, указывают и ре-
гулируют уровни жидкостей, осуществляют автоматическое удале-
ние газов и жидкостей.
В основном арматура состоит из запорного или дроссельного
устройства и привода. Запорные или дроссельные устройства пред-
ставляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого пере-
мещается затвор. Корпус имеет два или более присоединительных
конца, при помощи которых он герметично крепится на трубопро-
воде. Газ, протекающий через запорное или дроссельное устрой-
ство, должен быть герметично изолирован от окружающей внеш-
ней среды, т. е. не должен проникать наружу.
Перемещением затвора внутри корпуса относительно его седел
изменяется площадь прохода для газа, в результате чего изме-
няется гидравлическое сопротивление. Седлом называют часть
внутренней поверхности корпуса или специальную деталь, с кото-
рой сопрягается затвор при закрытом проходе. Устройство в зави-
симости от назначения называется запорным, если оно предна-
значено для герметичного разобщения одной части трубопровода
или аппарата с другой, и дроссельным, если его основное назна-
чение заключается в точном регулировании площади прохода —
гидравлического сопротивления. В запорных устройствах поверх-
ности затвора и седла, соприкасающиеся во время отключения
частей трубопровода, называются уплотнительными, в дроссель-
ных устройствах поверхности затвора и седла, образующие регу-
лирующий орган для среды, называются дроссельными.
Классификация арматуры. С целью стандартизации и унификации принята
следующая система условных давлений для арматуры По условным давлениям
арматуру можно разделить на три основные группы- низкого давления — на ру
до 1 0 МПа среднего — от 1,6 до 4,0 МПа, высокого — от 6,4 до 40,0 МПа
Условное давление является единственным параметром, гарантирующим
прочность арматуры и учитывающим как рабочее давление, так и рабочую тем-
пературу Условное давление соответствует допустимому для данного изделия
рабочему давлению при нормальной температуре При повышении температуры
механические свойства конструкционных материалов ухудшаются Степень ухуд-
шения обусловлена материалом рабочей арматуры и температурной зависи-
мостью его прочностных свойств Давления, указываемые для арматуры, всегда
являются избыточными (оговариваются только абсолютные) Рабочей температу-
рой считается наивысшая длительная температура рабочей среды без учета
кратковременных повышений, допускаемых техническими условиями Допускается
превышение фактического рабочего давления над указанным в стандарте или
каталоге до 5 °/о
При выборе материала арматуры следует учитывать условия эксплуатации
т е давление газа и температуру в соответствии с табл 4 8
На газопроводах обвязки сжиженных газов следует предусматривать сталь-
ную или из ковкого чугуна запорную арматуру, рассчитанную на давление, МПа
для надземных резервуаров и резервуаров транспортных средств (железнодо-
рожные и автомобильные цистерны)—2,5, для подземных резервуаров—1,0
Запорная арматура из серого чугуна допускается к применению только на газо-
проводах паровой фазы низкого давления
134
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Основной размерный ряд арматуры — диаметр условного прохода Оу. Диа-
метр условного прохода — это номинальный внутренний диаметр трубопровода,
на котором устанавливают данную арматуру. Различные типы арматуры при
одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. Не
следует также путать условный проход с проходным сечением в арматуре В то
же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным
диаметром трубопровода. По размеру условного прохода различают арматуру
малых проходов (£>у до 40 мм), средних проходов (£>у = 504-250 мм) и больших
проходов (Dv свыше 250 мм).
В зависимости от назначения трубопроводная арматура подразделяется на
следующие основные классы:
I — запорная, предназначенная для полного перекрытия потока среды;
Таблица 4.8
Зависимость выбора материала арматуры
от условий применения
Материал Давление газа, МПа Температура, °C
Серый чугун До 0,6 Не ниже —30
Ковкий чугун До 1,6 То же
Углеродистая сталь До 1,6 Не ниже 0
Легированная сталь До 1,6 Ниже —40
Бронза или латунь До 1,6 Не ниже —30
II — регулирующая, назначение которой управлять давлением или расходом
среды путем изменения проходного сечения;
III — предохранительная, обеспечивающая частичный выпуск среды в случае
необходимости или полное прекращение подачи среды для предотвращения по-
вышения давления, угрожающего прочности системы, а также предотвращающая
недопустимый по технологическим соображениям обратный поток среды;
IV — резервуарная, контрольная и прочая арматура различных конкретных
назначений.
Каждый класс в зависимости от принципа действия арматуры подразделя-
ется на две группы (табл. 4.9).
Таблица 4.9
Группы трубопроводной арматуры в зависимости от принципа действия
Обозна- чение Наименование Определение
А Приводная Арматура, приводимая в действие при помощи при- вода (ручного, механического, электрического, пневматического и др.)
Б Автоматическая (самодействую- щая) Арматура, приводимая в действие автоматически, непосредственно потоком рабочей среды или изме- нением ее параметров
Классы и группы подразделяются на входящие в них типы арматуры
(табл 4 10). Кроме того, арматура каждого типа имеет дополнительные харак-
теристики по назначению и конструктивному исполнению.
135
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 4.10
Классификация трубопроводной арматуры
Класс Группа Тип
Номер Наименование Обозна- чение Наименование Номер Наименование
I II III IV Запорная Регулирующая Предохранитель- ная и защитная Резервуарная, контрольная А А Б Б А Б Приводная Приводная Автоматическая Автоматическая Приводная Автоматическая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Краны Вентили Задвижки Поворотные затворы Вентили регулирую- щие Клапаны регулиру- ющие Регуляторы уровня Конденсатосборники Предохранительные . клапаны Обратные клапаны Пробно-спускные краны Указатели уровня Скоростные клапаны Незамерзающие кла- паны
Способы присоединения арматуры. Основные типы присоеди-
нения арматуры следующие: фланцевое, муфтовое, папковое,
сварное. Все эти соединения (кроме сварного) —разъемные.
Наиболее распространена фланцевая арматура. Ее преиму-
щества— возможность многократного монтажа и демонтажа на
трубопроводе, надежность герметизации стыков и возможность
их подтяжки, большая прочность и пригодность для очень широ-
кого диапазона давлений и проходов. К недостаткам фланцевого
соединения следует отнести возможность ослабления затяжки и
потери герметичности со временем, повышенную трудоемкость
сборки и разборки, большие габаритные размеры и массу.
Для мелкой арматуры с условными проходами до 50 мм, осо-
бенно чугунной, наиболее часто применяется муфтовое присоеди-
нение. В этом случае концы арматуры имеют вид муфты с внут-
ренней резьбой. Муфтовое соединение используют обычно в ли-
той арматуре, ибо литьем легче всего получить нужную конфигу-
рацию муфты (под ключ). В связи с этим основная сфера приме-
нения муфтовых соединений — арматура низких и средних давле-
ний. Для мелкой арматуры высоких давлений, которую обычно
изготовляют из поковок или проката, чаще всего применяется
цапковое соединение с наружной резьбой под накидную гайку.
В связи с приведенными выше недостатками фланцевых соеди-
нений за последнее время все большее распространение получает
136
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
арматура с концами под сварку. Преимущества присоединения
арматуры при помощи сварки велики. К ним относится прежде
всего абсолютная и надежная герметичность соединения. Кроме
того, соединение на сварке не требует никакого ухода и подтяжки,
дает большую экономию металла и снижает массу арматуры и
трубопровода. Особенно эффективно применение арматуры с кон-
цами под приварку на таких трубопроводах, где сам трубопровод
монтируется целиком при помощи сварки. Недостатком сварных
соединений является сложность демонтажа и замены арматуры,
так как для этого ее приходится вырезать из трубопровода.
Условные обозначения арматуры. Действующие государствен-
ные стандарты предусматривают условные обозначения арматуры,
состоящие из наименования, номера, конструктивного типа (рим-
ские цифры I, II, III и т. д.) и исполнения (заглавные буквы А,
Б, В, и т. д.), условного прохода (мм), условного давления (МПа)
и номера ГОСТ. Однако в каталогах арматуры, в номенклатурах
арматурных заводов, ведомостях для заказа арматуры и в прей-
скурантах применяют пока не стандартные, а отраслевые услов-
ные обозначения.
Основные виды трубопроводной арматуры разработаны Цент-
ральным конструкторским бюро арматуростроения (ЦКБА) и ин-
ститутом ВНИПИнефтемаш. Условные обозначения (ЦКБА)
общепромышленной арматуры состоят из ряда цифровых и бук-
венных индексов. Первые две цифры обозначают тип арматуры:
кран пробно-спускной 10
кран для трубопровода 11
запорное устройство указателя уровня 12
вентиль 14,15
клапан обратный подъемный 16
клапан предохранительный 17
клапан обратный поворотный 19
регулятор давления «после себя» и «до себя» 21
клапан запорный и отсечный 22
клапан регулирующий 25
клапан смесительный 27
задвижка 30,31
затвор 32
конденсатоотводчик 45
Следующая, буквенная характеристика — из одной-
двух букв — означает материал корпуса:
углеродистая сталь с
легированная сталь лс
коррозионностойкая (нержавеющая сталь) нж
серый чугун ч
ковкий чугун кч
латунь, бронза б
алюминий а
монель-металл мн
пластмассы (кроме винипласта) п
винипласт вП
титан тн
стекло рк
137
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Первая цифра, помещенная после букв, указывает
вид привода- (
механический с червячной передачей 3
то же с цилиндрической передачей 4
то же с конической передачей 5
пневматический 6
гидравлический 7
электромагнитный 8
электрический 9
Последние одна-две буквы означают материал нительных поверхностей: уплот-
латунь, бронза монель-металл коррозионностойкая (нержавеющая) сталь нитрированная сталь баббит стеллит сормайт кожа эбонит резина пластмассы (кроме винипласта) винипласт бр мн нж нт бт ст ср к э р п ВII
Внутреннее покрытие уплотнительных поверхностей
обозначается так:
гуммирование гм
эмалирование эм
свинцевание см
футерование пластмассой п
футерование напритом н
Единица измерения давления (МПа) при цифрах не указы-
вается.
Для арматуры с электроприводом во взрывозащищенном ис-
полнении в конце добавляется буква Б, а в тропическом — Т.
Изделия без вставных или наплавленных уплотнительных ко-
лец, т. е. с уплотнительными поверхностями, выполненными непо-
средственно на самом корпусе или затворе, обозначаются бук-
вами бк (без колец).
При пользовании системой обозначений надо иметь в виду,
что арматуре, разработанной другими организациями и заводами,
присвоены обозначения, отличающиеся от принятых ЦДБА,
а иногда вместо типа просто дается номер чертежа, на основе ко-
торого выпускается изделие.
Для получения более подробных сведений об установленной
арматуре, например о конструктивных особенностях, габаритны к
размерах, а также о размерах присоединительных фланцев и др.,
следует пользоваться каталогами-справочниками промышленной
трубопроводной арматуры, издаваемыми ЦИНТИхимнефтемаш
(Москва), а также справочной литературой по газовому обору-
138
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
дованию и арматуре и заявочными ведомостями Союзглаварма-
туры Госснаба СССР.
Маркировка (ГОСТ 4666—75), выполняемая на корпусе ар-
матуры, должна содержать: товарный знак завода-изготовителя;
условное давление, диаметр условного прохода, стрелку, показы-
вающую направление потока среды. Для арматуры, изготовлен-
ной на определенное рабочее давление, вместо условного должны
указываться рабочее давление и температура.
На арматуре, изготовленной из стали со специальными свой-
ствами (жаростойкой, кислотостойкой и т. д.), дополнительно
должна указываться марка материала корпуса.
Знаки маркировки — товарный знак завода-изготовителя, ус-
ловное или рабочее давление, диаметр условного прохода и
стрелку направления потока среды необходимо выполнять следу-
ющим образом:
— на литой арматуре — отливкой на корпусе (арматуру с ус-
ловным проходом менее 50 мм допускается клеймить);
— на штампованной или кованой арматуре — штамповкой,
клеймением или гравировкой.
Прочие знаки маркировки следует выполнять отливкой, клей-
мением или гравировкой.
Знаки маркировки — условное или рабочее давление, диаметр
условного прохода и стрелку направления потока среды — надо
наносить на одну из сторон корпуса, которая считается лицевой,
а товарный знак завода-изготовителя — на другую сторону. На
арматуре, обеспечивающей прохождение рабочей среды в любом
направлении, стрелка в маркировке отсутствует.
Номер стандарта или чертежа изделия и заводской номер из-
делия должны располагаться у фланцевой арматуры на боковой
поверхности фланца, на прочей арматуре — по направлению по-
тока среды. Допускается все знаки маркировки помещать на од-
ной стороне корпуса.
Стрелка на проходной арматуре должна быть направлена
вправо, на угловой и многоходовой арматуре — по направлению
потока среды.
В зависимости от материала корпуса наружные необработан-
ные поверхности (корпуса, крышки, сальника и др.) окрашивают
в различные отличительные цвета:
сталь углеродистая
сталь легированная
сталь кислотостойкая и нержавеющая
чу1ун серый, ковкий и высокопрочный
цветные сплавы
серый
синий
голубой
черный
не окраши-
ваются
В зависимости от материала уплотнительных деталей затвора
устанавливают следующие дополнительные отличительные ок-
раски приводного устройства изделия (маховика, рычага и др.):
139
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
бронза или латунь
сгаль кислотостойкая и
нержавеющая
сталь нитрированная или
другие твердые сплавы
баббит
пластмасса
эбонит или фибра без колец
красный
Iолубой
фиолетовый
желтый
серый с синими поло-
сками по периметру
зеленый цвет окраски
корпуса и крышки
Наиболее распространенные типы запорной арматуры, их
преимущества и недостатки. Наиболее часто применяемыми ти-
пами запорной арматуры в зависимости от характера перемеще-
ния запорного элемента являются задвижки, краны, вентили и
затворы поворотные. В качестве запорных устройств на газопро-
водах низкого давления допускается применение гидрозатворов.
Задвижка — запорное устройство, в котором перекрытие
прохода осуществляется поступательным перемещением затвора
в направлении, перпендикулярном к движению потока транспор-
тируемой среды. Задвижки получили широкое применение.
В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки
обладают следующими преимуществами: незначительным гидрав-
лическим сопротивлением при полностью открытом проходе;
отсутствием поворотов потоков рабочей среды; возможностью
применения для перекрытия потоков среды большой вязкости;
простотой обслуживания; относительно небольшой строительной
длиной; возможностью подачи среды в любом направлении. К не-
достаткам, общим для всех конструкций задвижек, следует от-
нести: невозможность применения для сред с кристаллизующи-
мися включениями; небольшой допускаемый перепад давления на
затворе (по сравнению с вентилями); невысокую скорость сраба-
тывания затвора; возможность получения гидравлического удара
в конце хода; большую высоту; трудность ремонта изношенных
уплотнительных поверхностей при эксплуатации; невозможность
применения постоянной смазки уплотняющих поверхностей седла
и затворов.
Принципиальная особенность задвижек та, что при их закры-
вании запорный элемент не преодолевает усилия от давления
среды, так как он движется поперек потока. В задвижках при
закрывании необходимо преодолеть только трение. Площадь уп-
лотнительных поверхностей задвижек невелика — два узких
кольца вокруг прохода. Благодаря этому в задвижках легко обе-
спечивается относительно надежная герметичность.
В настоящее время имеется большое разнообразие конструкций
задвижек, которые целесообразно классифицировать по конст-
рукции затвора. По этому признаку многочисленные конструк-
ции могут быть объединены по следующим основным типам: кли-
новые и параллельные задвижки. По этому же признаку клино-
вые задвижки можно подразделить на задвижки с цельным,
140
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
упругим и составным клином. Параллельные задвижки можно
подразделить на однодисковые' (шиберные) и двухдисковые.
В ряде конструкций задвижек, предназначенных для работы при
высоких перепадах давления на затворе, для уменьшения усилий,
необходимых для открывания и закрывания прохода, полную
площадь прохода выполняют несколько меньшей площади сече-
ния входных патрубков. По этому признаку задвижки могут быть
классифицированы на полнопроходные и с суженным проходом.
В полнопроходных задвижках диаметр прохода равен диаметру
патрубков, в задвижках с суженным проходом диаметр прохода
меньше диаметра патрубков. В зависимости от конструкции си-
стем винт — ходовая гайка и от расположения ходовой гайки за-
движки можно подразделить на задвижки с выдвижным шпин-
делем и задвижки с невыдвижным шпинделем. В случае примене-
ния задвижек с невыдвижным шпинделем задвижки должны
иметь указатели степени открытия.
К клиновым относятся задвижки, затвор которых имеет вид
плоского клина. В клиновых задвижках седла или их уплотни-
тельные поверхности, параллельные уплотнительным поверхно-
стям затвора, расположены под некоторым углом к направлению
перемещения затвора. Затвор в задвижках этого типа обычно на-
зывают «клином». Существенными преимуществами задвижек та-
кой конструкции являются повышенная герметичность прохода
в закрытом положении, а также легкость усилия, необходимого
для обеспечения уплотнения. Так как угол между направлением
усилия привода и усилиями, действующими на уплотнительные
поверхности затвора, близок к 90°, то даже небольшая сила, пере-
даваемая шпинделем, может вызвать значительные усилия в уп-
лотнении. К недостаткам задвижек этого типа можно отнести
необходимость применения направляющих для перемещения за-
твора, повышенный износ уплотняющих кромок затвора, а также
технологические трудности получения герметичности в затворе.
В параллельных задвижках уплотнительные поверхности па-
раллельны друг другу и расположены перпендикулярно к на-
правлению потока рабочей среды. Затвор в параллельных задвиж-
ках обычно называют «диском» или «шибером». Преимуществами
этой конструкции являются простота изготовления затвора, лег-
кость сборки и ремонта и отсутствие заедания затвора в полно-
стью закрытом положении. К недостаткам следует отнести боль-
шой расход энергии на закрывание и открывание, вызванный тем,
что на всем пути движения привод преодолевает трение между
уплотнительными поверхностями седел и затвора, а также значи-
тельный износ уплотнительных поверхностей.
Для установки могут быть, для примера, рекомендованы следующие типы:
ЗОчббк, ЗОчЭОббк, 30ч706бк, 30ч17бк, 30с564нж, 30с964нж, 30с76нж 30с576нж
30с976нж, 30с97нж, 30с997нж, ЗКЛ2-16, ЗКЛ2-40, ЗКЛПЭ-16, ЗКЛПЭ-40’
ЗКС-160 и др. Технические характеристики и размеры приведены в каталогах
ЦИНТИхимнефтемаша.
141
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Кран — это запорное устройство, в котором подвижная де
таль затвора пробка имеет форму гела вращения с отверстием
для пропуска потока и при перекрытии потока вращается вокруг
своей оси. Любой кран имеет две основные детали: неподвиж-
ную — корпус и вращающуюся — пробку.
В зависимости от геометрической формы уплотнительных по-
верхностей затвора краны разделяются на три основных типа:
конические, цилиндрические и шаровые или со сферическим за-
твором (в газовом хозяйстве находят применение конические и
шаровые).
~ Однако краны классифицируются еще и по другим конструк-
тивным признакам, например; по способу создания удельного
давления на уплотнительных поверхностях, по форме окна про-
хода пробки, по числу проходов, по наличию или отсутствию су-
жения прохода, по типу управления и привода, по материалу
уплотнительных поверхностей и т. д.
Уплотнительные поверхности конических кранов имеют форму
конуса. Конусность пробки (корпуса) в практике арматурострое-
ния принимается обычно, в зависимости от антифрикционных
свойств применяемых материалов, равной 1 : 6 или 1 :7. В зависи-
мости от способа создания определенного удельного давления
между корпусом и пробкой для обеспечения требуемой герметич-
ности в затворе краны с коническим затвором можно подразде-
лить на следующие основные конструктивные типы: натяжные,
сальниковые краны со смазкой и краны с прижимом пробки.
Натяжные краны, простейшие по конструкции, подразделяются
только по способу создания удельного давления между корпусом
и пробкой. Наиболее распространены муфтовые краны с резьбо-
вой затяжкой. Их основное преимущество заключается в простоте
конструкции, в удобстве и простоте регулировки усилия затяжки.
Следовательно, краны этой конструкции применяются для массо-
вого выпуска в обычных условиях эксплуатации (например, ку-
хонные газовые краны). Сальниковые краны характеризуются
не наличием сальника вообще, а тем, что необходимые для
герметичности удельные давления на конических уплотнитель-
ных поверхностях корпуса и пробки создаются при затяжке
сальника. Усилие затяжки передается на пробку, прижимая ее
к седлу.
Применение кранов со смазкой вызвано необходимостью
уменьшить усилия управления при средних и высоких диаметрах
условного прохода, уменьшить удельные давления на уплотни-
тельных поверхностях и возможность задирания контактирующих
поверхностей, а также защитить уплотнительные поверхности от
коррозии.
У кранов с подъемом пробки, в отличие от обычных кранов,
перед поворотом пробка отрывается от корпуса, а после поворота
прижимается к нему. Иногда в практике подобные краны назы-
вают кран-задвижка. Такое конструктивное исполнение позво-
ляет решить сразу несколько задач: уменьшается крутящий мо-
142
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
мент, необходимый для поворота пробки; поворот производится
при отсутствии контакта пробки с корпусом, что исключает опас-
ность задирания уплотнительных поверхностей; усилие прижатия
пробки к корпусу и удельные давления на уплотнительных по-
верхностях могут регулироваться в очень широких пределах не-
зависимо от затяжки крана
Приведенные выше конические краны представляют собой
проходной кран, имеющий входной и выходной патрубки на об-
щей оси. Однако указанные краны в отличие от вентилей и за-
движек позволяют легко осуществлять управление потоками сразу
через несколько патрубков, число которых может доходить до
6—8. Наибольшее распространение получили трехходовые краны.
Они бывают двух основных типов: с L- и Т-образным проходами
в пробке.
За последнее время широкое распространение начали полу-
чать, особенно за рубежом, так называемые шаровые краны, ко-
торые, обладая всеми основными преимуществами конических
кранов — простотой конструкции, прямоточностью и низким гид-
равлическим сопротивлением, постоянством взаимного контакта
уплотнительных поверхностей, — в то же время отличаются от
них. Отличия заключаются в следующем: пробка и корпус благо-
даря сферической форме имеют меньшие габаритные размеры и
массу, а также большую прочность и жесткость; при небольшом
совпадении радиусов сферы пробки уплотнительного кольца, в от-
личие от кранов с коническим затвором, теоретический контакт
между ними происходит по окружности вокруг прохода, т. е.
даже при точном изготовлении поверхность контакта уплотнитель-
ных поверхностей корпуса и пробки полностью окружает проход
и герметизирует затвор крана; изготовление шаровых кранов (при
наличии необходимого технологического оборудования), менее
трудоемка, что объясняется отсутствием весьма трудоемкой опе-
рации механической обработки и особенно притирки уплотни-
тельных поверхностей корпуса и пробки (в шаровых кранах
с кольцами из пластмассы вообще отпадает необходимость в при-
тирке уплотнительных поверхностей, и пробку обычно хромируют
или полируют). Шаровые краны отличаются большим разнообра-
зием конструкций Однако все многочисленные их конструктивные
разновидности можно разбить на два основных типа: краны
с плавающей пробкой и краны с плавающими кольцами.
Для установки могут быть рекомендованы следующие основные виды кра-
нов- НБббк 11Б10бк1, 11Б12бк, 14М1-16, ПчЗбк, Ичббк, 11 ч8бк, 11ч18бк,
Пч37п, 11с20бк 11с320бк, 11с320бк1, 11с722бк1, КСП-16, КСР-16, КТРП-25,
КТС, Инж26п и др Технические характеристики и размеры приведены в ката-
логах ЦИНТИхимнефтемаша.
К вентилям относят запорную трубопроводную арматуру
с поступательным перемещением затвора в направлении, совпа-
дающем с направлением потока транспортируемой среды. Пере-
мещение затвора осуществляется за счет ввинчивания шпинделя
в ходовую гайку.
143
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В основном вентили предназначены только для перекрывания
потоков, но во многих случаях, в отличие от задвижек и кранов,
на их основе достаточно просто могут быть созданы дросселиру-
ющие устройства с любой расходной характеристикой.
По сравнению с другими видами запорной арматуры вентили
обладают следующими преимуществами: возможностью работы
при высоких перепадах давления на золотнике и при большом ра-
бочем давлении; простотой конструкции, обслуживания и ремонта
в условиях эксплуатации; меньшим ходом золотника (по сравне-
нию с задвижками), необходимым для полного перекрытия прохода
(обычно 0,25 Z)v); относительно небольшими габаритными разме-
рами и массой; герметичностью перекрытия прохода; возмож-
ностью использования в качестве регулирующего органа; воз-
можностью установки на трубопроводе в любом положении
(вертикальном или горизонтальном); безопасностью относительно
возникновения гидравлического удара. Для перекрытия потока
в трубопроводах с небольшим условным проходом и высокими
перепадами давления вентили являются единственным видом за-
порной арматуры. Кроме того, вентили имеют то преимущество
перед задвижками, что в них уплотнение золотника легко может
быть выполнено из резины или пластмассы. При этом усилие,
требуемое для герметизации, значительно снижается и повышается
коррозионная стойкость уплотнения. К недостаткам, общим для
всех конструкций вентилей, относятся: высокие гидравлические
сопротивления; невозможность их применения на потоках сильно
загрязненных сред; большая строительная длина (по сравнению
с задвижками и дисковыми затворами); подача среды только
в одном направлении, определяемом конструкцией вентиля; по
сравнению с другими видами арматуры большие масса, габарит-
ные размеры и, следовательно, стоимость. Однако для управления
потоками с высокими рабочими давлениями, а также низкими или
высокими температурами рабочей среды практически только вен-
тили являются единственным экономически целесообразным ви-
дом запорной арматуры.
Классификация многочисленных конструкций вентилей может
быть произведена по нескольким признакам. По конструкции вен-
тили делятся на проходные, угловые, прямоточные и смеситель-
ные. Существенно важной является классификация вентилей по
назначению: запорные, запорно-регулирующие и специальные.
В свою очередь, регулирующие вентили могут быть подразделены
по конструкции дроссельных устройств на вентили с профилиро-
ванными золотниками и игольчатые. По конструкции затворов
(золотников) вентили подразделяются на тарельчатые и диаф-
рагмовые, а по способу уплотнения шпинделя — на сальниковые
и сильфонные. Классификация по способу присоединения корпуса
к трубопроводу была рассмотрена ранее.
Для установки могут быть рекомендованы следующие виды вентилей-
15кч12п, 15кч16нж, 15кч19п, 15кч32п, 15кч80п, 14с917ст, 14с917п, 15с18п,
144
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
15с58нж, 15с11бк1, ВИ-160, ВВДМ 160 15с27нж1, 15нж54бк 15кч877брСВВ,
15кч833рСВМГ, 15кч888рСВМ Основные технические характеристики и размеры
приведены в каталогах ЦИНТИхимнефтемаша
Гидравлические
затворы рис 4 2 при-
меняются только па газо-
проводах низкого давле-
ния В настоящее время
используются только
стальные гидравлические
затворы В них устанав-
ливают дополнительную
продувочную трубку, к ко-
торой в верхней части
приваривают отвод с резь-
бой на конце для навер-
тывания муфты с проб-
кой Дюймовую трубку
для откачивания жидко-
сти вставляют внутрь про-
дувочного стояка и при-
варивают к его верхней
части Плечи гидравлике
ского затвора привари-
вают к газопроводу на
разных уровнях, что по-
зволяет одновременно от-
ключить газопровод и
продувать через него газ
Для этого достаточно за-
лить водой (зимой — не-
замерзающей жидкостью)
только часть гидравличе-
ского затвора и вывер-
нуть пробку для продувки
газовоздушной смеси Ос-
тальная часть газопро-
вода остается под возду-
хом, так как путь газу
прегражден жидкостью,
находящейся в гидравли-
ческом затворе Уровень
жидкости можно изме-
рить металлическим прут-
ком, опущенным через
трубку Уровень жидкости
зависит от давления газа
в газопроводе При пуске
газа жидкость из этого
Рис 4 2 Гидравлический затвор с продувоч
ным устройством
145
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
гидравлического затвора откачивают ручным или электронасосом.
Сложность и длительность работ по заливке и откачке жидкости —
основной недостаток таких затворов. Гидравлические затворы
можно использовать одновременно в качестве точки для измере-
ния разности потенциалов между землей и трубой. Для этого их
дополнительно оснащают электродом заземления и контактной пла-
стиной на конденсатоотводной трубке. В этом случае устанавли-
вается большой ковер. Гидравлический затвор изготовляется ин-
дивидуально местными строительно-монтажными организациями
в соответствии с требованиями действующего типового проекта се-
рии 4.905-8/77 на ру до 5 кПа на £)у = 50, 65, 80, 100, 150 мм.
Выбор арматуры при проектировании и строительстве систем
газоснабжения, а также при газооборудовании агрегатов и аппа-
ратов на промышленных и коммунально-бытовых предприятиях
определяется проектной организацией с учетом не только физико-
химических свойств, давления и температуры рабочей среды и ок-
ружающего воздуха, но также требований действующих правил
Госгортехнадзора СССР, СНиПов Госстроя СССР, государствен-
ных стандартов СССР и других технических нормативных доку-
ментов.
Конструкция применяемой арматуры и материалы ее деталей
должны обеспечивать надежную и безопасную эксплуатацию си-
стем газоснабжения при заданных параметрах, так как взрыво-
и пожароопасность сжиженных газов предъяв ~тют к запорной
арматуре повышенные требования. Следователе^ \ применяемая
на газопроводах арматура должна быть предназначена для газо-
вой среды. Однако может быть допушено для систем газоснаб-
жения применение арматуры общего назначения при условии вы-
полнения дополнительных работ по притирке и испытанию за-
твора на герметичность. Электрооборудование приводов и других
элементов трубопроводной арматуры по требованиям взрывобез-
опасности должно применяться в соответствии с указаниями ПУЭ.
К основным требованиям к запорной арматуре на газопрово-
дах, изложенным в порядке по степени их важности, относятся
прочность и герметичность отключения независимо от направле-
ния движения газов, отвечающая требованиям ГОСТ 9544—75
(выбор классов герметичности в зависимости от назначения ар-
матуры: 1-й класс — арматура для взрывоопасных и токсичных
сред; 2-й класс — для пожароопасных сред; 3-й — для остальных
сред); коррозионная стойкость; взрывобезопасность; надежность
работы в эксплуатации и простота обслуживания; быстрота за-
крытия и открывания; минимальное гидравлическое сопротивле-
ние проходу газа; возможность регулирования прохода газа; не-
большая строительная длина; небольшие масса и габаритные
размеры. Требуемая прочность арматуры диктуется в основном
рабочим давлением и температурой. Рабочее давление и темпера-
тура практически могут иметь любые значения из довольно ши-
роких диапазонов, в зависимости от технологии конкретных про-
изводств.
146
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При выборе арматуры для газопроводов необходимо учитывать
следующие свойства металлов.
1. Сжиженные газы не воздействуют на черные металлы, поэтому арматура,
как и прочее оборудование, может быть стальной и чугунной. При этом следует
учитывать, что из-за недостаточно высоких механических свойств чугунная ар-
матура может применяться при давлении, на которое она рассчитана, но не бо-
лее чем при 1,6 МПа. При и'пользовании чугунной арматуры особенно важно ис-
ключить условия, при которых ее фланцы работали бы на изгиб, т. е. требуется
тщательный монтаж и установка компенсаторов в нужных местах. Правила Гос-
гортехнадзора ограничивают применение чугунной арматуры во взрывоопасных
условиях; однако необходимо учитывать влияние низких температур на проч-
ность материалов и стойкость уплотнений, на допуски деталей и изменение зазо-
ров, на возникновение заеданий.
2. Газы, содержащие сероводород в значительных количествах, воздействуют
на бронзу и другие медные сплавы, поэтому арматура с бронзовыми уплотни-
тельными поверхностями (кольцами) не рекомендуется для газа. Одновременно
следует иметь в виду, что когда уплотнительные поверхности седла и затвора
проточены на соответствующих деталях из черных металлов (т. е. без вставных
колец из нержавеющей стали и цветных металлов), эти поверхности подвержены
быстрому износу в рабочих условиях и коррозии при складском хранении.
3. При содержании сероводорода не более 2 i на 100 м3 газ воздействует
очень слабо на медные сплавы. Как известно, арматуру для квартирных газовых
приборов изготовляют из медных сплавов, и работает она вполне удовлетвори-
тельно.
4. Нержавеющие стали стойки в среде газа и одновременно обладают боль-
шой стойкостью от коррозии при складском хранении. Для ответственной дорого-
стоящей арматуры можно рекомендовать вставные уплотнительные кольца из
нержавеющей стали.
5. Уплотнительные кольца из баббита проверены и могут быть рекомендо-
ваны для сжиженных газов для арматуры вентильного типа на низкие темпера-
туры.
6 Уплотнительные кольца из резины применяются в арматуре вентильного
типа лишь при температурах до 50 °C и давлении до 1,0 МПа.
7. При хранении и транспорте сжиженных газов требуется минимальная
теплоемкость арматуры, чтобы при ее включении время охлаждения до темпера-
туры жидкости было возможно малым. Корпус арматуры должен иметь неболь-
шую металлоемкость при достаточно высокой прочности.
При хранении, монтаже и эксплуатации трубопроводной арма-
туры необходимо выполнять следующие требования:
— перед установкой арматуры трубопровод тщательно очищать от грязи,
песка и окалины;
— арматуру, на корпусе которой указана стрелка, устанавливать на трубо-
проводе так, чтобы направление движения среды совпадало с направлением
стрелки;
— при монтаже фланцевой арматуры фланцы и болтовые отверстия должны
совпадать с отверстиями во фланцах арматуры; затяжку болтов производить
равномерно и нормальным гаечным ключом;
— место установки арматуры должно быть достаточно освещено, а проходы
между арматурой и строительными конструкциями приниматься в соответствии
с действующими нормами для обеспечения безопасного обслуживания, т. е. не-
обходимо устанавливать арматуру в местах, доступных для обслуживания и ос-
мотра;
— при гидравлическом испытании трубопровода на прочность затворы арма-
туры должны быть полностью открыты;
— использовать запорную арматуру в качестве регулирующей или дроссели-
рующей не допускается; запорную арматуру следует открывать полностью до
147
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
упора и закрывать с нормальным усилием для создания плотности; при закрыва-
нии и открывании арматуры применять добавочные рычаги не допускается;
— наружную резьбу шпинделей смазывать не реже 1 раза в месяц;
— • хранить арматуру на складе в упаковке завода-изготовителя или в неупа-
кованном виде (обязательно с заглушками) на стеллажах в сухом помещении.
При длительном хранении каждые полгода менять смазку на обработанных по-
верхностях изделий и удалять обнаруженную грязь или ржавчину;
— использовать арматуру строго по назначению в соответствии с указани-
ями в техническом паспорте, технических условиях, стандартах или в особых ус-
ловиях заказа;
— открывать запорную арматуру полностью до упора, закрывать — нормаль-
ным усилием для создания плотности без применения в том и другом случаях
добавочных рычагов;
— запрещается производить работы по устранению дефектов и перебивать
сальник при наличии давления в газопроводе;
— сальниковые болты и шпильки подтягивать равномерно во избежание пе-
рекосов;
— при обнаружении неустранимых неплотностей в прокладках (между кор-
пусом и крышкой) и в затворах арматуру необходимо снять с газопровода, разо-
брать и тщательно осмотреть. Дефекты на уплотнительных поверхностях устра-
нить приточкой или притиркой (возможность подобного ремонта предусмотрена
конструкцией);
— арматуру, предназначенную для особо ответственных установок, которые
находятся в эксплуатации, резерве или ремонте, принимать на учет и регистри-
ровать в специальном журнале с указанием времени установки, производствен-
ного осмотра и ремонта, вида ремонта и состоянии после него;
— обслуживающий персонал, производящий работы по консервации и рас-
консервации арматуры, должен иметь индивидуальные средства защиты (рука-
вицы, спецодежду, очки и др.) и соблюдать требования противопожарной без-
опасности.
Как было указано выше, на газопроводах, как правило, сле-
дует устанавливать арматуру, специально предназначенную для
работы в газовой среде. Однако в некоторых случаях из-за огра-
ниченности типоразмеров и недостаточного выпуска специальной
газовой арматуры приходится использовать арматуру, предназна-
ченную для других сред. При этом арматуру следует подвергнуть
в центральных заготовительных мастерских ревизии и испыта-
ниям на прочность, плотность и герметичность затвора в соответ-
ствии с требованиями п. 4.26—4.28 СНиП Ш-29—76.
Предохранительная арматура. Для предохранения резервуаров
от чрезмерного повышения давления, а также для отключения
газоиспользующей аппаратуры в случае недопустимого пониже-
ния или повышения давления применяются сбросные пружинные
клапаны и запорно-предохранительные устройства.
Предохранительный сбросной клапан является устройством,
обеспечивающим безопасность эксплуатации оборудования в ус-
ловиях повышенных давлений жидкости или газа, когда превы-
шение давления сверх рабочего может вызвать повреждение обо-
рудования. При превышении в системе допустимого рабочего
давления предохранительный клапан открывается автоматически
и сбрасывает необходимый избыток рабочей среды, предотвра-
щая возможность аварий. По окончании периода сброса и при
снижении давления до определенного значения предохранитель-
ный сбросной клапан автоматически закрывается и остается в за-
148
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
крытом состоянии до тех пор, пока нарушение технологического
режима процесса не вызовет в системе вновь появление чрезмер-
ных давлений. Таким образом, установка сбросных пружинных
клапанов на резервуарах сжиженных газов является обязатель-
ной, так как причин для чрезмерного повышения давления мо-
жет быть очень много, в частности:
— нагрев резервуара солнечной радиацией или открытым огнем в случае по-
жара и т. д.;
— увеличение объема жидкости в переполненном резервуаре при повышении
температуры жидкости при отсутствии или недостатке парового пространства;
— наполнение резервуара сжиженным газом с химическими компонентами,
имеющими упругость паров более высокую, чем та, на которую рассчитан резер-
вуар;
— подача жидкой фазы насосом при переполненном резервуаре;
— сжатие инертного газа, находящегося в резервуаре при подаче жидкой
фазы.
Наибольшую опасность представляет нагрев резервуара откры-
тым пламенем при пожаре, так как резкое повышение давления
может привести к разрушению, и, следовательно, предохрани-
тельные клапаны должны подбираться с такой пропускной спо-
собностью, чтобы в случае пожара через них мог проходить весь
образующийся пар. Таким образом, на каждом резервуаре, чтобы
предупредить завышение давления, устанавливают один или не-
сколько предохранительных клапанов, которые в зависимости от
конструкции приводного устройства разделяются на грузовые и
пружинные. В первых герметизация предохранительного отверстия
осуществляется благодаря моменту груза, подвешиваемого на ры-
чаге определенной длины. Во вторых это усилие создается вслед-
ствие действия пружины. Для продувки клапана в случае необ-
ходимости предусмотрен специальный рычажно-подъемный меха-
низм.
Пружинные предохранительные клапаны обладают рядом
преимуществ перед рычажными. Натяг пружины в них, обеспе-
чивающий регулировку клапана на определенное давление, фик-
сируется более тщательно и просто. Конструкция клапана явля-
ется более компактной, несложной, менее металлоемкой и пред-
отвращает загазовывание окружающего воздуха. Следовательно,
действующими в СССР технико-нормативными документами пре-
дусматривается на резервуарах установка только пружинных
предохранительных клапанов.
К предохранительным сбросным клапанам предъявляются сле-
дующие основные требования:
— клапан должен безотказно срабатывать при достижении в системе пре-
дельного заданного давления;
— в открытом состоянии клапан должен пропускать рабочую среду в таких
количествах, чтобы давление в системе больше не могло повышаться;
— при снижении давления в системе до значения немного ниже рабочего
клапан должен закрываться;
— в закрытом состоянии после неоднократных сбросов среды затвор кла-
пана должен сохранять полную герметичность.
Электронная библиотека http:l^&.khstu.ru
Однако необходимо постоянно учитывать, что безотказность
открытия и требуемая пропускная способность клапанов явля-
ются требованиями, которым должны быть подчинены все осталь-
ные. При достижении установленного давления клапан должен
открываться на высоту, определяемую конструкцией, и оставаться
открытым так, чтобы обеспечить наиболее интенсивный сброс
среды. Своевременное и быстрое закрытие клапана является по-
ложительным качеством конструкции, так как в случае запазды-
вания закрытия клапана давление в системе может упасть зна-
чительно ниже рабочего, что приведет к нарушению технологи-
ческого режима установки. Кроме того, недостаточно быстрое
закрытие клапана не в состоянии прервать пленку протекающей
между уплотнительными поверхностями среды. При этом герме-
тичность затвора при рабочем давлении не восстанавливается, и
происходит постоянное дросселирование среды через уплотнения.
Устанавливаемые в системах хранения и транспорта сжижен-
ных газов предохранительные сбросные клапаны обычно оборуду-
ются плунжерами с мягкими уплотнениями, седлами, вынесенными
за пределы корпуса пружинами, уплотнениями повышенной на-
дежности и отличаются повышенной пропускной способностью,
рассчитываемой на возможность внезапного испарения большой
массы продукта.
Предохранительные сбросные клапаны в зависимости от отно-
шения максимальной высоты подъема затвора Н к диаметру
прохода в седле Z)c, подразделяются на малоподъемные и полно-
подъемные. У малоподъемных предохранительных клапанов отно-
шение высоты подъема золотника к диаметру сопла седла 1/20—
1/40, т. е. сечение щели, через которую проходит среда, значи-
тельно меньше сечения сопла. Малоподъемные предохранитель-
ные клапаны применяют главным образом в тех случаях, когда
не требуется большая пропускная способность. Полноподъемные
предохранительные клапаны отличаются высокой пропускной спо-
собностью, поскольку сечение щели при подъеме золотника равно
или больше 1/4 диаметра сопла.
Конструкция пружинного клапана должна исключать возмож-
ность затяжки пружины сверх установленного усилия. Кроме того,
она должна предусматривать, как правило, устройство для про-
верки исправности действия клапана в рабочем состоянии путем
принудительного открывания его во время работы резервуара.
Допускается установка предохранительных клапанов без приспо-
собления для принудительного открывания, если последнее недо-
пустимо по условиям технологического процесса. В этом случае
проверка клапанов должна производиться периодически в сроки,
установленные технологическим регламентом, но не реже 1 раза
в 6 мес, при условии исключения возможности примерзания, при-
кипания или забивания клапана рабочей средой.
На основании изложенного на резервуарах и трубопроводах
для сжиженных газов должны устанавливаться в соответствии
с действующими нормами предохранительные клапаны, которые
150
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
должны срабатывать при повышении давления в резервуаре не
более чем на 15 % выше установленного рабочего давления. При
работающих предохранительных клапанах допускается превыше-
ние давления в резервуарах или трубопроводах не более чем на
25 % рабочего при условии, что это превышение предусмотрено
проектом и отражено в паспортах.
По способу выпуска среды предохранительные клапаны клас-
сифицируются на предохранительные клапаны «открытого типа»,
работающие без противодавления и сбрасывающие рабочую среду
в атмосферу, и «закрытого типа», сбрасывающие рабочую среду
в трубопровод (точнее, в факельную линию или во всасываю-
щую линию насоса). В данном случае клапан герметизирован и
работает с противодавлением. Как правило, при использовании
сжиженных газов внутри помещения применяют предохранитель-
ные клапаны закрытого типа. Однако в тех случаях, когда при
сбросе продукта отсутствует опасность загазовывания помещения
или атмосферы, используют предохранительные клапаны откры-
того типа, как наиболее простые и надежно работающие вслед-
ствие отсутствия противодавления.
Таким образом, руководствуясь вышеизложенным, можно ко-
ротко резюмировать, что предохранительные клапаны представ-
ляют собой арматуру, которая используется для автоматического
выпуска жидких и газообразных сред из системы высокого дав-
ления (при повышении давления в ней свыше допустимого) в си-
стему низкого давления или атмосферу и предназначена для без-
опасной эксплуатации установок и предотвращения возможных
аварий.
Предохранительные клапаны состоят из следующих деталей:
корпуса, сопла, золотника, пружины и крышки. При отсутствии
в системе давления на золотник клапана действует только сила
сжатой пружины, прижимая его к седлу сопла и создавая удель-
ные давления на уплотнительных поверхностях седла и золотника.
При образовании в системе давления на золотник клапана начи-
нает действовать противоположная сила, зависящая от площади
действия и размера давления. При рабочем давлении в резер-
вуаре или трубопроводе эта сила почти уравновешивает силу
пружины. Возрастание давления в резервуаре или трубопроводе
выше установленного нарушает это равновесие, подъемная сила
преодолевает усилие пружины, и золотник, поднимаясь, начинает
пропускать среду.
У неполноподъемных клапанов увеличение высоты подъема
золотника происходит постепенно, по мере повышения давления
в системе. У полноподъемных клапанов за счет специальных кон-
структивных устройств после отрыва золотника происходит рез-
кий его подъем. Конструкция многих полноподъемных предохра-
нительных клапанов позволяет золотнику подняться на полную
высоту с незначительным превышением давления над установоч-
ным. Клапан открывается без предварительной небольшой утечки
среды (характеризуемой шипением) с чистым резким хлопком.
У 151
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Точность открывания клапана при установочном давлении за-
висит от многих факторов. Прежде всего она зависит от качества
изготовления и конструкции уплотнительных поверхностей сопла
и золотника. Уплотнительные поверхности должны быть тща-
тельно притерты и иметь минимальную возможную ширину.
Сила трения золотника и штока в направляющих втулках ока-
зывает большое влияние на размер отклонения установочного
давления клапанов от номинала. В этом случае особое внимание
необходимо обратить на эти подвижные соединения при работе
клапанов в средах с повышенными температурами.
После падения давления ниже установочного клапан закры-
вается. Давление закрытия клапана не должно быть ниже уста-
новочного более чем на 3—5%, в противном случае большое ко-
личество среды будет выпущено из системы, что экономически
невыгодно. Кроме того, иногда это приводит к нарушению тех-
нологического режима установки.
Предохранительные клапаны для резервуаров и трубопроводов
сжиженных газов должны быть рассчитаны с учетом, как было
ранее сказано, физико-химических свойств сжиженных газов и
специфики их назначения.
Таким образом, пропускную способность (число и размеры
клапанов) следует определять, исходя из условий теплообмена
между резервуарами и окружающей средой в случае пожара при
температуре окружающего воздуха, которая может колебаться,
на основании экспериментальных данных, в пределах от 550 до
650 °C.
Определение необходимой площади проходного сечения предохранительных
клапанов производится в соответствии с требованиями действующих «Правил
устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» Гос-
гортехнадзора СССР по формуле, мм2,
Fc = б/[15,9аВУ.'(Р1 — р2) Pi 1»
где Fc — площадь проходного сечения, равная наименьшей площади сечения
в проточной части, мм2. Проходное сечение клапанов равно для полноподъемных
клапанов Fc=nd2c/4 и для неполноподъемных Fc = 2,22 dcfr, dc — внутренний диа-
метр седла клапана, мм; h — высота подъема золотника, мм; G — максимально
возможная пропускная способность паров сжиженных газов, кг/ч; а — коэффи-
циент избытка газа (жидкости) клапаном, отнесенный к Гс; В — коэффициент,
учитывающий расширение среды и определяемый по табл. 5-4-5 указанных выше
правил Госгортехнадзора СССР; pi — максимальное избыточное давление перед
предохранительным клапаном, МПа (для сосудов с давлением до 0,3 МПа —
Р1=рР + 0,15, с давлением 0,3—6,0 МПа —-pi=pp+0,15pp + 0,l; с давлением
свыше 6,0 МПа — Pi=pP + 0,lpP + 0,l); рр — избыточное давление рабочее кла-
пана, МПа; р2 — избыточное давление за предохранительным клапаном, МПа;
pi — плотность рабочей среды при рабочих параметрах pi и t\, кг/м3; Л — тем-
пература рабочей среды, °C.
Коэффициент избытка а и коэффициент пропускной способности Kv свя-
заны зависимостью aFc = 20Kv-
Коэффициент пропускной способности Kv численно равен расходу жидко-
сти плотностью 1 г/см3, протекающей через арматуру при перепаде давлений
0,1 МПа. Значения коэффициентов а и Kv, полученные опытным путем, приве-
дены, как правило, в таблицах габаритных и присоединительных размеров пре-
дохранительных клапанов ч. III каталога, опубликованного ЦИНТИхимнефтема-
шем.
152
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Испарение жидкости в резервуарах происходит за счет тепла окружающего
наружного воздуха и зависит от его температуры, влажности, скорости движе-
ния, степени заполнения резервуаров и химического состава жидкости. Таким
образом, максимальная пропускная способность паров сжиженных газов должна
быть определена исходя из условий защиты резервуаров от тепловой радиации
в летнее время и их защиты в аварийной ситуации — при пожаре по формуле,
кг/ч,
6 — kFс (^в ^ж)/<7»
где k — общий коэффициент теплопередачи от окружающего горячего воздуха
через стенку резервуара к жидкости; для изолированного резервуара (тип изоля-
ции — минеральные маты прошивные) k принимается равным 2,9, для неизолиро-
ванных резервуаров 6=23,2 Вт/(м2 • ч • °C); Fc— наружная поверхность резер-
вуара, м2; t3 — температура окружающей среды, омывающей при пожаре на-
ружную поверхность резервуара, °C, принимаемая равной 550—650 °C; —
температура кипения жидкости ( = 50 °C) при абсолютном давлении хранения ее
в резервуаре; q — скрытая теплота испарения жидкости при температуре
Вт/кг (табл. 2.29).
Для ориентировочных расчетов в соответствии с требованиями разд. 9
СНиП II—37—76 разрешается пользоваться следующей эмпирической формулой
для надземных резервуаров, кг/ч,
бн. р = 1000D[L + (D/2)],
где D — диаметр надземного цилиндрического резервуара, м; L — полная длина
резервуара, м.
Для подземных резервуаров пропускная способность предохранительных кла-
панов должна приниматься в размере 30 % от расчетной пропускной способно-
сти, определяемой для надземных резервуаров по формуле, кг/ч,
Gn. р = О.ЗОн. р = 300D [L + (D/2)].
Предохранительные клапаны устанавливаются непосредственно
на резервуарах, при этом установка запорных органов между ре-
зервуаром и клапаном не допускается. Сдвоенные предохрани-
тельные клапаны устанавливаются с помощью трехходового
крана, обеспечивающего их поочередное или одновременное вклю-
чение и исключающего их одновременное отключение. При уста-
новке на одном патрубке (трубопроводе) нескольких предохра-
нительных клапанов площадь поперечного сечения патрубка
(трубопровода) должна быть не менее 1,25 суммарной площади
сечения клапанов, установленных на нем. При определении сече-
ния присоединительных патрубков (трубопроводов) длиной более
1000 мм необходимо также учитывать размер их сопротивлений.
Рабочая среда, выходящая из предохранительных клапанов,
должна отводиться в безопасное место. При наличии противодав-
ления за клапаном оно должно учитываться при расчете пропуск-
ной способности предохранительного клапана.
Конструкции предохранительных клапанов различны. Некото-
рые из возможных конструкций пружинных предохранительных
клапанов приведены ниже.
На крышках редукционных головок групповых подземных ре-
зервуаров устанавливается серийно изготовляемый сбросной пре-
дохранительный пружинный клапан Т831-Г (рис. 4.3). Клапан
состоит из корпуса, штока, втулки клапана с резиновым уплот-
153
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 4.3. Сбросной пружинный
предохранительный клапан
Т831-Г.
нением, регулировочной гайки, пру-
жины и колпака. Шток имеет три
прилива, обеспечивающие правиль-
ную посадку клапана на седло.
Ввертывая или отвертывая шток,
можно изменять силу сжатия пружи-
ны и таким образом регулировать
сбросное давление газа. Клапаны име-
ют следующие технические характе-
ристики: диаметр условного прохода
25 мм; рабочее давление 1,0 МПа;
клапан отрегулирован на начальное
открытие при давлении (1,1 ±0,05)
МПа; пропускная способность паров
сжиженных газов G = 3266 кг/ч; коэф-
фициент избытка а = 0,6; присоедини-
тельная наружная резьба Р/г" труб.;
габаритные размеры 310x75 мм;
масса 3,1 кг.
Сбросной пружинный предохрани-
тельный клапан 5940 = 01.10.00 (рис.
4.4) предназначен для установки на
автоцистернах. Регулирование степени
сжатия регулировочной пружины осу-
ществляется с помощью специальной
регулировочной гайки. Предохрани-
тельный клапан снабжен специальным
устройством для проверки его рабо-
ты. Клапан имеет следующие техниче-
ские характеристики: диаметр услов-
ного прохода 50 мм (фактический диа-
метр 50мм);рабочее давление 1,8МПа;
клапан отрегулирован на начальное
открытие при давлении 2,07 МПа;
пропускная способность паров сжи-
женных газов 11600 кг/ч; коэффици-
ент избытка 0,58; габаритные размеры
0 300 X 355 мм; масса 36 кг.
Предохранительные клапаны малоподъемные пружинные флан-
цевые 17с12нж (рис. 4.5, а) предназначены для систем с газооб-
разной средой при температуре до 50 °C и давлении до 1,6 МПа.
Исполнение клапана закрытое, герметичное. Натяжение пружины
на требуемое давление открытия регулируют резьбовой втулкой,
положение которой фиксируют контргайкой. Принудительную
продувку клапана производят подъемом штока после снятия кол-
пака. В зависимости от рабочего давления и условий, указанных
в заказе, клапаны изготовляют следующих исполнений: 17с12нж1
на рр = 0,2н-0,4 МПа, 17с12нж2 — 0,4-4-0,8 МПа, 17с12нжЗ —
0,8-4-1,6 МПа. Клапаны устанавливаются вертикально, колпаком
154
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 4.4. Сбросной пружинный предохранительный клапан
5940-01.10.00.
вверх. Коэффициент пропускной способности Ку = 6,3 т/ч, коэффи-
циент избытка а = 0,1, масса 14,9 кг.
Предохранительный угловой полноподъемный пружинный кла-
пан 17с22нж (рис. 4.5, б) устанавливается на трубопроводах и
резервуарах для газообразных сред с температурой до 400 °C.
Клапаны изготовляются в герметичном (закрытом) исполнении и
снабжены рычагом для принудительного открытия и контрольной
продувки, имеют набор пружин и могут изготовляться следую-
щих исполнений: 17с22нж1 на рабочее давление 0,05—0,15 МПа,
17с22нж2 — 0,15—0,35 МПа, 17с22нжЗ — 0,35—0,6 МПа,
17с22нж4 —0,6—0,9 МПа, 17с22нж5 — 0,9—1,2 МПа, 17с22нж6 —
1,2—1,6 МПа. Клапаны устанавливаются вертикально, колпаком
вверх. Направление движения среды должно совпадать с направ-
лением стрелки на корпусе клапана.
Предохранительный полноподъемный пружинный клапан типа
ППК4 на Ру— 1,6 и 4 МПа (рис. 4.5, в) применяется на резервуа-
рах и трубопроводах с рабочей температурой от —40 до +450 °C.
Исполнение клапана закрытое, герметичное. Клапаны снабжены
рычагом для принудительного открытия и контрольной продувки,
имеют набор пружин и могут применяться при давлении от
0,05 МПа до условного давления. Клапан устанавливается верти-
155
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
0102
________0160
100
156
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение рис. см. иа стр. 158
157
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 5 Сбросной пружинный предохранительный клапан
а — малоподъемный 17с12нж, б — полноподъемный 17с22нж, в — полноподъемный ППК4,
г — полноподъемный СППК4Р
кально, колпаком вверх Клапан рассчитан на работу с выбросом
в атмосферу или с постоянным противодавлением не более 0,1 рР.
Предохранительный полноподъемный пружинный клапан типа
СППК4Р на ру=1,6 и 4 МПа (рис. 4.5, г) применяется для уста-
новки на резервуарах и трубопроводах сжиженных газов с тем-
пературой от —40 до +600°C Исполнение клапана закрытое, гер-
158
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
метичное Клапаны снабжены рычагом для принудительного от-
крытия и контрольной продувки, имеют набор пружин и могут
применяться при давлении от 0,28 МПа до условного давления
Для регулирования давления обратной посадки и открытия кла-
пана на выступающей части седла и на направляющей втулке
навернуты регулировочные втулки Клапан устанавливается вер-
тикально, клапаном вверх Клапан рассчитан на работу с выбро-
сом в атмосферу или с постоянным противодавлением не более
0,1 рР. Клапаны типа СППК4Р отличаются наличием резиновой
диафрагмы и мягкого уплотнения на золотнике
Габаритные, присоединительные размеры и основные технические характери-
стики указанных выше клапанов (17с12нж, 17с22нж, ППК4, СППК4Р) приве-
дены в ч III каталога ЦИНТИхимнефтемаша Для регулирования предохрани-
тельных клапанов типа ППК4 и СППК4Р на заданное давление номер пружины
подбирают по табл. 4.11.
Таблица 411
Подбор пружин для сбросных предохранительных пружинных
клапанов в зависимости от пределов регулирования давления
S я Пределы Пределы
a s регулиро- Й. S регулиро-
Клапан вания Клапан вания
Oft давления, ° а давления,
X с МПа К с МПа
ППК4-25-40 1А 0,45—1,2 ППК4-80-16 НО 0,05—0,13
СППК4Р-25-40 2а 1,20—1,9 СППК4Р-80-16 111 0,13—0,25
За 1,9—2,3 112 0,25—0,45
4а 2,3—4,2 113 0,45-0,7
ППК4-50-16 101 0,05—0,12 114 0,7—0,95
СППК4Р-50-16 102 0,12—0,19 115 0,95—1,3
103 0,19—0,35 116 1,3—1,8
104 0,35—0,6 ППК4-200-16 304 0,05—0,8
105 0,6—1,0 СППК4Р-200-16 305 0,8—1,6
106 1 — 1,6 ППК4-50-40 105 0,6—1,0
ППК4-100-16 120 0,05—0,1 СППК4Р-50-40 106 1,0—1,6
СППК4Р-100-16 121 0,1—0,15 107 1,6—2,5
122 0,15-0,35 108 2,5—3,5
123 0,35—0,95 109 3,5—4,4
124 0,95—2,0 ППК4-80-40 114 0,7—0,95
ППК4-150-16 127 0,05—0,1 СППК4Р-80-40 115 0,95—1,3
СППК4Р-150-16 128 0,1—0,15 116 1,3—1,8
129 0,15—0,2 117 1,8—2,8
130 0,2—0,3 118 2,8—3,5
131 0,3—0,65 119 3,5—4,4
132 0,65—1,1 ППК4-100-40 123 0,35—0,95
133 1,1—1,5 СППК4Р-100-40 124 0,95—2,0
134 1,5—2,2 125 2,0—3,0
126 3,0—4,0
ППК4-150-40 132 0,65—1,1
СППК4Р-150-40 133 1,1—1,5
134 1,5—2,2
301 2,2—2,8
302 2,8—3,5
303 3,5—4,0
159
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Как было указано выше, для предохранения резервуаров и тру-
бопроводов от чрезмерного повышения давления применяются
сбросные пружинные клапаны То же можно относить к газоре-
гуляторным пунктам (ГРП) и установкам (ГРУ) и газоисполь-
зующим установкам. Они могут надежно и безопасно работать
только в том случае, если оборудованы вспомогательными устрой-
ствами, к которым относятся запорные предохранительные и пру-
жинные сбросные клапаны, предохраняющие газопроводы от
чрезмерного повышения давления газа Настройка указанных при-
боров производится в соответствии с действующими требова-
ниями СНиП II—37-76 и «Правил безопасности в газовом хозяй-
стве».
Указанные выше предохранительные устройства устанавлива-
ются для предохранения газовой аппаратуры в случае повыше-
ния давления газа сверх допустимых пределов в связи с тем, что
повышение давления представляет большую опасность Газогоре-
лочные устройства, контрольно-измерительные приборы и другое
газовое оборудование, используемое в бытовых, коммунально-бы-
товых и промышленных установках, рассчитаны и могут надежно
и безопасно работать только при использовании газа определен-
ного давления Поэтому повышение установленного давления мо-
жет привести к расстройству режимов горения, нарушению проч-
ности газового оборудования, заполнению помещений газом,
а отсюда, как следствие, к возможным взрывам, пожарам и от-
равлению людей
Причинами повышения давления в газопроводе могут служить
неисправности регуляторов давления (разрыв рабочей мембраны,
выход из строя регулятора управления и др.), или в ночные часы
небольшие пропуски газа регуляторами давления при отсутствии
расхода газа (загрязнение поверхности регулирующего клапана),
или ошибочные действия обслуживающего персонала газовых
эксплуатационных организаций.
На рис 4 6 показан малогабаритный предохранительно-запор-
ный клапан типа ПКН (ПКВ) Клапан является полуавтомати-
ческим запорным устройством, предназначенным для герметич-
ного перекрытия подачи неагрессивных газов Клапан автомати-
чески закрывается при выходе контролируемого давления за
установленные верхний или нижний пределы. Открытие клапана
производится только вручную. Самопроизвольное открытие кла-
пана исключено Рабочий и контролируемые газы могут быть
различными Предохранительно-запорные клапаны изготовляются
в следующих исполнениях: ПКН — клапаны низкого контролируе-
м ого давления; ПКВ — клапаны высокого контролируемого дав-
ления. Допускаемое рабочее давление в корпусе этих клапанов
0,6 (1,2) МПа. Предохранительно-запорные клапаны ПКН имеют
диапазон настройки при повышении конечного давления от 1,0 до
60,0 кПа, а при понижении конечного давления от 0,3 до 3,0 кПа.
Клапаны ПКВ могут настраиваться на срабатывание при повы-
шении конечного давления в пределах от 0,03 до 0,65 МПа, а при
160
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 6 Запорно-предохранительный клапан ПКН (ПКВ).
понижении конечного давления — от 3,0 до 30,0 кПа Клапаны
серийно изготовляют с условным проходом 50, 100, 200 мм.
Запорно-предохранительный клапан состоит из следующих ос-
новных деталей: корпуса 1, промежуточной головки 4, крышки
головки 6, плунжера 2, анкерно-рычажной системы 3, механизма
регулировки контролируемого давления 18 и мембраны в сборе 15.
Корпус чугунный, фланцевый, вентильного типа. Внутри корпуса
находится седло, которое перекрывается плунжером 2 с резино-
вым уплотнением. Клапан смонтирован на штоке 11, верхний ко-
нец которого перемещается в отверстии направляющей полосы 14.
Шток клапана посредством штуцера сцепляется с насаженной на
ось вилкой 13. На конце оси укреплен рычаг с грузом. Посадка
рычага на ось осуществляется специальным прижимом, что позво-
ляет плавно изменять взаимное расположение рычага относи-
тельно вилки. Выходящая из корпуса ось уплотняется сальнико-
вой набивкой 30. В плунжер 2 встроен малый перепускной клапан
12, служащий для выравнивания давления до и после клапана
перед его открытием. При подъеме плунжера 2 сначала придет
в движение шток 11, в результате чего пропускной клапан от-
кроется и давление в полостях корпуса выравняется, что даст
возможность открыть основной клапан 2. При закрывании кла-
пана плунжер 2 садится на седло, а затем под действием рычага
шток И прижимается к уплотнителю, и перепускной клапан 12
закрывается. На верхнем фланце корпуса прикреплена головка 4,
верхняя часть которой образует подмембранную полость контро-
лируемого давления. Между головкой и крышкой головки кре-
пится мембрана 15 со штоком. Внутри стакана помещается меха-
низм регулировки контролируемого давления 18 В резьбовое
6 Заказ Ns 614 161
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
отверстие верхнего торца штока мембраны 16 ввернут регули-
ровочный винт 25. На регулировочный винт надета тарелка 26,
которая опирается на выступы стакана крышки. В торцевое
углубление регулировочного винта 25 своим острием опирается
верхняя шпилька 21. На резьбовой части шпильки навернута
гайка 23, на торец которой опирается малая пружина 22, опре-
деляющая настройку нижнего предела контролируемого давле-
ния. Усилие пружины изменяется путем перемещения гайки 23
при вращении верхней шпильки. На тарелку 26 нижним торцом
упирается пружина 24, определяющая настройку верхнего давле-
ния контролируемого давления, усилие которой изменяется пу-
тем перемещения гайки 19 при вращении регулировочной втулки
20. Импульсы контролируемого давления подаются под мембрану
через ниппель 5.
Работает клапан следующим образом. В открытом положении
штифт 9 рычага 10 сцеплен с крючком анкерного рычага. Нижний
конец молотка 7 упирается в выступ анкерного рычага 8. Штифт
молотка 7 упирается в правый выступающий конец коромысла 28,
а левый конец коромысла входит в кольцевую канавку штока.
Когда контролируемое давление находится в установленных пре-
делах, пружина 24 нижним своим торцом через тарелку 26 упи-
рается в выступы стакана и крышки головки и не оказывает
давления на мембрану. Мембрана под действием силы давления
снизу занимает среднее положение. Гайка регулировочного винта
прижата к тарелке 26 пружины. Коромысло 28 находится при-
мерно в горизонтальном положении и сцеплено со штифтом 27
молотка 7. Когда давление под мембраной превысит предел, ус-
тановленный пружиной 24, мембрана со штоком начнет подни-
маться, сжимая пружину. Поднимется левый конец коромысла
28, а правый его конец выйдет из зацепления со штифтом молотка.
Молоток упадет и ударит по концу анкерного рычага. Рычаг 10
выйдет из зацепления с анкером и упадет, в результате чего
клапан окажется перекрытым. Когда давление под мембраной
упадет ниже предела, установленного малой пружиной, мембрана
со штоком начнет опускаться, правый конец коромысла 28 пе-
реместится вверх и выйдет из зацепления со штифтом молотка.
В результате, как и в предыдущем случае, клапан окажется пе-
рекрытым.
Предохранительные запорные клапаны ПКВ отличаются от
клапанов ПКН наличием опорной тарелки 17, уменьшающей эф-
фективную площадь мембраны, взамен тарелки 29 и другой, бо-
лее сильной пружины.
Запорно-предохранительный клапан устанавливается только
на горизонтальном участке трубопровода перед регулятором дав-
ления. Мембрана должна занимать горизонтальное положение.
Вход газа должен соответствовать направлению стрелки, отли-
той на корпусе. Клапан всей опорной поверхностью устанавлива-
ется на кронштейны или подставки. Дополнительного крепления
для него не требуется. Предпочтительна установка клапана в по-
162
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
мещениях с положительной температурой. Установка клапана
в местах с отрицательной температурой допускается только при
отсутствии возможности конденсации паров в проходящем газе
при этих температурах.
На рис. 4.7 показан запорно-предохранительный клапан
ПКК-40М, который является полуавтоматическим устройством,
предназначенным для автоматического перекрытия потока газов
или воздуха с температурой не выше 60 °C в случае повышения
давления в контролируемом участке сети сверх установленного
давления или при уменьшении перепада между входным и конт-
ролируемым давлениями ниже определенного предела. Клапан
устанавливается перед регулятором давления, а импульс контро-
лируемого давления берется после регулятора. Открытие кла-
пана производится вручную путем кратковременного открытия
пусковой пробки.
Конструктивно клапан выполнен в виде муфтового корпуса
вентильного типа с расположенной сверху мембранной камерой.
Внутри корпуса имеется плунжер, который под действием пру-
жины опускается сверху на седло корпуса. Мембранная камера
состоит из корпуса, верхней крышки и мембранной коробки,
между которыми зажаты нижняя и верхняя мембраны с различ-
ными эффективными площадями. Нижняя мембрана жестко свя-
зана со штоком клапана корпуса. Конец штока выполнен в виде
седла с отверстием 1,2 мм, проходящим внутри штока через мем-
брану. Верхняя мембрана снизу имеет резиновое уплотнение,
являющееся клапаном седла плунжера. Коробка мембранной ка-
меры с двумя отверстиями труб. Чъ" имеет в центре двухсторон-
ний упор для ограничения движения нижней мембраны вверх и
верхней мембраны вниз. В одно из отверстий промежуточного
кольца завертывается пусковая пробка, во втором отверстии ус-
тановлен обратный клапан, пропускающий газ из импульсной
линии в мембранную камеру. На верхнюю мембрану действует
пружина, усилие которой изменяется регулировочным стаканом.
Для открытия клапана необходимо отвернуть пусковую пробку,
при этом пространство между мембранами сообщается с атмос-
ферой через отверстия в пробке. Входное давление газа, преодо-
левая усилие пружины плунжера, поднимет его и нижнюю мем-
брану вверх до упора, а отверстие в конце штока окажется закры-
тым плунжером в центре верхней мембраны. После этого пусковая
пробка завинчивается обратно. Газ через открытый клапан кор-
пуса поступает в сеть и из контролируемого участка по импульс-
ной трубке через обратный клапан попадает в полость между
мембранами. Если контролируемое давление превысит установлен-
ное верхней пружиной значение, то верхняя мембрана приподни-
мется, отверстие в штоке откроется, и по обе стороны нижней
мембраны установится одинаковое давление газа. Под действием
пружины плунжер опустится на седло и перекроет подачу газа,
причем поступление газа в импульсную линию через отверстие
в штоке прекратится благодаря закрытию обратного клапана,
б* 163
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 7 Запорно предохранительный клапан ПКК-40М
/ — верхняя крышка, 2 — верхняя мембрана 3 — мембранная коробка (камера) 4 — пуско
вая пробка 5 — нижняя 1ембрана 6 — корпус вентильного типа, 7 — регулировочная пру
жина 8—шток 9 — плунжер 10 — обратнын клапан, // — пружина 12 — регулиро-
вочный стакан
При уменьшении перепада между контролируемым и входным
давлением ниже значения, определяемого пружиной плунжера,
нижняя мембрана под действием этой пружины опустится, от-
верстие в штоке откроется, что также приведет к закрытию
плунжера Самопроизвольное открытие клапана в виде равенства
давлений, действующих на обе стороны мембраны, исключается
Технические хараыериешки входное рабочее давление до 0,6 (1,2) МПа, дна
пазон регулирования контролируемого давления с пружиной низкого давления
1,5—5,0 кПа, с пружиной среднего давления 5,0—60,0 кПа, минимально допусти-
мый перепад перед входным и установленными контролируемыми давлениями
10—15 кПа; условный диаметр клапана £)у = 40 мм, монтажная длина корпуса
клапана 170 мм, диаметр мембранной камеры 124 мм, максимальная высота
260 мм, масса 6,6 кг.
164
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Для защиты газовой сети
от повышенного против нор-
мы давления часто оказы-
вается достаточным сбросить
несколько кубометров газа
в атмосферу. В этих случаях
применяют мембранные пру-
жинные клапаны. Они дол-
жны начинать действовать до
того, как будет достигнуто
максимальное давление газа,
на которое отрегулирован за-
порно-предохранительный кла-
пан.
На рис. 4.8 показан пру-
жинный сбросной предохра-
нительный клапан ПСК-50,
который представляет собой
предохранительное устройство
для защиты газовой аппара-
туры от недопустимого повы-
шения давления газа в сети
Он предназначен для уста-
новки в узлах радуцирования
Рис 4 8 Пружинный сбросной клапан
ПСК-50
/ — корпус 2 — крышка, 3 — клапан, 4 — пру
жина 5 — мембрана
в комплекте с регулятором давления и предохранительным кла-
паном ПКН (ПКВ). Пружинный сбросной клапан может
быть установлен в сетях как низкого, так и среднего
давления Сбросной клапан состоит из корпуса, крышки, плун-
жера в сборе и регулировочной пружины Плоская мембрана
в нормальном положении нагружена давлением газа и урав-
новешена сжатой регулировочной пружиной Односедельный
мягкий плунжер снабжен крестообразной направляющей, вхо-
дящей в седло, и соединен с мембраной и тарелкой непосред-
ственно с помощью болта Регулировочная пружина расположена
между двумя опорными шайбами. В крышке предусмотрено от-
верстие для соединения подмембранного пространства с атмо-
сферой. Вход газа осуществляется через боковое отверстие
труб 2", а отвод срабатываемого газа в атмосферу — через верх-
нее отверстие диаметром труб. 2". Действие мембранных пружин-
ных затворов заключается в том, что при повышении давления
газа в сети выше установленного предела мембрана опускается
и газ через выходное отверстие сбрасывается в атмосферу. При
уменьшении давления газа клапан закрывайся, прекращая сброс
газа Таким образом, настройка на необходимое контролируе-
мое давление осуществляется с помощью регулировочных пру-
жин, уравновешивающих давление газа из газопровода на мем-
брану.
В соответствии с требованиями п 9 78 «Правил безопасности
в газовом хозяйстве» в тупиковых системах газоснабжения на-
165
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
стройка сбросных предохранительных клапанов должна обеспечи-
вать их срабатывание раньше срабатывания запорно-предохрани-
тельных клапанов. В системах закольцованных газопроводов
(сетей) настройка сбросных предохранительных клапанов должна
обеспечивать их срабатывание после срабатывания запорно-пре-
дохранительных клапанов. Диапазон регулирования на заданное
давление создается с помощью двух сменных пружин. В первом
исполнении, с диаметром проволоки 3 мм, настройка находится
в пределах 1,0—5,0 кПа, во втором исполнении, с диаметром
проволоки 6 мм,— в пределах 20—50 кПа, в третьем испол-
нении, с диаметром проволоки 6 мм, с дополнительной шайбой
и уменьшенной тарелкой,— в пределах 50—125 кПа. Для нормаль-
ной работы прибор устанавливается только в вертикальном поло-
жении. Следовательно, в начале повышения давления в газопро-
воде сверх контролируемого клапан открывается незначительно,
объем сбрасываемого в атмосферу газа при этом очень мал и
давление в газопроводе продолжает увеличиваться. Лишь при
достаточном повышении давления сверх контролируемого клапан
открывается полностью. Это приводит к тому, что у приборов,
потребляющих газ, давление часто повышается до недопустимых
значений. При необходимости установки сбросных предохранитель-
ных клапанов с пределами настройки, выходящими за указанные
выше, необходимо пользоваться предохранительными полнообъем-
ными клапанами общепромышленного изготовления, описанными
ранее. Расчет пропускной способности пружинного сбросного
предохранительного клапана должен выполняться в соответствии
с требованиями п. 5.20 СНиП II — 37—76 и рекомендациями,
изложенными ранее в настоящей главе. Коэффициент расхода
а = 0,6. Однако в соответствии с разъяснениями Госстроя СССР
клапанов ПСК-50 независимо от результатов расчетов должно
быть не более одного. Пропускная способность мембранных пру-
жинных предохранительных клапанов ПСК-50 в зависимости от
давления газа перед клапаном и от значения настройки приведена
в табл. 4.12.
Обратные клапаны. Арматура обратного действия, или обрат-
ные клапаны, применяют как самодействующие предохранитель-
ные устройства для предотвращения обратного потока среды
в трубопроводе, например при внезапной остановке насоса в си-
стеме и т. д. В обратных клапанах при давлении среды в задан-
ном направлении затвор прижимается к седлу, перекрывая проход.
Затвор клапана может быть подъемным или поворотным. Отсюда
и название клапанов — подъемные и поворотные. Гидравлическое
сопротивление обратных поворотных клапанов меньше, чем об-
ратных поворотных. Основным недостатком поворотных клапанов
является то, что при низких давлениях среды они не Обеспечи-
вают необходимой герметичности, так как усилие, прижимающее
диск к седлу, создается в них только за счет разности давлений.
Резервуарная арматура. Резервуарная арматура (оборудова-
ние) предназначена для приемо-раздаточных операций из резер-
166
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
вуаров, уменьшения потерь сжиженных газов при хранении,
а также для предохранения резервуаров от разрушения или де-
формаций вследствие чрезмерного повышения давления или об-
разования вакуума. Конструкция и тип резервуарной арматуры
зависят от типа резервуара, его назначения и вида хранимого
продукта.
Таблица 4.12
Пропускная способность мембранных пружинных
предохранительных клапанов ПСК-50, м3/ч
Давление газа в сети до клапана, кПа Значение настройки, кПа
1,0 2,0 20,0 50,0
1,5 1 -
2,0 7 — — —
2,5 27 1 — —
3,0 56 4 — —
3,5 75 31 — —
4,0 94 65 — —
5,0 111 101 — —
25,0 — — 12 —
30,0 — 58 —
35,0 — — 125 —
40,0 — — 225 —
45,0 — — 285 —
50,0 — — 350 —
60,0 — — 450 48
80,0 — — 665 425
100,0 — — 850 580
Клапаны скоростные обеспечивают мгновенное прекращение
поступления жидкости при разрыве трубопровода или арматуры,
выбивании прокладки и т. д. При нормальных условиях эксплуа-
тации скоростные клапаны обеспечивают номинальный расход
в любом направлении. Клапаны могут быть пружинного или по-
плавкового типа. На рис. 4.9, а показан клапан скоростной пру-
жинного типа, перекрывающий поступление сжиженных газов,
проходящих через него со скоростью выше 15 м/с. При резком
увеличении расхода, вызванного каким-либо аварийным режимом,
значительно возрастают скорость в зазоре между клапаном и
корпусом, а также перепад давления. Усилие потока, давящего
на клапан, становится больше усилия пружины, и клапан закры-
вается. В самом клапане имеется небольшое отверстие для вы-
равнивания давления по обеим сторонам клапана, когда аварий-
ный режим будет ликвидирован. Если закрыть задвижки на
линии за клапаном, то проходящая через это отверстие жидкость
или газ выравнивают давление по обеим сторонам клапана, и
он автоматически под действием пружины открывается. Клапаны
такого типа, применяемые на жидкостных и паровых трубопро-
167
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 4.9. Скоростной клапан.
а — пружинного типа; б — поплавкового типа.
зодах, могут быть установлены в любом положении (вертикально,
горизонтально, наклонно и т. д.).
Широкое распространение получили скоростные клапаны по-
плавкового типа. На рис. 4.9, б показан клапан, который уста-
навливается на железнодорожных цистернах сжиженных газов.
Принцип действия этих клапанов такой же, как у скоростных
клапанов пружинного типа, с той разницей, что в данном случае
/силие потока уравновешивается не пружиной, а весом клапана-
поплавка, свободно плавающего в потоке жидкости. При значи-
гельном увеличении скорости поплавок поднимается и прижима-
ется к седлу, закрывая тем самым поступление жидкости в трубо-
провод. На торцевой запорной части поплавка имеется паз,
предназначенный для пропуска газа после закрытия клапана и
создания противодавления по установлении нормального режима.
Поплавковые клапаны используют только на жидкостных линиях
в вертикальном положении. Клапан закрывается при расходах,
равных 150—200 % номинального значения.
Пропускная способность и размеры пружинного скоростного клапана опре-
деляются из соотношения (rf2—di)2 = m2Gc/(#pn), где d2 — внутренний диаметр
<орпуса клапана, м; d,— диаметр грибка клапана, м; т — отношение макси-
мально допускаемого клапаном расхода к его номинальному значению (обычно
п= 1,54-2,0); Gc — пропускная способность трубопровода, кг/с; k — коэффициент,
швпсящий от конструкции п размеров клапана, его установки и ряда других
168
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
факторов (для клапанов с кольцевой щелью этот коэффициет обычно равен 300);
рп — плотность потока, кг/м3.
При меньших значениях т клапан будет закрываться при всяком резком от-
крытии линейной арматуры на трубопроводе. При разработке конструкции ско-
ростного пружинного клапана, устанавливаемого на трубопроводах с условным
проходом £>у, принимается:
d2 = 0,85Оу; di = d2 — Д/т20 с/(300рп)
d3 = 0,85di; /i = 0,21di,
где d3—внутренний диаметр седла клапана; 1г — подъем клапана.
Усилие пружины, кгс, определяется по формуле рар — 0,0145 рп^М2ь где
W3 — скорость в зазоре при режиме срабатывания клапана, м/с. Жесткость пру-
жины, кгс/см, принимается (0,08-т-0,12) Fap. Формулы приведены при вертикаль-
ной установке пружинного скоростного клапана с направлением потока снизу
вверх. Вес клапана, чеки, шайбы и пружины должен составлять 8—12 % макси-
мального значения усилия пружины.
При обычной вертикальной установке с направлением потока вниз расчетная
формула принимает вид, кг/с,
mGc = 250рп (d2 — di)2.
При горизонтальной установке, кг/с,
mGc = 275рп (d2 — di)2.
Размеры поплавковых скоростных клапанов для трубопроводов с условным
проходом £>у при скорости жидкости w)K = l м/с могут быть определены по сле-
дующим формулам:
d2 “ Dy, di ~ d2Y m2Gcd2/(880piK) ,
l = 9,5d2, d3 = 8,5di', n = 0,21di.
Клапаны наполнительные — стационарные резервуары, напол-
няемые из автоцистерн,— должны быть оборудованы специаль-
ными затворами. На рис. 4.10 показан наполнительный клапан
пружинного типа. При наполнении давления жидкости открыва-
ются оба затвора (верхний и нижний), и жидкость свободно
переливается в резервуар. После удаления наполнительного
шланга давлением газа и усилием пружины закрываются ниж-
ний и верхний затворы. Установка двух затворов в одном кор-
пусе позволяет ремонтировать верхний затвор без опорожнения
резервуара.
Клапаны дренажные, незамерзающие служат для спуска от-
стойной воды в зимнее время. На рис. 4.11 показан клапан
КДН-50-64, работающий при рабочем давлении рр = 6,4 МПа.
В корпусе клапана имеется затвор незамерзающего типа с зо-
лотником и седлом, помещенный внутри резервуара. Принцип
действия этого клапана основан на том, что уплотняющие по-
верхности находятся внутри резервуара и всегда омываются
«теплой» жидкостью. Сброс жидкости герметизирован. Ключ кла-
пана для открывания может быть использован для опломбиро-
вания клапана. Масса клапана 5 кг; клапаны выпускаются на
давление 1,6; 2,5; 4; 6,4 МПа.
При заполнении автоцистерн сжиженными газами иногда ус-
танавливаются ограничители налива уровня жидкости, называе-
мые «автостопом», которые разработаны для автоцистерн вмести-
169
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 10 Наполнительный
клапан
Рис. 4 11 Клапан незамерзающий
КДН-50-64.
мостью 12 м3 и с рабочим давлением рр=1,8 МПа. Автостоп сра-
батывает при достижении максимально допустимого уровня
налива сжиженных газов в цистерну. Ограничитель налива уровня
(рис. 4.12) представляет собой запорный пробковый клапан 3.
Пробка клапана помещена внутри трубопровода налива газа и
соединена стойкой 2 с поплавком /, который находится внутри
цистерны. При достижении максимально допустимого уровня газа
в резервуаре поплавок всплывает до этого уровня, при помощи
стойки поднимает пробку клапана, и тем самым прекращается
подача газа в резервуар.
Фильтры. Наличие в газе взвешенных частиц пыли приводит
к загрязнению газов и снижает надежность и срок службы кла-
панов регуляторов давления, предохранительных клапанов, запор-
ной арматуры и т. д.
В соответствии с видом применяемых фильтрующих материа-
лов фильтры можно разделить на два основных типа: в первом
взвешенные частицы задерживаются преимущественно на поверх-
ности фильтрующего материала, а во втором — в порах капилля-
ров материала, расположенных на большей или меньшей глубине
от поверхности. Фильтры первого типа получили в практике на-
170
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 12 Ограничитель налива.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 4 13. Фильтр угловой сетчатый
звание поверхностных, вто-
рого — глубинных.
В качестве фильтрую-
щих материалов применя-
ются различные ткани, вой-
лок, керамические набивки,
металлические сетки из про-
волоки, пакеты из тонких
металлических пластин, во-
лосяные и т. п.
Наибольшее распростра-
нение при очистке углево-
дородных жидкостей полу-
чили проволочные фильтры.
Показанные на рис. 4.13
фильтрующие элементы
проволочных фильтров
представляют собой либо
плетеную металлическую
сетку, припаянную к силовому каркасу, либо проволоку, навитую
на специальный цилиндрический каркас. Первые фильтры обычно
называются сетчатыми, вторые — проволочными.
Определение потерь давления для жидкое!и через однослойный сетчатый
фильтр следует производить по формуле, Па,
Др — 5£t02p/g,
где £— коэффициент сопротивления; w— скорость течения жидкости, отнесенная
ко всей площади сетки, м/с; р — плотность жидкости, кг/м3; g— ускорение силы
тяжести, равное 9,81 м/с2.
Для случая Re = ud/v>400 значение коэффициента сопротивления определя-
ется по формуле £=1,3 [(1—Fo/F) + (F/Fo—I)2], где Fo — площадь сечения про-
ходных отверстий (ячеек) сетки; F — полная площадь сетки; d — диаметр прово-
локи сетки, мм; v — коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с.
Значения £ в зависимости оз отношения Fo/F приведены в табл. 4.13
Таблица 4.13
Fo/F 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 0,75
1 10 6,4 4,3 3,0 2,2 1,65 1,26 0,96 0,75 0,58 0,44
При Re<400 значение для £ принимается равным £ = где
т] — поправка на влияние Re. Значения этой поправки приводятся
в табл. 4.14.
Поверхность сетчатого фильтра обычно выбирают такой, чтобы
она превышала площадь условного прохода в корпусе (или пло-
щадь сечения трубы) в 40—50 раз. Максимально допустимый
перепад давления 50 кПа.
172
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Распространение при очистке паров сжиженных газов полу-
чили фильтры волосяные с диаметрами условного прохода 80,
100, 150, 200, 300 мм и на рабочее давление до 1,0—1,2 МПа
(рис. 4.14).
Фильтр состоит из чугунного корпуса 2 с кольцевым пазом,
внутри которого помещается обойма 3. Сверху фильтр закрыт
крышкой 4. Обойма фильтра выполнена в форме круглой ко-
робки, обтянутой с обеих сторон проволочными сетками и запол-
ненной фильтрующим материалом 5 (капроном). Для определе-
ния степени загрязнения во фланцах фильтра предусмотрены
Таблица 4.14
Re 50 100 150 200 300 400
П 1,44 1,24 1,13 1,08 1,03 1,01
отверстия 1 для присоединения манометра, которым можно опре-
делить падение давления газа при его протекании через фильтр.
Максимально допустимый перепад давления при засорении 10 кПа
и зависит от скорости газов и степени загрязнения фильтра. Интер-
вал времени, через который нужно менять фильтрующие обоймы,
зависит от пылесодержания и количества протекающего газа.
На рис. 4.15 приведены значения потерь давления в газовых
фильтрах в зависимости от количества газа, проходящего через
них. При этом масштабы значений расходов для фильтров Dy —
= 32, 40, 50, 80, 100 мм приняты в 10 раз больше, чем для фильт-
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Фильтры Dy = 150,200,300мм QT, м3/ч
Рис 4 15 Потеря давления в газовых фильтрах
в зависимости от расхода газа
ров Dy = 150, 200, 300 мм Поэтому при определении потерь дав-
ления для первой группы фильтров следует пользоваться значе-
ниями расходов по верхней шкале, для второй группы — по ниж-
ней шкале
Определение потерь давления для расхода газа, значения которою превы-
шают приведенные на рис 4 15, а также для газов с плотностью, не равной
1 0 кг/м3, следует производить по формуле, Па,
Др = 10Дрт (<?/<?т)2рр0/(РтР)>
где Др — искомая потеря давления, Па, Дрт — потеря давления по графику (со
ответствующая расходу газа QT), Па, Q — расчетный расход газа м3/ч, QT —
расход газа по графику, м3/ч, р — плотность газа, кг/м3, рт=1,0 кг/м3—плот
ность газа по графику, р0 = 0,1 МПа, р — давление газа перед фильтром, МПа
Основные габаритные размеры газовых волосяных фильтров
приведены в табл 4 15
Огнепреградители. Вопросам создания безопасных условий
труда в народном хозяйстве постоянно уделяется огромное вни-
мание Особое значение придается проблемам обеспечения взры-
вобезопасности при работе с горючими газами, так как при по-
падании воздуха или кислорода в трубопровод для горючего газа
в нем могут образоваться взрывчатая смесь и произойти взрыв
В связи с этим необходимо обязательно предохранять трубопро-
вод от проникновения в него со стороны потребления воздуха или
кислорода Следовательно, на всех без исключения взрывоопас-
ных производствах должны быть созданы условия, исключающие
174
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
возможность возникновения поджигающих импульсов. Наиболее
частыми источниками воспламенения, приводящими газовоздуш-
ные смеси к взрыву, являются: открытое пламя; электрические
разряды действующего электрооборудования, включателей тока;
короткое замыкание на электрических проводах; искры электри-
ческих звонков и электролампочек; перегорание открытых предо-
хранителей; разряды статического электричества, искры которых
могут возникнуть в результате удара или трения, перегрева дета-
лей оборудования; открытое пламя подожженной спички,папиросы
(сигареты) или свечи и т. п. При этом необходимо учитывать,
что минимальное количество энергии, необходимое для иницииро-
вания взрыва смесей горючих газов и паров с воздухом, чрезвы-
чайно мало (0,3—0,01 МДж).
Таблица 4.15
Основные размеры волосяных фильтров, мм
Фильтр оу D. d2 о3 в в. L 1 н h d Число отверстий
1046-00/А 80 195 160 138 352 262 280 190 299 168 18 4
1045-00/А 100 215 180 158 376 286 280 190 325 182 18 8
1044-00/А 150 280 240 212 406 320 280 190 357 197 23 8
1043-00/А 200 335 295 268 500 420 280 190 454 244 23 12
1042-00/А 300 440 400 370 670 560 320 220 595 315 23 12
Взрывобезопасность технологических процессов во многих
случаях может быть обеспечена с помощью различных типов ог-
непреградителей, которые находят все большее применение в га-
зовой, нефтяной, нефтехимической, машиностроительной и других
отраслях промышленности. Огнепреградители устанавливаются
в трубопроводах, по которым транспортируются смеси горючих
газов с воздухом, на резервуарах с горючими газами, на проду-
вочных газопроводах (свечах) и многих других системах, где су-
ществует опасность взрыва.
Известно, что гашение пламени в канале, заполненном горю-
чей смесью, происходит лишь при некотором минимальном зна-
чении диаметра канала, определяемом химическим составом и
давлением горючей смеси.
В соответствии с теорией пределов скоростей распространения
пламени гашение его в узких каналах обусловлено тепловыми
потерями из зоны реакции к стенкам канала. Если передача
тепла из фронта пламени в исходную горючую смесь является
основным процессом, способствующим распространению пламени
по холодной смеси, то отдача тепла из зоны реакции стенкам
канала и отвод тепла в охлаждающиеся продукты сгорания явля-
ются потерями тепла. В узких каналах потери тепла вызывают
понижение температуры горения в зоне реакции, растяжение этой
175
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
зоны, увеличение времени реакции и уменьшение скорости рас-
пространения пламени. При уменьшении диаметра канала уве-
личивается его поверхность на единицу массы реагирующей смеси,
т. е. возрастают потери тепла из зоны реакции на единицу массы
смеси. Когда эти потери достигают некоторого критического зна-
чения, скорость реакции в пламени настолько уменьшается, что
дальнейшее его распространение становится невозможным
Действие сухих огнепреградителей основано на гашении пла-
мени в узких каналах, через которые свободно проходит горючая
смесь, а пламя распространяться не может. Пламегасящая спо-
собность огнепреградителя зависит в основном от диаметра гася-
щих каналов и слабо зависит от их длины. Теплопроводность
материалов стенок каналов вследствие большой разницы между
плотностями газа и твердого тела практически не влияет на ско-
рость теплоотвода из пламени На принципе гашения пламени
в узких каналах основано действие щелевых огнепреградителей
во взрывозащищенном электрооборудовании. Огнепреградители,
локализующие ламинарное пламя, пригодны для пламегашения и
при детонационном режиме горения. Однако для преодоления
возникающих значительных механических нагрузок (давление при
детонации возрастает в несколько десятков раз) огнепрегради-
тель, предназначенный для локализации детонационного горения,
должен быть достаточно прочным. При детонации, как и в слу-
чае большой скорости ламинарного горения, гашение пламени
в огнепреградителе может не предотвратить поджигания горючей
смеси за огнепреградителем горячими продуктами сгорания Это
может произойти при быстром проникновении через огнепрегра-
дитель горячих продуктов сгорания, вызывающих воспламенение
горючей смеси Следовательно, для локализации детонационного
горения необходимо, чтобы высота огнепреграждающего слоя
обеспечивала охлаждение горячих продуктов сгорания
В настоящее время кроме сухих находят широкое применение
также жидкостные предохранительные затворы Эти затворы яв-
ляются надежными устройствами, предохраняющими трубопро-
воды для горючих газов от попадания взрывной волны и пламени
при газопламенной обработке металлов, а также трубопроводы
и аппараты, заполненные горючим газом, от проникновения кис-
лорода и воздуха В последние годы водяные предохранительные
устройства нашли применение как надежные средства безопасно-
сти в различных отраслях промышленности. К ним предъявляются
следующие основные требования: затвор путем надежного пере-
крытия газоподводящей трубы должен препятствовать распрост-
ранению взрывной волны при обратных ударах и при воспламе-
нении газов; затвор должен предохранять газопровод от попада-
ния в него кислорода и воздуха; жидкость из затвора не должна
уноситься газом в заметных количествах (в виде капель); затвор
должен обеспечивать минимальное гидравлическое сопротивление
прохождению потока газа. Жидкостные предохранительные за-
творы могут быть открытого и закрытого типа Затворы закрытого
176
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
типа в свою очередь делятся на мембранные и безмембранные
затворы
В качестве предохранительных устройств, препятствующих пе-
ретеканию воздуха или кислорода в коммуникацию горючего газа
и возникновению обратного удара, как было указано ранее, мо-
гут служить различные сухие затворы, отличающиеся друг от
друга способом устройства, размером, формой и числом отвер-
стий
По способу устройства огнепретрадители подразделяют на
четыре типа (рис 4 16): с насадкой из гранулированных материа-
лов; с прямыми каналами; из металлокерамики или металлово-
локна; сетчатые По роду установки огнепреградители подразде-
ляются на три типа: устанавливаемые на трубах для выброса
горючих газов в атмосферу или на факел; на коммуникациях,
перед газогорелочными устройствами Насадочный огнепрегради-
тель (рис 4 16, а) представляет собой корпус 1, в котором между
решетками 3 находится насадка 2 (стеклянные или фарфоровые
шарики, гравий, корунд и другие гранулы из прочного материала,
а также кольца Рашига) Кассетный огнепреградитель (рис
4 16, б) представляет собой корпус /, в котором находится огне-
преграждающая кассета 2, из гофрированной и плоской металли-
ческих лент, плотно свитых в рулон Пластинчатый огпепрегради-
тель (рис 4 16, в) представляет собой корпус /, в котором на-
ходится пакет 2 из плоскопараллельных металлических пластин
со строго определенным расстоянием между ними У сетчатого
огнепреградителя (рис 4 16,г) в корпусе 1 находится пакет 2
плотно сжатых металлических сеток Металлокерамический огне-
преградитель (рис 4 16, д) представляет собой корпус /, в кото-
ром находится огнепреграждающий элемент — пористая металло-
керамическая пластина 2 Герметичность достигается с помощью
прокладок 3 Пористый металлокерамический элемент может быть
выполнен в виде плоского диска или трубки
Наиболее часто в системе газоснабжения встречаются сетча-
тые огнепреградители, которые начали применяться в шахтерских
лампах (лампах Деви) еще в начале прошлого века для предот-
вращения взрывов рудничного газа Они рекомендуются для за-
щиты установок, в которых сжигается газовое топливо Огнепре-
граждающий элемент состоит, как правило, из 12 слоев латунной
сетки с размером ячеек 0,25 мм, зажатых между двумя перфори-
рованными пластинами Пакет сеток должен быть укреплен
в съемной обойме Корпус огнепреградителя может быть изготов-
лен из чугунного или алюминиевого сплава и состоит из двух
одинаковых частей, соединенных болтами с расположенной между
ними съемной обоймой Возможность проникновения пламени че-
рез гасящие каналы зависит в основном от двух главных факто-
ров* физико-химических свойств и состава горючей смеси и дав-
ления Нормальная скорость распространения пламени является
основной величиной, определяющей размер гасящих каналов и
выбор типа огнепреградителя Чем больше скорость распростра-
177
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 16 Схемы различных типов огнепрс! радитслсп
нения пламени, тем меньшего размера канал требуется для
гашения пламени. В значительной мере размеры гасящих каналов
огнепреградителя зависят от начального давления горючей смеси.
В соответствии с имеющимися теориями на пределе гашения
пламени достигается постоянство безразмерного критерия Пекле
Ре, который можно использовать для оценки гасящей способности
действующих огнепреградителей и расчета необходимых размеров
гасящих каналов для любой горючей газовой смеси.
Для критической оценки гасящей способности огнепрегради-
телей расчет критерия Пекле удобно производить с помощью сле-
дующей формулы:
Pe=-wCMdcpp/(RToloY
На пределе гашения пламени формула принимает вид
Рбк| ИТ ^СМ^КрСрРкр/(^?7'оХо),
где !^см — нормальная скорость распространения пламени; d —
диаметр гасящего канала; dKp— критический диаметр гасящего
канала, ср — теплоемкость газа при О °C и постоянном давлении;
р — давление газа; ркр — критическое давление газа; R— универ-
сальная газовая постоянная; То—абсолютная температура газа;
Ао — теплопроводность исходной смеси.
Как видно из приведенных выше формул, для расчета гасящей
способности огнепреградителей необходимы следующие исходные
данные: нормальные скорости распространения пламени горючих
газовых смесей; фактический размер максимальных гасящих ка-
налов данного огнепреградителя.
178
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
После подстановки в приведенные формулы указанных значе-
ний вычисляется критерий Пекле. Если найденное значение Ре
больше РеКр = 65, огнепреградитель не задержит распространение
пламени данной горючей смеси, и наоборот, если Ре<65, огне-
преградитель задержит распространение пламени. При этом запас
надежности т] огнепреградителя, который находят из отношения
РеКр к вычисленному значению Ре, должен составлять не менее 2:
П —Рекр/Ре-65/Ре>2,0.
Используя факт постоянства Рекр на пределе гашения пла-
мени, можно вычислить критический диаметр каналов для любой
горючей смеси, если известны аусм, а также теплоемкость и теп-
лопроводность газовой системы. С помощью ориентировочного
расчета можно проверить надежность огнепреградителей, нахо-
дящихся в эксплуатации, и изъять из употребления огнепрегради-
гели, не обеспечивающие взрывобезопасное! и. На основании экс-
периментальных данных можно рекомендовать следующие крити-
ческие диаметры при смеси горючих газов с воздухом: для метана
2,9—3,7 мм; для пропана и этана 2,2—2,6 мм; для кислородных
смесей в трубах при абсолютном давлении 0,1 МПа в условиях
свободного расширения продуктов сгорания: для метана 1,66—
2,03 мм; для пропана и этана 0,39 мм. При разработке новых и
улучшении существующих конструкций огнепреградителей, а также
при их эксплуатации необходимо руководствоваться следующими
соображениями.
1. Для того чтобы избежать возникновения значительного сопротивления га-
зовому потоку, площадь поперечного сечения огнепреградителя должна быть
больше площади поперечного сечения защищаемого трубопровода в 2—3 раза.
При таком соотношении предотвращается большой подпор при возникновении
пламени, если за огнепреградителей имеется емкость или труба длиной несколько
метров.
2. Огнепреградители должны быть рассчитаны на нагрузки, возникающие
при локализации пламени. В случае его установки на линиях выброса газа рас-
чет производится на давление 0,6—1,0 МПа, но при условии, если над ними рас-
положены участки трубы длиной 0,3—0,5 м
3. Следует учитывать, что при возникновении стационарного пламени проис-
ходит разогрев огнепреграждающего элемента и создаются условия для проскока
пламени. Возможно также возникновение пламени за огнепреградителей при кон-
такте горючей смеси с разогретым огнепреграждающим элементом. Для предот-
вращения этой опасности огнепреградители необходимо испытывать в течение
2 ч на надежность действия (отсутствие проскока пламени) при горении смеси
на поверхности огнепреграждающего элемента При этом огнепреградитель не
должен деформироваться, а также не должна нарушаться его герметичность.
4. При разработке огнепреградителей необходимо иметь в виду, что диаметр
пламегасящих каналов должен быть не менее чем в 2 раза меньше критического
диаметра гашения пламени горючей смеси, т е. запас надежности огнепрегради-
теля должен быть по крайней мере двукратным.
5. Все новые конструкции огнепреградителей должны обязательно испыты-
ваться на прочность, сопротивление, герметичность и надежность локализации
пламен. Если огнепреградитель используется в качестве коммуникационного, его
испытывают на задержание пламени в условиях, близких к производственным
6. Сетчатые огнепреградители, не обладающие достаточной механической
прочностью, находят применение только при газооборудовании с помощью при-
родных или сжиженных углеводородных газов.
179
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
7. Все сухие огнепреградители должны подвергаться осмотру и проверке не
реже 1 раза в 6 мес, а также после каждого случая возникновения пламени
При засорении огнепреграждающий элемент следует очистить, промыть и высу-
шить. Пришедшие в негодность огнепреграждающие элементы должны быть за-
менены новыми Разборку, очистку и последующую сборку огнепреградигелей
должны производить специально назначенные администрацией квалифицирован-
ные работники.
8 Сухие огнепреградители должны удовлетворять следующим основным тре-
бованиям
— выдерживать максимальное давление взрыва, а также давление детона-
ции,
— огнепреграждающий элемент не должен деформироваться и разрушаться
при взрыве,
— конструкция элемента должна прочно закрепляться в корпусе огнепрегра-
дителя во избежание выбивания или разрушения уплотнителя ударной волной,
возникающей при распространении пламени,
— высота насадки должна превосходить в 60—70 раз диаметр пламегася-
щих каналов;
- огнепреграждающие элементы во избежание проскока пламени через за-
зор между ними и корпусом необходимо тщательно уплотнять;
— при разборке конструкции огнепреградптелей необходимо предусматри-
вать возможноеib их осмотра и легкой замены oi непреграждающего элемента
10. УКАЗАТЕЛИ И РЕГУЛЯТОРЫ УРОВНЯ
Эксплуатация газонаполнительных стан-
ций и специализированных баз хранения и распределения сжижен-
ных газов вызывает необходимость в достаточно точном и опе-
ративном измерении уровня сжиженного газа, находящегося
в резервуарах хранения. Для этого применяются различные устрой-
ства, в частности указатели уровня следующих типов: с постоян-
ными трубками, с мерным стеклом, с поворотной или скользящей
трубкой, поплавковые, магнитные, электронные, радиоактивные.
В настоящее время широко используются указатели уровня
с постоянными трубками. Данный указатель (рис. 4.17) состоит из
трех трубок различной длины, которые приваривают к сущест-
вующему стальному фланцу и опускают внутрь резервуара на
различную глубину. Сверху на выступающие концы трубок прива-
ривают стальные штуцеры с внутренней резьбой, в которые ввер-
тываются запорные угловые вентили. Контрольные трубки свобод-
ным концом опущены в резервуар на различную глубину и оканчи-
ваются на уровнях, соответствующих заполнению резервуара на
10, 30 и 60 %. Для проверки уровня 90 %-ного заполнения имеется
трубка £)у = 32 мм, служащая для соединения паровых фаз. При
открытии запорных вентилей определяют примерно уровень запол-
нения резервуара сжиженным газом. Указатель уровня с постоян-
ными трубками показывает максимальный уровень наполнения
только для одного вида топлива и при одном значении темпера-
туры, что является его основным недостатком. Недостатками явля-
ются также неточное измерение уровня, отсутствие возможности
измерить уровень промежуточных положений между соответствую-
щими заполнениями резервуара, потери как при сливе (открытый
вентиль предельного уровня во время слива), так и при ежесмен-
но
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 17 Указатель уровня с постоянными трубками.
/ —- трубка, 2 - фланец, 3 — штуцер, 4 — прокладка, 5 — за-
порный угловой вентиль, 6 — сбросной штуцер
ной проверке наличия газа (при обходе резервуаров, переключе-
нии на расход), а также большое число соединений (потенциально
возможные утечки).
Для контроля за уровнем жидкости на резервуарах ГНС допу-
скается установка указателя уровня с мерным стеклом при тем-
пературе от —35 до +50 °C и давлении до 2,5 МПа.
Указатель уровня (рис. 4.18) выполнен в виде вертикальной
колонки из трубы, присоединенной концами к резервуару. Наблю-
дение за уровнем ведется через ряд последовательно установлен-
ных стеклянных трубок с угольниками, присоединенными к трубе.
Для предохранения трубок от повреждений они помещены в желез-
ный кожух с прорезями, позволяющими вести наблюдение за уров-
нем. Точное измерение уровня по мерной ленте, закрепленной на
рейке, выполняют при помощи подвижного визира. На горизон-
тальных участках трубы, присоединенных к резервуару, установ-
лены вентили для отключения указателя от резервуара. С обеих
сторон трубы установлены также запорные вентили с автоматиче-
ским шариковым затвором, отключающие указатель от резервуара
в случае поломки одной из стеклянных трубок. Фланцевые или
муфтовые соединения запорных вентилей указателя позволяют сни-
мать его для замены или ремонта. На верхнем горизонтальном уча-
стке трубы до запорного вентиля установлен манометр с раздели-
тельной мембраной под фланцем, защищающий манометр от кор-
розии. Патрубки для подсоединения указателя к резервуару имеют
181
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 18 Указатель уровня для i оризонталь-
ных надземных резервуаров
1 — труба 1 запорный вентиль с автоматическим
шариковым затвором, 3—фланцевое соединение,
4 — вентиль, 5 — манометр, 6 — резервуар, 7 — стек-
лянные трубки, 8 — рейка, 9 — подвижной визир
трубную цилиндрическую
резьбу диаметром 11/2".
Основные размеры и мас-
са указателей уровня при-
ведены в табл. 4.16.
К недостаткам уровне-
мерных стекол следует от-
нести возможность их
установки только на над-
земных резервуарах и ма-
лую механическую проч-
ность (часто лопаются
стеклянные трубки при
установке или устранении
утечек в месте соединения
стекла с металлом, при
незначительных смеще-
ниях подводящих трубо-
проводов и т. д.). Точ-
ность измерения данного
указателя уровня может
быть наибольшей при ус-
ловии предотвращения
вскипания жидкости
в стекле и правильной,
точно рассчитанной уста-
новки уровнемерного
стекла и его делений, ко-
торые могут быть указаны
в миллиметрах или про-
центах от геометриче-
ского объема резервуара
или в тоннах для опреде-
ленной плотности.
На горизонтальных резервуарах диаметром до 2 м можно при-
менять указатели уровня с поворотной трубкой (рис. 4.19). Такой
уровнемер устанавливается по оси днища резервуара, но может
быть установлен и в другом месте по средней образующей цилин-
дрической части. Указатель состоит из изогнутой трубки 4, кото-
Т а б л и ц а 4.16
Основные размеры, мм, и масса указателей уровня
с мерным стеклом
D А в С н Масса, кг
2000 2548 1120 216 3140 108
2400 2948 1120 216 3520 127
3000 3548 1120 216 4140 133
182
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
2-
3
Рис 4 19
1 — вентиль загчушка,
Уровнемер с поворотной трубкой
2 — стрелка указатель, 3 — шкала, 4 — поворотная
трубка, 5—сальник
рую при помощи стрелки-указателя 2 можно повернуть в любое
положение поворотом в пределах 180°. Стрелка 2 указывает на
шкале 3 количество жидкости в процентах от общего объема ре-
зервуара или массы, для чего на шкале нанесен график зависи-
мости массы от плотности, которая в свою очередь зависит от со-
става газа и его температуры. Уровень определяется вращением
стрелки-указателя при открытом вентиле-заглушке 1 с резиновым
уплотнением и отверстием 0 1,5 мм в сальнике 5 до тех пор, пока
из отверстия не появится, или, наоборот, не перестанет выходить,
если он шел, белый туман. В этом положении против стрелки счи-
тывают процент заполнения или массу по нанесенным кривым Для
определения максимально допустимого уровня на шкале нанесена
предельная кривая для разных плотностей жидкости и темпера-
туры Уровнемер достаточно точен: при шкале достаточных разме-
ров бесступенчато определяет уровень. К недостаткам уровнемера
с поворотной трубкой следует отнести- возможность установки
только на надземных резервуарах: недостаточную и непостоянную
точность измерения (уменьшается к максимуму и минимуму напол-
нения от среднего положения — неравномерная шкала), необходи-
мость сброса газа при измерении
Этих недостатков не имеет поплавковый указатель уровня УП-1,
позволяющий с достаточной точностью вести постоянный контроль
за уровнем сжиженного газа в подземных резервуарах
183
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 4 20. Поплавковый указатель уровня для автоцистерн
/ — шкала; 2 — поплавковое устройство, 3 — магнит-датчик, 4 — магнит приемник,
5 — стрелка, 6 — корпус.
На рис. 4 20 показан аналогичный по принципу работы поплав-
ковый указатель для измерения уровня сжиженного газа в резер-
вуарах автоцистерн. Указатель уровня представляет собой прибор
бессальникового типа. Он состоит из корпуса 6, поплавкового уст-
ройства 2, магнита-датчика 3, магнита-приемника 4 со стрелкой
5, шкалы 1. Указатель уровня является средством визуального
контроля за производством сливо-наливных операций. Прибор ра-
ботает следующим образом. При наливе газа в автоцистерну или
сливе поплавковое устройство указателя уровня поворачивает шток
с магнитом-датчиком. Магнитное поле магнита-датчика взаимодей-
ствует через стенку корпуса с магнии ым полем магнига-прием-
184
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ника, который поворачивается вместе со стрелкой, показывающей
по шкале объем газа в автоцистерне в кубометрах. Объемное гра-
дуирование шкалы указателя уровня произведено по тарирован-
ному на воде стеклянному указателю уровня и при изготовлении
магнитных указателей уровня для автоцистерн выполняется по тра-
фарету. При вводе автоцистерны в эксплуатацию положение
стрелки на отметке 15 м! согласовывается по центральному вен-
тилю 85 % заполнения автоцистерны. Клапан установлен на налив-
ной линии автоцистерны. При аварийном разрыве резинотканевого
рукава во время налива автоцистерны обратный поток газа прижи-
мает тарельчатый клапан к седлу, при этом происходит отсечка
потока газа из наливной линии автоцистерны.
Уровнемеры УБ обеспечивают местное измерение уровня жидкой
фазы и передачу пневматических сигналов на вторичный прибор
манометрического типа на расстояние до 300 м по пневматической
трассе. Приборы могут обеспечивать измерения уровня жидкости
плотностью от 0,35 до 1,8 г/см3. Этот диапазон разделен на четыре
группы, г/см3: от 0,35 до 0,6; от 0,5 до 0,85; от 0,7 до 1,2; от 1,05
до 1,8. Для измерения уровней пропана и его смесей с бутанами
необходим прибор с диапазоном измерения плотности от 0,35 до
0,6, для бутанов — от 0,5 до 0,85 г/см3. Буйки изготовляются одно-
звенными или составными с диаметром в зависимости от плотно-
сти жидкости. В табл. 4.17 указан диаметр буйков и число звеньев
п для уровнемеров УБ-11 и -13.
Таблица 4.17
Размер буйков для уровнемеров УБ-11 и -13
Плотность Диаметр буйка di, м м, прн длине Li, мм
измеряемой среды, г/см1 0,4 0,0 0,8 1,0 1,6 2,0 2,5 3,0 4,0 6,0 8,0 10,0
0,35—0,6 85 70 60 56 45 38 34 32 28 22 19 17
0,50—0,85 75 60 50 45 38 32 30 30 25 20 16 16
0,70—1,2 60 50 45 38 30 30 35 25 20 16 14 14
1,05—1,8 50 45 38 32 25 25 20 20 16 14 12 11
п 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 4 5
Общий вид уровнемеров УБ-Н-ОКТ-ЗЗ и УБ-Н-ОТ-ЗЗ показан
на рис. 4.21. Прибор состоит из трех основных элементов: буйко-
вого устройства 3, пневматического преобразователя 2 и механизма
контроля 1. В состав буйкового устройства входят кронштейн
с фланцем для крепления прибора на резервуаре, торсионная
трубка с ножевой опорой и рычаг подвески буйка.
В заключение необходимо рассмотреть возможность применения ультразву-
ковых и радиоактивных приборов. С их помощью можно определить уровень
жидкости в закрытом резервуаре. В основу работы ультразвуковых уровнемеров
положено изменение коэффициента прохождения ультразвуковых колебаний из
одной среды в другую. Так, например, коэффициент прохождения ультразвука
185
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
УБ-11-ОКТ-33 и УБ-11-ОТ-33
Рис 4 21 Общий вид уровнемеров
из металла в газ составляет 10~3—10’ 5, а из металла в жидкость —10"1—10 '2.
Принцип действия радиоактивных измерителей уровня основан на поглощении
гамма-излучения радиоактивного источника контролируемой средой, в нашем
случае жидкой фазой пропан-бутанов. Указатель уровня сжиженного газа с при-
менением радиоактивного изотопа дает возможность определить уровень по ин-
тенсивности излучения. Принцип работы уровнемера основан на «просвечивании»
резервуара со сжиженным газом гамма-излучением (радиоактивного кобальта
Со60). Для измерения уровня с одной стороны резервуара располагают источник,
а с другой — счетчик гамма-излучения. Интенсивность гамма-излучения, реги-
стрируемая счетчиком, зависит от того, через какую среду проходит поток излу-
чения. Интенсивность гамма-излучения уменьшается примерно в 2 раза при про-
хождении через газ. В качестве индикатора выходного тока, пропорционального
интенсивности гамма-излучения, применена неоновая лампа, которая включает
реле. Прибор настраивается так, чтобы при прохождении гамма-излучения через
паровую фазу неоновая лампочка периодически зажигалась, а при прохождении
излучения через жидкость — не горела Уровень, на котором происходит возник-
новение прерывистого зажигания, и есть уровень жидкости в резервуаре.
Ультразвуковые и радиоактивные уровнемеры в настоящее время прошли
успешные испытания на резервуарах и аппаратах со сжиженным газом, однако
еще не нашли широкого распространения.
11. УЧЕТ ГАЗА И СЧЕТЧИКИ
КОЛИЧЕСТВА ГАЗОВ
На ГНС учет проходящего газа является
важной производственной операцией. Без точного учета поступаю-
щего на базу и отпускаемого потребителям газа невозможно орга-
низовать правильные расчеты с потребителями, хранение газа, оп-
лату труда работников базы, учет потерь газа и контроль за эко-
номичным и рациональным использованием газа потребителями.
Принятая в настоящее время единая система учета газа по массе
позволяет в полном объеме выполнять стоящие перед службой учета
задачи. Для взвешивания порожних и наполненных газом железно-
дорожных цистерн применяют железнодорожные вагонные весы,
обеспечивающие для цистерн вместимостью 50 м3 погрешность
186
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
взвешивания ±40 об. % или 0,2 масс. % газа. Норма погрешности
взвешивания сжиженных газов установлена стандартами в размере
±0,5 %. Вагонные весы изготовлены с приборами для дистанци-
онной документированной регистрации показателей, что необходимо
при диспетчеризации и централизации управления базой.
Для взвешивания порожних и наполненных газом автоцистерн
применяют автомобильные весы (стационарные и передвижные)
с визуальным измерением и дистанционной документированной ре-
гистрацией отсчетов, обеспечивающие погрешность взвешивания
газа ±0,2 масс. %.
Для взвешивания баллонов вместимостью 12—50 л применя-
ются товарные весы циферблатные и шкальные, обеспечивающие
погрешность взвешивания ±20 г для баллонов вместимостью 12 л
и ±100 г для баллонов вместимостью 27 и 50 л. Для взвешивания
баллонов вместимостью 1—5 л применяются весы настольные тар-
ные и циферблатные, обеспечивающие погрешность измерения
массы ± 5 г.
Стандартные весовые приборы позволяют вести оперативный и
накопительный (с нарастающим итогом) балансовый учет массы
газа.
На автозаправочных станциях при транспортировке сжиженного
газа по трубопроводу и разливе газа возможно пользование только
объемными счетчиками. Для измерения объемным счетчиком коли-
чества сжиженного газа, протекающего по трубопроводу, газ в си-
стеме измерения необходимо поддерживать в жидком состоянии.
Для этого необходимо выполнить следующие мероприятия:
— установить перед счетчиком обратный клапан и филыр-газоогделитель,
установить за счетчиком дифференциальный клапан для получения про-
тиводавления;
— оборудовать счетчик 1емпературным компенсатором для автоматического
приведения объема к условиям стандартной температуры (+20 °C);
— проверять периодически точность каждого счетчика на специальном
стенде;
— качественно и регулярно выполнять плановые и профилактические ос-
мотры, чистки фильтров, смазку необходимых узлов.
Учет расхода газа коммунальными и промышленными предпри-
ятиями производится с помощью объемных счетчиков или расходо-
меров с нормальными диафрагмами. Работа измерительного уст-
ройства счетчиков происходит под действием давления протекаю-
щего газа. Суммарный объем газа, прошедшего через счетчики,
определяется по сумме объемов, вытесненных из измерительной ка-
меры счетчика.
Счетчики количества газов характеризуются: номинальным рас-
ходом— часовым расходом газа, когда потери давления при про-
хождении газа через счетчик равны обусловленному значению;
нижним пределом измерения — минимальным часовым расходом
газа, при котором погрешность измерения не выходит за допусти-
мые пределы; вместимостью счетного механизма — наибольшим ко-
личеством газа, которое может быть отсчитано счетчиком.
187
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 22 Схема газовых счетчиков
ГСБ-400.
1 — желобок, 2, 9 — воронки; 3 — кожух; 4 — ба-
рабан; 5 — трубка, 6 — входной штуцер; 7 —ма-
нометр; 8 — выходной штуцер; 10 — термометр,
11 — смотровое окно; 12 — цилиндрическая ка-
мера; 13 — перегородки; 14 — камера измеритель
ная, 15 — сливной кран, 16 — установочный винт.
Счетчик барабанный ГСБ-400 (рис. 4.22) предназначен для из-
мерения малых объемов газа в исследовательских лабораториях
при калориметрических испытаниях и в качестве стационарных
приборов на различных промышленных предприятиях. Счетчик
работает при жидкостном заполнении (чистой водой), точность
его зависит от соблюдения высоты уровня жидкости. Действие
прибора основано на принципе вытеснения жидкостью равных объ-
емов газа из измерительных камер барабана, вращающегося под
действием разности давлений. Газ через входной штуцер поступает
в газораспределительную камеру, а оттуда в измерительные ка-
меры, разделенные перегородками. Отверстия измерительных ка-
мер сообщаются с цилиндрической камерой. Вследствие того что
давление на перегородки барабана со стороны входа газа больше,
чем со стороны его выхода, барабан приходит во вращение. При
этом измерительные камеры погружаются в воду и газ вытесня-
ется в пространство корпуса над барабаном, связанным с выход-
ным штуцером. За один оборот барабана вытесняется объем газа,
равный объему четырех измерительных камер. На задней крышке
корпуса расположены входной штуцер и вертикальная труба с во-
ронкой для заливки счетчика водой. На верхней части корпуса
размещены выходной штуцер, манометр и термометр для измере-
ния температуры воды. На передней стенке укреплены счетный
механизм с роликовым и стрелочным счетным указателями, водо-
мерное устройство и сливной кран.
Техническая характеристика ГСБ-400: расход газа номинальный 0,4,
максимальный 0,6 м3/ч; диапазон измерения 10—150 % от номинального
расхода, цепа деления шкалы 0,02 дм3; допустимая относительная погреш-
ность показаний ±1 %; порог чувствительности от номинального расхода
1 %, потери давления (при номинальном расходе) не более 80 Па; рабочее
давление измеряемого газа не более 6 кПа; нормальная рабочая темпера-
тура газа и окружающего воздуха 10—35 °C' габаритные размеры 295 X
X370X315 мм; масса без запорной жидкости 6,6 кг.
Счетчик ротационный (рис. 4.23) предназначен для учета объ-
емного количества очищенных неагрессивных газов в установках
коммунальных и промышленных предприятий. Газ измеряется при
188
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 4 23 Схема ротационного счетчика типа РГ
вращении роторов восьмеричной формы, которое происходит за
счет разности давлений на входе в прибор и выходе из него Из-
мерительный объем счетчика определяют по пространству, заклю
ченному между стенками корпуса и роторами Счетчик состоит из
корпуса 1, двух роторов 2, связанных между собой зубчатыми ко
лесами, редуктора, счетного механизма 3 и дифманометра 4, по
отсчету которого можно судить о правильной работе счетчика и
о расходе газа в данный момент Счетчики выпускаются для дав
ления газа 0,1 МПа, модификации счетчиков РГ 40, РГ 100,
РГ 250, РГ 400 РГ-600 м, РГ 1000 Счетчики указанного типа мо
гут быть использованы также в технологических линиях с целью
получения смесей газов в заданной пропорции Для этого число
счетчиков должно соответствовать числу газов, находящихся
в смеси, и все счетчики должны быть соединены механическими
приводами с передаточными отношениями соответствующими про-
порциям смеси газов К входным патрубкам счетчиков подводится
отдельно каждый газ, и выходные патрубки соединяются ресиве
ром, в котором и образуется смесь газов
Газ поступает через входное отверстие в верхней части кор
пуса Протекая через счетчик газ своим давлением заставляет ро
торы вращаться При вращении ротора за каждый оборот дважды
происходит наполнение камеры и дважды выталкивание газа Пра
вильность измерения обеспечивается точностью изготовления де
талей определяющих измерительный объем счетчика минималь-
ными зазорами между роторами и корпусом а также легкостью
вращения роторов
Счетчики должны устанавливаться на вертикальных газопрово
дах Нормальное направление потока газа через счетчик — сверху
вниз
т<гак бы то указано ранее счетчики типа РГ состоят из трех ос
новных узлов корпуса счетчика редуктора со счетным механиз
мом дифманометра Корпус отлит из чугуна в нем расточены два
189
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
полуцилиндра В полуцилиндрах размещены два ротора во взаи
моперпендикулярном положении По овальным фланцам корпус
закрыт чугунными дисками, в которые устанавливаются подшип-
ники роторов На шейках роторов смонтированы шестерни Креп
ление шестерен клеммовое Установка четырех шестерен позволяет
свести зазор в зубчатом зацеплении до минумума Шестерни за-
крыты колпаками, образующими герметичные камеры шестерен
В старых конструкциях диски и колпаки объединены общей отлив-
кой— коробкой шестерен Одна шейка ротора соединена с редукто-
ром счетною механизма через кулачковую муфту Передаточное
отношение редуктора выбрано так, что счетный механизм показы
вает объем прошедшего через счетчик газа непосредственно в ку-
бометрах Счетный механизм роликового типа имеет восемь цифро
вых роликов На всех счетчиках, кроме РГ-40, хстанавливается
универсальный редуктор с универсальным счетным механизмом
Универсальный редуктор имеет гитару для сменных шестерен, что
позволяет изменять передаточное отношение в широком диапазоне
Редуктор работает в атмосфере газа, а счетный механизм отделен
сальниковым уплотнением с масляным гидрозатвором Дифферен-
циальный манометр крепится винтами к приливам на корпусе
Стеклянные сообщающиеся между собой трубки манометра соеди-
нены через промежуточные вентили- правая —с верхним, а левая —
с нижним патрубком Разность уровней подкрашенной воды в стек-
лянных трубках позволяет определять потери напора в счетчике и
тем самым следить за нормальной его работой Во входном па
трубке счетчика установлена сетка для улавливания крупных ча-
стиц
Так как выпускаемые счетчики не имеют специальных корректо
ров, то объем проходящего газа учитывается счетным механизмом
при реальных температуре и давлении Приведение прошедшего
через счетчик газа к стандартным условиям (/ = 20 °C и р =
= 101,3 кПа) производится расчетным путем по формуле Qct^
= Qch• 293(Рсч + Рб)/[101,3(273 + /сч)1, где QfT — количество газа,
прошедшее через счетчик при / = 20 °C и р= 101,3 кПа; QCu— ко
личество газа, прошедшее через счетчик по счетному механизму,
Рсч — действительное давление газа внутри счетчика или в газопро-
воде в непосредственной близости от него, кПа, Pr — атмосферное
(барометрическое) давление, кПа, /(Ч-—реальная температура вну
три счетчика или в газопроводе в непосредственной близости о г
него, °C
В практике эксплуатации в особенности при снабжении предприятий газом
низкого давления имеют место потери давления в счетчике Для контроля по
терь давления все счетчики оборудованы дифманометрами позво шющимп свое
временно останавливать их тля очистки или для ремонта Приближенные потери
тавления в зависимости от количества проходящего газа и ею плотности ппиво
дятся на графиках паспортов прппаюемых к счетчикам Для сжиженных газов
с плотностью, не приведенной на графиках расчетные потери давления Па мо
гут определяться по формуле
Ар — Арг рр/1,293,
гле Ар — потери давления в счетчике при расчетном расхоте газа и плотности
190
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
газа р, кг/м3, &pt р — потери давления, Па, при том же расчетном расходе и
плотности воздуха р= 1,293 кг/м3, р — плотность проходящего газа, кг/м3
Основные технические характеристики и размеры ротационных счетчиков
приведены в табл 4 18
Таблица 4 18
Технические характеристики и габаритные размеры счетчиков газа
ротационных типа РГ
Показатель РГ 40 РГ 100 РГ 250 РГ 400 РГ 600м Р Г 10)0
Расход, м3/ч
номинальный 40 100 250 400 600 1000
наименьший 4 10 25 40 60 100
наибольший (не более 6 ч/сут) 48 120 300 480 720 1200
Порог чувствитель- ности, м3/ч, не бо- лее 0,6 1,5 3,75 6,0 9,0 15,0
Потери давления при номинальном расхо де, Па, не более 300 300 300 300 300 300
Погрешность показа- ний на расходах от 10 до 20 % номи- нального, % То же, от 20 до 100 % номинального, % Габаритные размеры, мм ±3 ±2 ±2 ±2 ±2 ±2
±2,5 ±1,5 ±1,5 ±1,5 ±1,5 ±1,5
дл^ча 260 340 425 530 620 710
ширина 164 260 380 380 470 548
высота 175 240 360 360 440 500
Масса счетчика (без упаковки) 10,3 27,5 75 90 142 205
П римечание Рабочая температура измеряемого газа и окружающего воздуха
должна находиться в пределах от ±5 до раО С а дав рпи» газа не должно превышать
О 1 МПа
Установка измерения количества сжиженных газов (пропана,
бутанов и их смесей) типа УИЖГ-20 с диаметром условного про-
хода 20 мм и давлением 2,0 МПа предназначена для измерения
объемных суммарных количеств в жидкой фазе при заполнении
баллонов газобаллонных автомобилей и может применяться на ав-
тоцистернах-заправщиках
Принцип действия установки основан на измерении объемного
количества сжиженных газов путем периодического отсекания опре-
деленных объемов, заключенных в серповидных полостях измери-
тельной камеры и кольцевого поршня Сжиженный газ, прошедший
через фильтр-газоотделитель, где происходит очистка от механиче-
ских примесей и отделение паров и газов, поступает в измеритель
объема В измерителе объема газ перемещает кольцевой поршень,
ось которого передает движение через магнитную муфту и переда-
191
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
661
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.:
Рис 4 24 Установка измерения количества сжи-
женных газов УИЖГ-20
а — установка (1 — фильтр газоотделитель ФГ-20-20; 2 —
механизм счетный роликовый МСР-ХШ, 3 — корректор
ТКА-13, ТКА-14 или ТКД-15; 4 — измеритель объема
КцЖ-20-20, 5 — клапан дифференциальный КД-20-20),
б — измеритель уровня в — фильтр-газоотделитель; г —
дифференциальный клапан
точный механизм на вал корректора и далее на счетный роликовый
механизм. После измерителя объема сжиженный газ поступав!
в дифференциальный клапан, гарантирующий прохождение через
измеритель только жидкой фазы.
В установку типа УИЖГ-20 (рис 4 24, а) входят следующие
функциональные блоки, измеритель объема КцЖ-20-20, фильтр-га-
зоотделитель ФГ-20-20, дифференциальный клапан КД-20-20, счет-
ный роликовый механизм M.CP-X11I, корректора ТКА-13, -14
или -15.
Измеритель объема (рис. 4.24,6) состоит из корпуса 1 с двумя
патрубками (подводящим и отводящим), измерительной камеры ци-
линдрической формы 7, кольцевого поршня 5, перегородки 6,
крышки 2, магнитной муфты 4 и передаточного механизма 3 Счет-
чик, как все объемно-жидкостные счетчики, очень чувствителен
к загрязнениям. Следовательно, измеряемая жидкость перед по-
ступлением в счетчик должна пройти фильтрацию. Для этой цели
сжиженный газ через обратный клапан входит* в фильтр-газоотде-
литель. Очистка сжиженного газа от механических примесей осу-
ществляется отделением взвешенных частиц при резком измене-
нии направления потока сжиженного газа с последующей фильт-
рацией через фильтрующие сетки. Конструкция входного патрубка
обеспечивает тангенциальное направление потока, вследствие чего
жидкость в корпусе фильтра имеет движение по спирали При
этом под действием центробежной силы взвешенные в жидкости
крупные частицы отбрасываются к стенке корпуса и, потеряв ско-
рость, опускаются на дно Дальнейшая очистка жидкости от меха-
нических примесей осуществляется пакетом, состоящим из набора
фильтрующих дисков (тонкость фильтрации не более 40 мкм). Кон-
структивно фильтр-газоотдели гель включает в себя корпус 1
(рис. 4 24, в) с двумя патрубками, крышку 2, фильтрующий пакет 6,
рычажно-поплавковый механизм 5, обратный клапан, через кото-
рый поступает сжиженный газ, переводник 3 и предохранительный
клапан 4
Сжиженный газ, прошедший фильтрацию, поступает в счетчик.
За один полный оборот поршня отсекателя сумма отсеченных объе-
мов газа составляет 0,5 дм3 Это значение и определяет измери-
тельный объем счетчика. Учет сжиженного газа, прошедшего че-
рез счетчик, основан на отсчете числа оборотов поршня, который
связан с поводком магнитной муфты Магнитная муфта связана
посредством передаточного механизма со счетным механизмом.
Давление на поршень определяется перепадом давления между
входом и выходом сжиженного газа. На потерю давления большое
влияние оказывает вязкость измеряемой жидкости. Чем больше
вязкость и расход, тем больше перепад давления Некоторая часть
сжиженного газа протекает в счетчике через зазоры между торцом
поршня и крышкой измерительной камеры, минуя измеряемый
объем, чем и обусловливается погрешность счетчика.
Для предотвращения попадания в счетчик вместе с измеряемой
жидкостью ее паров служит гэзоотделитель поплавковою типа,
194
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
расположенный в верхней части фильтра Действие газоотделителя
основано на следующем принципе находящиеся в фильтре вместе
с жидкостью пары и газы накапливаются под крышкой фильтра
При этом часть поплавка оказывается погруженной уже не
в жидкость, а в пар Подъемная сила поплавка уменьшается По-
плавок, несущий на себе игольчатый клапан, опускается и откры-
вает отверстие, через которое пар поступает в предохранительный
клапан, откуда отводится в верхнюю полость дифференциального
клапана Излишек пара из фильтра через обратный клапан посту
пает в резервуар
Дифференциальный клапан, установленный на трубопроводе
после счетчика, предназначен для предотвращения кипения и пре
вращения в пар сжиженного газа в счетчике Работа дифференци
ального клапана основана на разности давлений сжиженного газа
и насыщенных паров Пар поступает в дифференциальный клапан
сверху, создавая давление над мембраной, равное упругости насы-
щенных паров Сжиженный газ поступает из счетчика в клапан,
в полость под мембраной При этом давление под мембраной ока-
жется больше, чем над ней, и дифференциальный клапан будет
открыт Жидкий газ, измеренный счетчиком поступает через тру-
бопровод в заполненный резервуар При поступлении под мем-
брану пара дифференциальный клапан закрывается и предотвра-
щает проход пара в заполняемый резервуар Дифференциальный
клапан состоит из корпуса 1 (рис 4 24, г) с двумя патрубками,
крышки 5, диафрагмы 2 и двух дисков 6, соединенных между собой
винтом 7 и гайкой 5, пружины 4, прижимающей клапан 8
к седлу 9
Счетный роликовый механизм состоит из двух роликовых счет-
ных указателей (суммарного и разового количества), зубчатых
колес и червячной пары В состав корректора входят термодатчик,
исполнительный механизм, компенсатор и регулятор Установка
имеет виброустойчивое исполнение Она нормально функционирует
при воздействии эксплуатационных нагрузок с ускорением 2,5 м/с2
в диапазоне частот 5—80 Гц и амплитудой до 1,5 мм
Установка имеет водо-, пылезащищенное и защищенное от аг-
рессивной среды исполнение По отношению к воздействию темпе-
ратуры и влажности окружающего воздуха установка соответст-
вует группе I по ГОСТ 12997—76Е
Технические данные диаметр условного прохода 20 мм давление из-
меряемой жидкости 2 0 МПа, расходы измеряемой жидкости л/мин 16
(минимальный) 56 (номинальный) и 80 (максимальный) температура из-
меряемой жидкости от —50 до +40°C класс точности 10 цена деления
счетных указателей количества 0 1 л, габаритные размеры 661Х300Х
Х60 мм масса 89 кг
7*
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ПЯТАЯ
ГАЗОНАПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАНЦИИ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
ГАЗОВ
1. НАЗНАЧЕНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ
Газонаполнительные станции (ГНС) сжи-
женных газов —это стационарные хра-
нилища для приема от поставщиков и
хранения сжиженных газов и выдачи их
потребителям. Проектирование ГНС дол-
жно осуществляться в соответствии с тре-
бованиями СНиП II—37—76 Госстроя
СССР и «Правил безопасности в газовом
хозяйстве» Госгортехнадзора СССР. Ука-
занными документами установлены места
расположения ГНС, безопасные расстоя-
ния как между зданиями и сооружениями
ГНС, так и до окружающих ее зданий
и сооружений, требования к планировке
территории, дороги, противопожарные
требования к зданиям и сооружениям, к
резервуарам базы хранения, насосам,
компрессорам, формулы для расчетов га-
зопроводов жидкой фазы, требования
к системам водоснабжения, отопления
и вентиляции и многие другие поло-
жения.
Производительность вновь строящихся
ГНС должна определяться на основании
схемы газоснабжения области, края, рес-
публики, утвержденных решениями обл-
исполкома, крайисполкома и до.
При выборе площадки для строитель-
ства ГНС должна учитываться возмож-
ность:
— обеспечения требуемых разрывов как ме-
жду зданиями и сооружениями ГНС, так и между
окружающими ее зданиями и сооружениями;
— примыкания железнодорожной ветки и ав-
тодорог станции к железнодорожной сети и авто-
мобильным дорогам населенного пункта;
196
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
______ обеспечения электроэнергией, водой, телефонной связью, радиотрансля-
цией и теплом
ГНС сжиженных газов, как было указано выше, предназначена
для приема, хранения и снабжения сжиженными газами в балло-
нах и автоцистернах населения, коммунально-бытовых, промыш-
ленных и сельскохозяйственных потребителей
На ГНС сжиженных газов в настоящее время должны быть
обеспечены обязательные раздельное хранение сжиженных газов
с повышенным содержанием бутанов (до 60 %) и технического
пропана, а также раздельная раздача их в баллоны и автоци-
стерны. На ГНС необходимо также предусматривать одновремен-
ный слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн с разным
процентным соотношением пропана и бутанов
На ГНС сжиженных газов осуществляются следующие one
рации:
— прием сжиженных газов от поставщика, поступающих в основном в же-
лезнодорожных цистернах,
— слив сжиженных газов в свои хранилища,
— хранение сжиженных газов в надземных и подземных резервуарах, в бал-
лонах и т д ,
— слив из пустых баллонов неиспарившихся остатков и слив сжиженных
газов из баллонов, имеющих неисправности,
— разлив сжиженных газов в баллоны, передвижные резервуары, автоци-
стерны,
— прием пустых и выдача наполненных баллонов,
— транспортировка сжиженных газов в баллонах и по внутренней трубопро-
водной сети,
— ремонт и переосвидетельствование баллонов,
— технологическое обслуживание и ремонт оборудования ГНС,
— доставка сжиженных газов потребителям в баллонах и автоцистернах
В ряде случаев на ГНС производятся также
— заправка автомашин, работающих на сжиженном газе, из автозаправоч-
ной колонки,
— регазификация (испарение) сжиженных газов
— смешение паров сжиженных газов с воздухом или низкокалорийными га-
зами,
— подача паров сжиженных газов, газовоздушных или газовых смесей в го-
родские системы распределения газа
ГНС состоят из комплекса сооружений, цехов и оборудования,
которые размещаются на территории, разделенной на две зоны1
производственную и вспомогательную. На указанных территориях
располагаются следующие здания и сооружения
1) производственная зона — наполнительное отделение с погру-
зочно-разгрузочными площадками для баллонов, в котором произ-
водятся все операции с баллонами, начиная от приема пустых бал-
лонов и кончая отправкой наполненных баллонов потребителям,
насосно-компрессорное отделение для обеспечения перекачек сжи-
женных газов; отделение слива неиспарившихся остатков газа из
197
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
баллонов, замены неисправных вентилей и клапанов, дегазации;
помещение для вентиляционного оборудования; воздушная ком-
прессорная и помещение бытовок; резервуары для слива неиспа-
рившихся газов; резервуары для приема и хранения сжиженных
газов (хранилище газа); сливо-наливная эстакада с железнодо-
рожной веткой для приема железнодорожных цистерн; колонки
для налива сжиженных газов в автоцистерны и также слива га-
зов из автоцистерн, для заправки газобаллонных автомашин; тру-
бопровод для транспорта сжиженных газов; трубопроводы систем
водоснабжения, канализации и теплоснабжения; маневровая ле-
бедка; железнодорожные и автомобильные весы; испарительные
установки и установки по смешению паров сжиженных газов с воз-
духом при необходимости;
2) вспомогательная зона — здание блока вспомогательных по-
мещений, механические мастерские, помещения по ремонту и осви-
детельствованию баллонов, лаборатория, котельная, насосная во-
доснабжения, административно-конторские помещения; трансфор-
маторная электроподстанция, аккумуляторные; вспомогательные
сооружения (водонапорная башня, напорный резервуар с насосной
станцией, отстойники, хлораторная, градирня); прирельсовая по-
грузо-разгрузочная площадка для баллонов; гараж с открытой сто-
янкой для специального транспорта или здание для технического
обслуживания автомобилей; механическая мастерская; контрольно-
пропускной пункт; материальный склад; склад горючих и смазоч-
ных материалов.
Перечень зданий и сооружений, входящих в состав ГНС, сле-
дует определять в зависимости от производительности и назначе-
ния ГНС. Кроме того, на территории производственной зоны допу-
скается предусматривать размещение закрытого прирельсового
склада баллонов; на территории вспомогательной зоны допускается
предусматривать размещение службы эксплуатации газового хо-
зяйства города или населенного пункта и испарительной установки,
предназначенной для газоснабжения котельной; допускается выде-
лять гараж в самостоятельное хозяйство с размещением его вне
территории ГНС; отделение освидетельствования и окраски бал-
лонов допускается размещать в производственной или во вспомога-
тельной зоне в зависимости от технологического процесса окраски;
насосы компрессорные, карусельные агрегаты, испарительные уста-
новки и другое технологическое оборудование ГНС допускается
размещать на открытых площадках под навесами из несгораемых
материалов, если климатические условия в районе строительства
позволяют обеспечить нормальную работу устанавливаемого обору-
дования и обслуживающего персонала. Некоторые из приведенных
выше служб могут блокироваться в одном здании или распола-
гаться отдельно.
Взрыво- и пожароопасными объектами на территории ГНС
являются: сливо-наливная эстакада; резервуары для сжиженных
газов; насосно-компрессорное отделение; наполнительное отделение;
колонки для налива сжиженных газов в автоцистерны и для за-
198
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Правки газобаллонных автомобилей; трубопроводы для сжижен-
ных газов; отделение покраски баллонов; резервуары для слива
неиспарившихся остатков; склады баллонов со сжиженным газом;
испаритель сжиженных газов. По пожароопасности помещения на-
сосно-компрессорного и баллоно-наполнительного отделений отно-
сятся к производствам категорий Г и Д. Производственные здания
и сооружения ГНС в отношении опасности при применении элект-
рооборудования следует относить:
— к классу В-1 а — помещения насосно-компрессорного и наполнительного
отделений, отделений слива, замены неисправных вентилей и клапанов, промывки
и окраски баллонов, испарительного и смешения газа с воздухом, а также венти-
ляционные камеры вытяжной вентиляции для этих помещений;
— к классу В-1г — резервуары, сливные эстакады, колонки для слива и на-
лива сжиженных газов, а также при размещении вне зданий отделений насосно-
компрессорного, наполнения, слива, замены неисправных вентилей и клапанов,
промывки баллонов, испарительного и смешения газа с воздухом, прирельсовую
погрузочно-разгрузочную площадку для баллонов.
ГНС должны располагаться преимущественно вне черты города
и других населенных пунктов на специально отведенных спланиро-
ванных площадках и желательно с подветренной стороны господ-
ствующих ветров, чтобы возможные выделения газов не попадали
в зону жилых, общественных и производственных зданий и соору-
жений. При размещении ГНС в городе она должна находиться
вдали от густозаселенных жилых районов На станциях с общей
вместимостью резервуаров для сжиженных газов свыше 200 м3 про-
изводственные здания и сооружения с технологическим оборудо-
ванием должны быть выделены в отдельную рабочую зону, ограж-
Таблица 5.1
Минимальные расстояния между резервуарами сжиженных газов и
зданиями и сооружениями, не относящимися к ГНС
Общая вместимость резервуаров, м! Максимальная вместимость одного резервуара м‘ Расстояние до жилых и общественных зданий, промышленных и коммунально- Гытовых поедприятий не относящихся к ГНС от резервуаров, м
надземных J подземных
Свыше 50 до 200 25 80 40
То же 50 150 75
» 100 200 100
Свыше 200 до 500 50 150 75
То же 100 200 100
» Свыше 100, но 300 150
не более 200
Свыше 500 до 2000 100 200 100
Го же Свыше 100, но 300 150
не более 600
Свыше 2000 до 8000 То же 300 150
199
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
денную от прочих зданий и сооружений станции, размещаемых во
вспомогательной зоне. При выборе площадки для ГНС следует
учитывать возможность и удобство подвода к ней железнодорож-
ных путей, автомобильных дорог и сетей энергоснабжения, водо-
снабжения, канализации и телефонной связи. По возможности
надо стремиться к тому, чтобы резервуары для хранения сжижен-
ных газов располагались на более низких отметках относительно
ближайших жилых и общественных зданий и сооружений. Мини-
мальные расстояния между резервуарами сжиженного газа и зда-
Таблица 5.2
Минимальные расстояния от резервуаров до зданий
и сооружений ГНС
Здания и сооружения, до которых определяется расстояние Расстояние от резервуа- ров, м
надземых подземных
Здания насосно-компрессорного и наполнительного от- 15 10
делений, установки для испарения и смешения газов Железнодорожные пути для слива сжиженного газа (до 20 15
оси пути) Заправочные колонки для автоцистерн 30 20
Автомобильные дороги (внутри площадки ГНС) до края 10 10
проезжей дороги Котельная, гараж, ремонтные мастерские, материальные 40 30
склады Вспомогательные здания без огневых процессов 30 20
Ограждение территории станции 10 5
Резервуары для пожаротушения 40 40
Таблица 5.3
Минимальные расстояния от резервуаров до железнодорожных
и автомобильных дорог
Расстояние, м, до резервуаров при общей
вместимости резервуаров на ГНС
Сооружения, до которых определяется расстояние до 200 м': свыше 200 м’
надзем- ных подзем- ных надзем- ных подзем- ных
Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки со стороны резервуаров) Подъемные пути железных дорог промыш- ленных предприятий, трамвайные пути (до оси пути) и автомобильные дороги (до края проезжей части) 75 30 50 20 100 40 75 25
200
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ниями и сооружениями, не относящимися к ГНС, надо устанавли-
вать в зависимости от общего объема и размера резервуаров
(табл. 5.1). Расстояния от ГНС с надземными резервуарами до
зданий и сооружений, имеющих общественное назначение (ста-
дионы, рынки, парки культуры, выставки и театры на число зри-
телей свыше 800), должны быть в 2 раза больше указанных
в табл. 5.1.
В табл. 5.2—5.6 приведены минимально допустимые расстояния
от резервуаров сжиженного газа до различного рода сооружений
как на ГНС, так и на территории предприятий.
Таблица 5.4
Минимальные расстояния от резервуаров ГНС, размещаемых
на территориях промышленных предприятий, до зданий и
сооружений предприятий
Общая вместимость резервуаров ГНС, размещаемой на терри- тории промышленного предприятия, м3 Максимальная вместимость одного резервуара, м3 Расстояние до зданий и сооружений предприятия от резервуаров, м
надземных подземных
До 50 Свыше 50 до 100 » 100 » 200 » 200 » 300 » 300 » 500 » 500 » 2000 » 2000 » 8000 10 25 50 50 50 100 Свыше 100, но не более 600 30 50 70 90 НО 200 300 15 25 35 45 55 100 150
Примечание Расстояния от резервуаров сжиженных газов ГНС с общей вмести-
мостью менее 500 м3 до не относящихся к ГНС зданий, агрегатов и установок с процессами по
пожарной опасности категории Г, следует принимать на 30% более указанных
Таблица 5.5
Минимальные расстояния от резервуаров склада сжиженных газов
до промышленных железных и автомобильных дорог
Дороги на территории промышленного предприятия Общая вмести- мость резервуа- ров ГНС, размещенной на территории предприятия, м3 Расстояние от резервуаров, м
надземных подземных
Железнодорожные пути (до оси пути) и автомобильные дороги (до края проезжей части) До 100 Свыше 100 20 30 10 15
201
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 56
Минимальные расстояния от краев проезжей части
автомобильных дорог, расположенных на территории ГНС,
до зданий и сооружений ГНС
Здания и сооружения ГНС
Расстояние от края
проезжей части авто
мобильных дорог
ГНС м
Здания длиной до 20 м
То же, более 20 м
Сливная эстакада
Колонки для налива сжиженных газов в авто
цистерны
Ограждение станции
1,5
4,5
10
1
1
1,5
Примечание Площадки для подъезда автомобилей должны предус-
матриваться не ближе 1 5 м от стен здания без проемов и не ближе 4 м от
стен с проемами
2. ПРИНЦИПЫ И МЕТОДЫ
ПЕРЕМЕЩЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Основными технологическими операци
ими ГНС являются перемещение, прием и раздача сжиженных га-
зов Операции по перемещению потоков в жидкой и паровой фазе
могут осуществляться следующими способами
— перемещение за счет разности уровней т е за счет использования гид-
ростатического напора Применяется обычно при заполнении подземных резер
вуаров из железнодорожных цистерн, а также при разливе газа в баллоны
если позволяют рельеф местности и уровни установленного оборудования,
— перемещение сжатым газом при сливе сжиженных газов из цистерн
в стационарные хранилища путем создания в цистерне избыточного давления
(по отношению к давлению в хранилище) Желательно, чтобы сжатый газ не
растворялся в жидкой фазе,
— переливание с помощью подогрева верхнего слоя жидкости в опоражни
ваемом резервуаре путем испарения некоторого количества жидкости в парат
лельно подключенном испарителе (искусственным созданием разности темпера
тур в опорожняемом и наполняемом резервуарах можно получить в них раз
ность давлений и, следовательно, перелить жидкость из резервуара с большей
температурой в резервуар с меньшей температурой),
— перемещение путем создания избыточною давления в опоражниваемом
резервуаре с помощью компрессора, отсасывающего газовую фазу из запол
няемого резервуара (принципиальным отличием данною метода от рассмотрен
ных выше является наличие в схеме механического двигателя — компрессора
действующего как побудитель вытеснения жидкости из опорожняемого резер
вуара в наполняемый),
— перекачка с помощью центробежных, вихревых, поршневых и шестерен
чатых насосов что является наиболее действенным методом перелива сжижен
ного газа Насосы необходимо подбирать, учитывая возможность вскипания
жидкой фазы сжиженных газов на приеме насоса Порядок включения их в ра
боту следует устанавливать, учитывая свойства газа особенно образование па
ров при перекачке,
— перемещение взаимным вытеснением жидкостей (например, при храпе
нии сжиженных газов в подземных хранилищах — в соляных пластах на глу
202
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
бийе 1000—1200 м — применять глубинные наебсы очень сложно. В этом случае
отбор сжиженного газа осуществляется вытеснением его какой-либо инертной
жидкой или газообразной средой).
На станциях приема, хранения и раздачи сжиженных газов
у нас в стране операции по перемещению жидкой и паровой фазы
осуществляются в основном с помощью насосов, компрессоров или
испарителей, что наиболее экономично. Остальные способы приме-
няются в исключительных случаях.
3. СХЕМЫ И УСТРОЙСТВА
ГНС СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
ГНС предназначены для снабжения сжи-
женными газами различных потребителей — коммунально-бытовых,
сельскохозяйственных, промышленных и транспорта. В зависимо-
сти от потребления различают ГНС: общего назначения; на про-
мышленных предприятиях; регазификации и смешения с воздухом;
автозаправочные станции; передвижные автозаправочные станции.
ГНС общего назначения предназначены для снабжения сжи-
женными газами городов и других населенных пунктов. Геометри-
ческий объем их резервуаров может быть не более 8000 м3. ГНС
на промышленных предприятиях служат для снабжения газом объ-
ектов, расположенных на территории данного предприятия. Гео-
метрический объем их резервуаров может быть также не более
8000 м3. ГНС регазификации и смешения с воздухом могут быть
как общего назначения, так и на промышленных предприятиях.
Автозаправочные станции предназначены для заправки автомо-
билей и других специальных транспортных средств сжиженным га-
зом. Геометрический объем хранилища станции должен быть не
более 100 м3 при условии подземного расположения резервуаров
объемом не более 25 м3 каждый.
Передвижные заправочные станции применяются для наполне-
ния баллонов и заправки машин, работающих на сжиженных га-
зах. Для этой цели используются специальные автоцистерны. Су-
ществуют также крупные перевалочные базы, предназначенные для
хранения и заполнения сжиженным газом танкеров различного на-
значения.
ГНС — основной элемент в системе газоснабжения потребителей
определенного района, они осуществляют прием, хранение и по-
ставку потребителям сжиженного газа (получаемого от предприя-
тий) железнодорожным, трубопроводным, автомобильным или
водным транспортом. Мощность, тип и характеристики ГНС опреде-
ляются в зависимости от принятой генеральной схемы газоснаб-
жения области или района, которую целесообразно разрабатывать
на перспективный срок 10—15 лет, согласуй ее с общегосударст-
венными планами развития народного хозяйства и в первую оче-
редь с планами производства, распределения и потребления газа
и других видов топлива и энергии. Для разработки генеральной
схемы газоснабжения района проводятся необходимые технико-эко-
203
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
комические расчеты, чтобы определить потребности в газе, источ-
ники его получения и вид транспорта, мощность и расположение
отдельных элементов системы газоснабжения, сроки и очередность
их строительства, потребность в основных видах оборудования и
материалов, ожидаемый экономический эффект. Мощность ГНС за-
висит от потребности в сжиженных газах при условии их рацио-
нального использования. В настоящее время сжиженные газы эф-
фективно используются в жилищно-коммунальном хозяйстве,
в установках небольшой мощности для приготовления пищи и горя-
чей воды, в сельскохозяйственном производстве и т. д. Мощность
ГНС, обслуживающих район радиусом 50—70 км и с постоянно
проживающим населением численностью до 1 млн. человек, реко-
мендуется в пределах 10—40 тыс. т в год. Если потребители нахо-
дятся на большом расстоянии от ГНС, рекомендуется устраивать
промежуточные пункты обмена баллонов. Годовая мощность ГНС
может быть определена путем суммирования существующих и пер-
спективных газовых потребителей по формуле !LG==riigi+n2g2 +
+ ... +ngn, где G— перспективная потребность в газе района,
т/год; Hi, п2,..., пп — однотипные потребители газа; gi, g2,. ..,
gn — годовая норма потребления газа однотипными потребите-
лями, т.
Для расчета мощности отдельных сооружений ГНС определя-
ется максимальная суточная производительность по отдельным ви-
дам работ, которая значительно меняется в связи с сезонной нерав-
номерностью потребления газа. Сезонная неравномерность потреб-
ления газа проявляется наиболее резко вблизи больших городов и
в курортных местах. На максимальную суточную производитель-
ность рассчитывают производственные помещения, автотранспорт,
техническое оборудование и хранилище газа.
Мощность ГНС сжиженного газа определяется в основном в за-
висимости от объемов резервуаров хранилищ, установленных на
ГНС. Объем резервуарного парка следует определять в зависимо-
сти от суточной производительности ГНС, степени заполнения ре-
зервуаров и количества резервируемого для хранения сжиженного
газа на ГНС. Количество резервируемого для хранения сжижен-
ного газа надлежит определять в зависимости от расчетного вре-
мени работы ГНС без поступления газа Пр, сут, определяемого
по формуле 77р = Л/(уТр + /7тр + /7э), где L — расстояние от завода-
поставщика газов до ГНС, км; утр — нормативная суточная ско-
рость доставки грузов МПС повагонной отправки, км/сут (прини-
мается 330 км/сут); /7ТР— время, затрачиваемое на операции, свя-
занные с отправлением и прибытием груза (принимается 1 сут);
Пэ — время, на которое следует предусматривать эксплуатационный
запас сжиженных газов на ГНС (принимается в зависимости от
местных условий в размере 3—5 сут). При соответствующем обо-
сновании для районов с суровыми климатическими условиями и при
неудовлетворительном состоянии дорог допускается увеличивать Пэ-
Число беззавозного снабжения газом может быть определено по
эмпирической формуле n = 4 + L/vTP. Получаемые по приведенной
204
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 5.7
Число дней, резервируемых для беззавозного
снабжения газом
Расстояние от источника получения газа, км Число дней
До 500 5
Свыше 500 до 1000 00 1 ю
» 1000 » 1500 8—12
» 1500 » 2000 12—14
газона-
станций
формуле данные должны корреспондировать с числом резервируе-
мых для беззавозного снабжения дней (табл. 5.7).
Число резервуаров, необходимых для ГНС, может быть опреде-
лено по формуле т = Г/(ГРф), где V — объем резервуарного парка,
м3; Гр — геометрический объем одного резервуара, выбранного для
установки на ГНС, м3; ф— коэффициент наполнения резервуаров
(0,85 — для надземных и 0,9 — для подземных резервуаров). Необ-
ходимое число резервуаров на ГНС при поступлении сжиженных
газов по железной дороге может быть также определено по фор-
муле т = ^СрГ7р/(рфГр), где QCP —средняя суточная реализация
сжиженных газов, т; р — плотность сжиженных газов, т/м3. Число
суток, резервируемых для хранения сжиженных газов при располо-
жении ГНС в непосред-
ственной близости от
предприятия - поставщика
сжиженных газов, транс-
портирование которых на
ГНС осуществляется в ав-
тоцистернах или по тру-
бопроводам, а также для
автомобильных
полнительных
с получением сжиженных
газов с ГНС, допускается
сокращать до 2 сут. При
размещении ГНС на территории промышленного предприятия за-
пас сжиженных газов следует определять в зависимости от при-
нятого для промышленного предприятия норматива по хранению
резервного топлива. При расстояниях свыше 2000 км или распо-
ложении ГНС в районе с суровыми климатическими условиями
запас газа может быть увеличен по согласованию с заводом.
Установку резервуаров на ГНС следует предусматривать, как
правило, надземную. Подземная установка резервуаров допуска-
ется при невозможности обеспечения установленных минимальных
расстояний до зданий и сооружений (например, при расширении и
реконструкции действующих ГНС), а также для районов с темпе-
ратурой наружного воздуха ниже допустимой технической характе-
ристикой резервуара. Размещение резервуаров внутри помещений
не допускается. Шаровые резервуары ставятся только надзем-
ные. Подземное расположение резервуаров является более безопас-
ным. ГНС с подземным расположением могут быть построены
ближе к потребителям сжиженных газов. Резервуары в хранилище
располагаются группами с числом резервуаров, обеспечивающим
удобное дистанционное управление арматурой. Так, при общем
объеме резервуаров до 2000 м3 максимальный объем резервуаров
в группе не должен превышать 1000 м3, а при общем объеме свыше
2000 м3, но не выше 8000 м3 — 2000 м3 в группе.
Расстояния между группами надземных резервуаров (между
образующими крайних резервуров) принимают: 5 м — при общем
205
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
объеме резервуаров до 200 м3; 10 м — при общем объеме резервуа-
ров от 200 до 700 м3, 20 м — при общем объеме резервуаров от
700 до 2000 м3. Расстояния в свету между надземными резервуа-
рами в группе должны быть равны диаметру большего смежного
резервуара, но не менее 2 м. Расстояние между рядами надземных
резервуаров, размещаемых в два и более рядов, должно прини-
маться равным длине наибольшего резервуара, но не менее 10 м.
Для каждой группы надземных резервуаров по периметру должно
предусматриваться замкнутое обвалование или ограждающая
стенка из несгораемых материалов (например, из кирпича, буто-
бетона, бетона и т. п.) высотой не менее 1 м, рассчитанные на
85 % емкости группы резервуаров. Ширина земляного вала поверху
должна быть не менее 0,5 м. Расстояния от резервуаров до по-
дошвы обвалования или ограждающей стенки должны быть равны
половине диаметра ближайшего резервуара, но не менее 1 м. Для
удаления ливневых и талых вод с обвалованной территории дол-
жны предусматриваться специальные устройства (например, за-
творы, задвижки и т. п.). Для входа на территорию резервуарного
парка по обе стороны обвалования или ограждающей стенки дол-
жны быть предусмотрены лестницы-переходы шириной 0,7 м, не ме-
нее двух на каждую группу, расположенные в разных концах об-
валования.
Подземно расположенными резервуарами следует считать резер-
вуары, у которых верхняя образующая резервуара находится ниже
планировочной отметки не менее чем на 0,2 м. К подземным резер-
вуарам приравниваются надземные, засыпаемые грунтом на вы-
соту не менее 0,2 м выше их верхней образующей и шириной не
менее 6 м, считая от стенки резервуара до бровки насыпи. Для
подземного размещения допускается предусматривать только ци-
линдрические резервуары. Расстояния в свету между отдельными
подземными резервуарами должны быть равны половине диаметра
большого смежного резервуара, но не менее 1 м. Подземные ре-
зервуары должны, как правило, устанавливаться и закрепляться
на фундаментах Установка резервуаров без фундаментов разре-
шается только при гарантированном отсутствии грунтовых вод на
глубине разработки котлована. Грунт, на который опирается ре-
зервуар, должен быть плотным с ненарушенной структурой и иметь
достаточную несущую способность. Фундаменты под резервуары
должны предусматриваться из несгораемых материалов, например
камня, бетона, железобетона и др. Засыпка резервуаров должна
предусматриваться песком или мягким грунтом, не имеющим
в своем составе органических примесей. При размещении резер-
вуаров в илистых или лессовидных грунтах следует предусматри-
вать проектные решения, обеспечивающие их устойчивость (на-
пример, утрамбованную подушку из крупнозернистого или средне-
зернистого песка, заглубленную в материковый слой не менее чем
на 10 см, и др.). При размещении подземных резервуаров в пучи-
нистых грунтах последний должен быть заменен песчаным на глу-
бину промерзания, а в местах с высоким стоянием грунтовых вод
206
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
(выше нижней образующей резервуаров) должны предусматри-
ваться решения по предотвращению всплытия резервуаров. Конт-
рольно-измерительная, регулирующая, предохранительная и запор-
ная арматура подземных резервуаров должна предусматриваться
к установке над засыпной частью и защищаться от повреждений.
Защиту подземных резервуаров от корпозии необходимо выпол-
нять в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015—74.
Подземное расположение резервуаров во многих случаях пред-
почтительнее надземного. Подземные резервуары более безопасны
в пожарном отношении, располагаются в грунте, который в тече-
ние года изменяет в небольших пределах свою температуру и слу-
жит надежной теплоизоляцией для резервуаров в зимнее время.
Сооружение подземных резервуаров в ряде случаев обходится де-
шевле из-за сокращения противопожарных разрывов. Эксплуата-
ция подземных резервуаров дешевле надземных, так как реже
(1 раз в 10 лет) по сравнению с надземными (внутренний осмотр
1 раз в 4 года, гидроиспытания 1 раз в 8 лет) подвергаются тех-
ническому освидетельствованию и нет необходимости периодически
окрашивать наружную поверхность.
Как было подчеркнуто ранее, при проектировании резервуар-
ного парка следует предусматривать раздельный прием и хране-
ние различных по составу сжиженных газов, для чего следует вы-
делять группы резервуаров с соответствующей обвязкой под от-
дельные сорта сжиженных газов: пропана и бутанов технических,
зимней и летней пропан-бутановых смесей для коммунально-быто-
вых нужд, топлива для заправки газобаллонных автомобилей. Об-
вязка резервуарного парка должна обеспечивать взаимозаменяе-
мость резервуаров каждой группы, а также возможность перекачки
из одной группы резервуаров в другую.
Резервуары сжиженных газов должны быть оборудованы конт-
рольно-измерительными приборами и предохранительной армату-
рой: указателями уровня жидкости, предохранительными клапа-
нами, манометрами, дренажными незамерзающими клапанами. На
каждом резервуаре следует устанавливать не менее двух предо-
хранительных клапанов (рабочий и резервный), пропускная спо-
собность которых должна рассчитываться в соответствии с изло-
женными в гл. 4 рекомендациями. Предохранительные клапаны
должны обеспечивать сброс газа из резервуаров при давлении
в них, на 15% превышающем рабочее. Установка предохранитель-
ных клапанов должна производиться через переключающий трех-
ходовой кран. Отвод газа от предохранительных клапанов, уста-
новленных на резервуарах сжиженного газа, должен производиться
через продувочные свечи в соответствии с требованиями «Правил
безопасности в газовом хозяйстве». В целях сокращения загазо-
ванности территории производственной зоны ГНС рекомендуется
предусматривать систему централизованного сброса газа от предо-
хранительных клапанов резервуарного парка и технологического
оборудования базы на общую свечу. Свечу следует располагать
преимущественно с подветренной стороны к резервуарному парку
207
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
и другим сооружениям ГНС на расстоянии не менее 5 м от обва-
лования резервуаров. Высота свечи определяется расчетом рас-
сеивания газов и должна быть не менее 30 м.
Для удобства обслуживания арматуры, контрольно-измеритель-
ных приборов, люков надземные резервуары должны быть обору-
дованы стационарными металлическими площадками с лестни-
цами. Лестницы должны быть выведены за обвалование.
Для слива сжиженных газов из железнодорожных цистерн на
ГНС предусматривается специальный тупик и сливная эстакада.
Число сливных устройств из железнодорожных цистерн определя-
ется в зависимости от числа железнодорожных цистерн, которые
должны одновременно подаваться для слива газа, по формуле
n=Q&/(£)Оц), где Q — годовая производительность ГНС, т/год;
£ = 2ч-3 — коэффициент неравномерности поступления железнодо-
рожных цистерн; D — число рабочих дней сливного фронта; б?ц —
масса сжиженного газа, заключенного в одной железнодорожной
цистерне, т. Число сливных стояков должно обеспечивать возмож-
ность раздельного одновременного приема на сливном фронте двух
сортов сжиженного газа. На сливных фронтах ГНС для обслужи-
вания сливных устройств должны сооружаться одно- или двухсто-
ронние железнодорожные эстакады, в зависимости от числа при-
нимаемых цистерн и конкретных условий генерального плана.
Прокладку сливных коллекторов для жидкой и паровой фаз сжи-
женных газов на эстакаде следует предусматривать с учетом воз-
можности одновременного раздельного слива разных сортов сжи-
женного газа. При необходимости налива на эстакаде все наливные
операции осуществляются с использованием стояков и коллекто-
ров для слива. Слив—налив железнодорожных цистерн со сжи-
женными газами следует предусматривать путем выдавливания
жидкой фазы с помощью компрессоров или перекачкой насосами
насосно-компрессорного отделения ГНС, а также комбинирован-
ным способом, т. е. перекачкой жидкой фазы насосами с одно-
временным подлавливанием паровой фазы компрессорами. Рас-
четное время слива цистерн со сжиженными газами, одновременно
поданных на сливную эстакаду, следует принимать 6 ч, в том числе:
2 ч — время чистого слива продукта; 2 ч — время для отсоса паро-
вой фазы из слитой цистерны и снижения давления до остаточ-
ного (0,07 МПа); 2 ч — время на подготовительные операции
к сливу (снятие пломб, открытие крышки колпака, подсоединение
гибких рукавов и т. д.). Время налива железнодорожных цистерн
для пропан-бутановых смесей не должно превышать 6 ч. Шаг сли-
во-наливных устройств (стояков) в пределах железнодорожной
эстакады устанавливается 12 м. Для операций слива и налива
стояки на эстакаде должны оборудоваться двумя трубопрово-
дами— сливным и наливным. Для обслуживания сливных уст-
ройств предусматриваются эстакады из несгораемых материалов
с площадками для присоединения сливных устройств к цистернам.
В конце эстакады должны предусматриваться лестницы шириной
не менее 0,7 м, уклоном не более 45°. Лестницы, площадки и эста-
208
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
кады должны иметь перила высотой 1 м со сплошной обшивкой
понизу высотой не менее 100 мм. На трубопроводах сливных уст-
ройств в непосредственной близости от места присоединения рези-
нотканевых рукавов должны предусматриваться обратные клапаны,
обеспечивающие пропуск газа в направлении, обусловленном тех-
нологической схемой. На трубопроводах слива сжиженных газов
из железнодорожных цистерн до отключающего устройства дол-
жен предусматриваться штуцер для удаления остатков газа из
резинотканевых рукавов в систему трубопроводов или продувочную
свечу. Для слива газа, поступающего на ГНС в автоцистернах,
должны предусматриваться сливные колонки, обвязка которых
должна обеспечивать соединение автоцистерны с трубопроводами
паровой и жидкой фазы резервуаров хранения через запорно-пре-
дохранительную арматуру аналогично сливным железнодорожным
цистернам. На сливных трубопроводах железнодорожных и авто-
мобильных цистерн, а также на приемных трубопроводах эстакад
и колонок должны предусматриваться скоростные клапаны, пре-
кращающие поступление газа из транспортной цистерны в случае
нарушения герметичности сливного трубопровода.
Отпуск сжиженных газов с ГНС в автоцистернах осуществляется через га-
зораздаточные колонки Число газораздаточных колонок определяется из необ-
ходимой суточной реализации газа в автоцистернах по формуле пКол =
= 0сУт/(<7&т), где QcyT—средняя суточная реализация, т; q — расчетная произ-
водительность колонки, т/ч; k= 0,54-0,8 — коэффициент использования автоко-
лонки; т — время работы автоколонки, ч/сут. Расстояния между колонками дол-
жны приниматься с учетом налива разнотипных колонок.
Обвязка колонок для налива автоцистерн должна обеспечивать
их взаимозаменяемость и возможность одновременного отпуска
в автоцистерны двух сортов сжиженных газов. На трубопроводе
жидкой фазы к наливной колонке должен устанавливаться ско-
ростной клапан до отключающей задвижки.
При необходимости на ГНС приема сжиженных газов, посту-
пающих в автоцистернах, слив их осуществляется на тех же авто-
колонках, что и налив. При этом обвязка автоколонок должна обес-
печивать соединение автоцистерны с трубопроводами паровой и
жидкой фазы резервуаров хранения через запорно-предохранитель-
ную арматуру аналогично сливным железнодорожным устройст-
вам. Следует предусматривать удаление остатков газа из шлангов
паровой и жидкой фаз автоколонок в систему трубопроводов или
на продувочную свечу. Заполнение автоцистерны следует контро-
лировать уровнемерными устройствами и контрольным взвешива-
нием на автовесах.
Расчет числа автомобилей для перевозки баллонов от ГНС до промежуточ-
ных складов производится по следующей схеме:
а) число рейсов автомобилей в сутки n = t/(2l/c+2ti), где t — число часов
работы в сутки, ч; I — расстояние от ГНС до промежуточного склада, км; с —
средняя техническая скорость автомобиля, км/с; б—время погрузки и раз-
грузки, ч;
б) средний объем перевозок одним автомобилем в сутки gi = qn, где q —
грузоподъемность одного автомобиля по газу, т;
209
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
в) необходимый объем перевозок в сутки q2— (Q/N)k, где Q — общая годо-
вая потребность в сжиженном газе, т; N— число дней работы; 6 = 1,15— коэф-
фициент неравномерности,
г) требуемое число автомобилей M = q2/qi
Число баллонов, подлежащих заполнению в течение суток на ГНС, опреде-
ляется по формуле где бсб— максимальная масса газа, потребляе-
мого в течение суток, т/сут; go — масса сжиженного газа, заливаемою в бал-
лон, т.
Для удаления из баллонов неиспарившихся остатков предусма-
триваются специальные станки, располагаемые индивидуально, или
карусельные агрегаты. В зимнее время операции слива остатков
должны подвергаться все баллоны. Число постов для слива сле-
дует рассчитывать по формуле где N— число опо-
рожняемых баллонов; ten —10-4-15 мин — продолжительность слива
одного баллона; Тсл — продолжительность работы установки по
сливу остатков, мин. Остатки газа сливают в один из резервуаров
хранилища или в специальные резервуары, располагаемые на рас-
стоянии не ближе 3 м от насосно-наполнительного отделения. Часть
баллонов после слива остатков направляют на повторное заполне-
ние газом, а баллоны, требующие ремонта, освобождают от газа
и промывают. Промывку следует производить горячей водой или
паром низкого давления.
Производственные помещения ГНС объединены в следующие
основные отделения: насосно-наполнительное, энергомеханическое,
гараж и служба реализации газа.
В насосно-наполнительном отделении размещаются основные
взрыво- и пожароопасные помещения — насосно-компрессорное, ис-
парительное, наполнительное и сливное. В целях обеспечения тре-
буемых условий безопасности каждое из указанных помещений
должно быть одноэтажным, бесчердачным, бесподвальным первой
или второй степени огнестойкости и изолированным от смежных
помещений. В каждом из них должны быть двери из материала,
не образующего искр, открывающиеся наружу, и окна с фраму-
гами. В здании насосно-наполнительного отделения могут быть
размещены также вентиляционная камера, помещение КИП, быто-
вые помещения персонала отделения.
Покрытие взрывоопасных помещений должно быть легкосбра-
сываемым при воздействии давления газов при взрыве. Покрытие
должно быть сборным с массой не более 120 кг на 1 м2. Допуска-
ется применение трудносбрасываемых взрывной волной покрытий
при наличии площади окон и фрамуг из расчета 0,05 м2 (не ме-
нее) на 1 м3 помещения.
В пристройках к наполнительным отделениям предусматрива-
ются погрузочно-разгрузочные площадки. Размеры площадей при-
нимаются из расчета размещения баллонов в числе, составляющем
двойную суточную производительность площадки, и обеспечения
надлежащих проходов и наличия некоторого числа баллонов (до
10 % общей численности), подлежащих ремонту. Для примерного
расчета площади площадки принимают пять баллонов вмести-
мостью 50 л на 1 м2 площади. В целях пожарной безопасности
210
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
погрузочно-разгрузочные площадки разделяют противопожарными
отсеками на участки с учетом размещения в каждом из них не бо-
лее 400 наполненных газом 50-литровых баллонов, участки обору-
дуют дренчерной системой пожаротушения. На погрузочно-разгру-
зочной площадке и во взрывоопасных помещениях устраивают
электропроводные полы из не образующих искр материалов, напри-
мер бетонные с наполнителем из известняка, мрамора или доло-
мита.
Электроснабжение и электрооборудование ГНС выполняются и
эксплуатируются в соответствии с требованиями «Правил техни-
ческой эксплуатации электроустановок», «Правил техники безопас-
ности при эксплуатации электроустановок» Госэнергонадзора СССР
и «Правил безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора
СССР. По условиям надежности электроснабжения ГНС относятся
к категории II. При электроснабжении ГНС от одного источника
питания на станциях дополнительно предусматривается аварийное
освещение от аккумуляторных фонарей во взрывозащищенном ис-
полнении. Электродвигатели и пусковая аппаратура во взрывоопас-
ных помещениях и наружных установках должны быть в исполне-
нии не ниже В-2Б или В2Т2 в соответствии с требованиями «Пра-
вил изготовления взрывозащищенного и рудничного электрообору-
дования».
На площадке ГНС располагаются трансформаторная подстан-
ция, низковольтные распределительные устройства и электрические
кабели.
Водоснабжение ГНС обязано обеспечивать расход воды на на-
ружное и внутреннее пожаротушение, питьевые и хозяйственные
нужды, охлаждение газовых и воздушных компрессоров, гидравли-
ческое испытание баллонов, мойку и заправку радиаторов авто-
машин, подпитку котлов в котельной и поливку территорий в лет-
нее время. Система водоснабжения должна быть выбрана в соот-
ветствии с требованиями СНиПов Госстроя СССР для промыш-
ленных предприятий с производствами категории А по пожарной
опасности. Расход воды на наружное пожаротушение ГНС и скла-
дов сжиженных газов, включая расход воды на охлаждение над-
земных резервуаров, следует принимать в соответствии с требо-
ваниями табл. 5.8.
На ГНС должна предусматриваться кольцевая сеть противопо-
жарного водопровода высокого давления. При общем объеме ре-
зервуаров сжиженных газов до 200 м3 допускается для тушения
пожаров принимать систему низкого давления или пожаротуше-
ние из водоемов. На ГНС с надземными резервуарами хранения
сжиженных газов следует предусматривать стационарную автома-
тическую систему водяного охлаждения резервуаров, которая дол-
жна обеспечивать интенсивность орошения в течение 75 мин всех
боковых и торцевых поверхностей резервуаров 0,09 и 0,5 л/(с-м2)
для торцевых стенок, имеющих обвязочную арматуру. Расход воды
на автоматическую систему водяного охлаждения должен прини-
маться из расчета единовременного орошения трех резервуаров
211
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При однорядном расположении резервуаров в группе и шести ре-
зервуаров при двухрядном расположении в одной группе. Рассто-
яние между водопроводом и трубопроводами сжиженных газов при
их подземной параллельной прокладке следует принимать не ме-
нее 2 м. Водопроводные колодцы, располагаемые в зоне радиусом
50 м от зданий и сооружений ГНС с производствами класса В-1а
и В-1г, должны иметь две крышки. В зависимости от местных ус-
ловий на площадке базы могут быть расположены артезианская
скважина, резервуары противопожарного запаса воды, насосная,
кольцевая сеть водопровода.
Таблица 5.8
Расход воды на наружное пожаротушение и охлаждение
резервуаров сжиженных газов
Общая вместимость резервуаров, м3 Расход воды, л/с, на наруж ное пожаротушение для ГНС и складов с резервуа- рами
надземными подземными
До 200 включительно 15 10
До 1000 > 20 10
До 2000 » 40 20
Свыше 2000, но не более 8000 80 40
Примечание. При электроснабжении ГНС от одного источника пи-
тания необходимо предусматривать установку резервных противопожарных
насосов с двигателями внутреннего сгорания.
К прочим сооружениям ГНС относятся гараж, административ-
ное здание с мастерскими, грозозащита, сооружения теплоснабже-
ния и канализации.
Гаражи строятся в соответствии с действующими типовыми
проектами и расчетной потребностью автомашин.
В административном здании располагаются кабинеты началь-
ника и главного инженера ГНС, бухгалтерия, служба учета и реа-
лизации газа, отдел снабжения, красный уголок, рассчитанный на
50 % штатного персонала базы, технический кабинет, буфет, архив
и техническая библиотека.
В состав ГНС входят механическая, сварочная, электромехани-
ческая и столярная мастерские. Механическая мастерская распола-
гает токарными, фрезерными и сверлильными станками, слесар-
ными верстаками со стендами и приспособлениями для ремонта
вентилей, клапанов и другой арматуры. Сварочная мастерская
выполняет работы по ремонту баллонов, ящиков для их перевозки,
автомашин и другого оборудования.
От проявлений атмосферного электричества производственные
сооружения ГНС защищаются в соответствии с требованиями
212
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
CH 305—77. Для зданий, отнесенных по взрывоопасности к классу
В-1а, и наружных установок, отнесенных к классу В-1г, следует
предусматривать защиту по II категории. Указанные помещения
должны быть защищены от прямых ударов молний, электростати-
ческой и электромагнитной индукции, а также от заноса высоких
потенциалов с помощью надземных и подземных металлических
коммуникаций.
Отопление производственных помещений класса В-1а должно
предусматриваться воздушное, водяное или паровое. В качестве
теплоносителя в системе отопления следует применять горячую и
перегретую до температуры не более 150 °C воду, пар низкого дав-
ления (до 0,07 МПа) или воздух, нагретый до температуры, опре-
деленной СНиП II—33—75. Рециркуляция теплого воздуха во взры-
воопасных помещениях не допускается. При местном теплоснабже-
нии на территории ГНС размещают котельную и теплосеть, при
централизованном — бойлерную и теплосеть Строительства котель-
ной на территории ГНС по условиям обеспечения условий безопас-
ности желательно избежать. Прокладка трубопроводов систем ото-
пления внутри производственных помещений должна предусматри-
ваться открытой.
Для взрывопожароопасных закрытых помещений должны пре-
дусматриваться системы механической приточно-вытяжной венти-
ляции. Для обеспечения воздухообмена в верхних зонах помеще-
ний допускается установка дефлекторов. Производительность сис-
тем вентиляции по притоку и вытяжке следует рассчитывать по
количеству вредностей, поступающих в помещения. При отсутствии
данных о количестве выделяющихся вредностей производитель-
ность систем вентиляции допускается определять по кратности
воздухообмена в помещениях. Кратность воздухообмена с учетом
естественной вытяжки в помещениях насосно-компрессорного от-
деления, отделений испарительного, смесительного, наполнения,
слива, дегазации и окраски должна предусматриваться в размере
не менее десяти объемов в час в рабочее время и трех объемов
в нерабочее время. Вентиляция, осуществляемая в нерабочее
время, должна быть, как правило, механической Допускается пре-
дусматривать естественную или смешанную вентиляцию в нера-
бочее время.
Забор воздуха для приточных систем вентиляции следует пре-
дусматривать на высоте не менее 2 м от уровня земли. При этом
должна исключаться возможность забора загрязненного воздуха,
а также сжиженных газов при аварии резервуаров, аппаратов и
трубопроводов. Выброс воздуха из указанных выше помещений
должен предусматриваться выше зоны аэродинамической тени, на
высоте не менее 1 м над высшей точкой кровли здания, если рас-
стояние от места вентиляционного выброса до места забора на-
ружного воздуха по горизонтали 20 м и более, и на 6 м выше при-
емных устройств наружного воздуха, если это расстояние менее
20 м Вытяжка из основных производственных помещений должна
предусматриваться из нижней и верхней зоны помещения, при
213
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
)том из нижней зоны должно забираться 2/з общего объема уда-
ляемого воздуха.
Аварийную вентиляцию следует предусматривать в соответствии
' требованиями СНиП II—33—75. Включаться аварийная венти-
хяция должна непосредственно от приборов, сигнализирующих об
щасной концентрации газа в воздухе помещения. Удаление воз-
духа при этом должно предусматриваться из нижней зоны поме-
цения. Одновременно с включением аварийной вытяжной вентиля-
хии должно обеспечиваться отключение электроприводов насосов
х компрессоров. В помещениях, перечисленных выше, где не пре-
хусматривается аварийная вентиляция, общая вытяжная вентиля-
ционная система должна быть запроектирована с резервным агре-
'атом, сблокированным с рабочим (опасная концентрация газа
з воздухе помещения, при которой должна включаться аварийная
вытяжная вентиляция, принимается равной не более Vs нижнего
хредела воспламеняемости газа). Электроприводы насосов, ком-
трессоров и других механизмов, устанавливаемых во взрывопо-
кароопасных производственных помещениях, следует блокировать
: вентиляторами вытяжных систем таким образом, чтобы они не
могли работать при отключении вентиляции.
В неотапливаемых производственных помещениях ГНС, в кото-
вых обслуживающий персонал находится непостоянно, допускается
хредусматривать естественную вентиляцию сквозным проветрива-
вшем через жалюзийные решетки, размещаемые в нижней части
хротивоположных стен. От мест наполнения и опорожнения бал-
хонов (наполнительных и сливных устройств) должны предусмат-
виваться отсосы воздушной среды. Скорость движения воздуха
х живом сечении каналов отсоса следует принимать 1,2—1,5 м/с.
Зентиляционные камеры должны быть вентилируемыми, приточ-
хые — иметь подпор, а вытяжные — естественную вытяжку. Обору-
хование и аппаратуру вытяжных систем, предусмотренных для
вентиляции взрывопожароопасных помещений, следует принимать
во взрывозащищенном исполнении. Оборудование приточных вен-
тиляционных систем допускается принимать в обычном исполнении
хри условии устройства обратного клапана на подающем воздухо-
воде. Проходы вентиляционных воздуховодов через стены, отде-
ляющие взрывоопасные помещения от невзрывоопасных, должны
хредусматриваться в соответствии с требованиями СНиП II—33—
Г5. Проходы газопроводов и других коммуникаций через указан-
хые стены должны предусматриваться уплотненными, в защитных
шльзах — с сальниками со стороны взрывоопасного помещения на
эасстоянии от пола, равном не менее 2/з высоты взрывоопасного
помещения.
ГНС должны быть оборудованы хозяйственно-фекальной, про-
изводственной и ливневой канализацией. Хозяйственно-фекальные
2токи должны отводиться в городскую канализационную сеть или
ха местные очистные сооружения. Производственные стоки после
шдравлических испытаний баллонов, резервуаров и автоцистерн
могут быть отведены в канализацию только при условии их про-
214
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
хождения через специальные грязебензоотстойники во избежание
попадания газа в канализацию. Во всех возможных случаях
(мойка автомобилей и баллонов, охлаждение воздушных и газо-
вых компрессоров) может быть допущена рециркуляция воды для
исключения возможности засорения стоков.
Технологическая схема трубопроводов сжиженных газов на
ГНС должна обеспечивать раздельный прием и отпуск потребите-
лям газов различного фракционного состава в наполнительное от-
деление и к колонкам для наполнения автоцистерн. Трубопроводы
жидкой и паровой фаз должны выполняться из стальных труб
в соответствии с требованиями СНиП II—37—76 (разд. 12) и при-
веденными в гл. 4 рекомендациями. Как было указано ранее, тру-
бопроводы жидкой фазы должны выполняться только из стальных
бесшовных труб. Прокладку указанных газопроводов в производ-
ственной зоне ГНС следует предусматривать надземной на опорах
из несгораемых материалов высотой не менее 0,5 м от уровня
земли, на расстояниях не менее 3 м от стен с проемами и 0,5 м от
стен без проемов производственных зданий и сооружений. Допус-
кается прокладка нетранзитных газопроводов по наружным сте-
нам основных производственных зданий ГНС на расстоянии 0,5 м
выше или ниже оконных и на 0,5 м выше дверных проемов. Разме-
щение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений над и под
проемами не допускается. Газопроводы в местах пересечения фун-
даментов, перекрытий, лестничных площадок, стен и перегородок
должны заключаться в футляры, изготовленные, как правило, из
стальных труб. Допускается применение футляров из других мате-
риалов, удовлетворяющих условиям прочности и долговечности.
Пространство между газопроводом и футляром должно заделы-
ваться просмоленной паклей и битумом. Конец футляра должен
выступать над полом или лестничной площадкой на 5 см, при
пересечении стен и перегородок длина футляра не должна превы-
шать толщину стены. Футляр следует предусматривать из труб та-
кого диаметра, чтобы зазор между наружной стенкой газопровода
и внутренней стенкой футляра был не менее 5 мм для газопрово-
дов до £)у^32 мм и не менее 10 мм для газопроводов большего
диаметра. Толщину стенок труб следует рассчитывать на макси-
мальное рабочее давление, создаваемое в газопроводах жидкой
или паровой фаз, в соответствии с рекомендациями, которые бу-
дут изложены в последующих главах.
Соединительные части трубопроводов сжиженных газов
должны быть стальными. Соединение труб должно производиться
сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения допускаются только
в местах установки запорной арматуры, КИП, компенсаторов.
Уплотнительные материалы, примененные при сборке резьбовых
и фланцевых соединений, должны обеспечивать их герметичность.
На трубопроводах сжиженных газов должна применяться арма-
тура стальная или из ковкого чугуна, предназначенная для газа
и рассчитанная на соответствующие условия эксплуатации по
давлению и температуре. Запорная арматура из серого чугуна
215
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
допускается к применению только на трубопроводах паровой
фазы низкого давления. Конструкция и основные параметры за-
порной арматуры, регуляторов давления, предохранительно-за-
порных и сбросных клапанов на трубопроводах сжиженных газов
должны соответствовать требованиям разд. 12 главы СНиП
II—37—76. Установка арматуры в колодцах на трубопроводах
сжиженного газа не допускается. Участки надземных трубопрово-
дов жидкой фазы, расположенные вне помещений и ограниченные
запорными устройствами, должны быть защищены от повышения
давления при нагреве солнечными лучами путем установки пре-
дохранительных клапанов. При этом сброс газа от предохрани-
тельных клапанов следует предусматривать через свечу в атмос-
феру на высоту не менее 3 м от уровня земли.
Требуемые гидравлические расчеты трубопроводов, расчеты на
прочность, допустимого пролета трубопровода и расчеты компен-
сации (компенсаторов) будут приведены в гл. 6 и 11.
Как было указано ранее, в зависимости от способа перемеще-
ния сжиженных газов ГНС могут подразделяться на насосные,
компрессорные, насосно-компрессорные, испарительные, испари-
тельно-насосные и ГНС с использованием газов с высокой упру-
гостью паров, а также энергии сжатого природного газа.
На действующих ГНС в настоящее время применяются в ос-
новном насосно-компрессорные схемы перемещения сжиженных
газов.
На рис. 5.1 (см. вкл.) показана распространенная технологи-
ческая схема ГНС с подземной установкой резервуаров.
Все основные сооружения станции объединены жидкостными
коллекторами и трубопроводами паровой фазы, соединяющими
разгружаемые и заполняемые резервуары, что обеспечивает не-
обходимый режим работы всей системы и отдельных ее элемен-
тов и разделение жидкой и паровой фазы сжиженных газов. Для
наполнения резервуаров базы хранения коллектор жидкой фазы
соединен трубопроводом с жидкостным коллектором эстакады
слива железнодорожных цистерн и двумя трубопроводами с на-
порным коллектором насосов, а последний — с коллектором коло-
нок для налива автоцистерн и коллектором для наполнения бал-
лонов. Расходный коллектор жидкой фазы резервуаров базы
хранения соединен двумя трубопроводами с всасывающим кол-
лектором насосов, который в свою очередь связан трубопроводом
с резервуаром для слива тяжелых остатков сжиженных газов, не
испарившихся их баллонов потребителей. Все трубопроводы
жидкой фазы связаны между собой, образуя единую жидкостную
систему.
Коллектор паровой фазы резервуаров базы хранения связан
двумя трубопроводами со всасывающим и напорным коллекто-
рами компрессоров, соединенными с коллектором паровой фазы
эстакады слива железнодорожных цистерн. Всасывающий и на-
порный коллекторы компрессоров соединены также с коллекто-
рами паровой фазы колонок для наполнения автоцистерн Такая
Л6
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
коммуникация трубопроводов не только создает единую транс-
портную систему паровой фазы, но и дает возможность исполь-
зовать все эти трубопроводы и как всасывающие, и как напор-
ные. При помощи компрессоров можно забирать паровую фазу
из любого резервуара или секции базы хранения и подавать ее
в другие резервуары, железнодорожные и автомобильные цис-
терны. С помощью же компрессоров паровая фаза может отби-
раться из транспортных цистерн и подаваться в резервуары базы
хранения.
Указанные коммуникации трубопроводов жидкой и паровой
фаз с размещенными на них запорными органами позволяют про-
изводить следующие операции: опорожнение железнодорожных
цистерн, наполнение и опорожнение резервуаров базы хранения,
наполнение баллонов и автоцистерн, перекачку слитых из бал-
лонов в резервуар тяжелых остатков и перемещение сжиженного
газа из одних резервуаров в другие. При необходимости схема
допускает также возможность налива из резервуаров базы хра-
нения железнодорожных цистерн и перекачки сжиженных газов
из автоцистерн в резервуары базы хранения.
Слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн в резер-
вуары базы хранения осуществляется перетоком за счет повы-
шения давления паров в парофазном объеме железнодорожных
цистерн при одновременном снижении давления паров в резер-
вуарах. Осуществление указанных операций обеспечивается ком-
прессорами.
В баллоны и автоцистерны сжиженный газ подается насосами.
Кроме того, схема позволяет наполнять автоцистерны и баллоны
прямым перетоком за счет создания в расходных резервуарах
повышенного давления путем подачи в них компрессором паров,
отбираемых из других резервуаров.
При использовании насосной подачи многократная циркуля-
ция жидкой фазы в насосах недопустима, так как приводит к ее
перегреву, образованию паровых пробок в насосах и нарушению
их работы. Для предотвращения этого в схеме предусмотрен
автоматический сброс избытков жидкой фазы через предохрани-
тельный перепускной клапан в напорные трубопроводы и через
них в резервуары базы хранения.
Слив из баллонов не испарившихся у потребителей остатков
сжиженного газа с низкой упругостью паров в сборный резервуар
ГНС производится путем подачи до слива в подлежащие опорож-
нению баллоны сжиженного газа с высокой упругостью паров
(пропана).
Перемещение сжиженных газов из одних резервуаров базы
хранения в другие может производиться перекачкой жидкой фазы
насосами или с помощью компрессоров аналогично разгрузке
железнодорожных цистерн.
Поскольку парофазные трубопроводы могут работать при
переменных температурах и давлениях, то в них может образо-
ваться конденсат (жидкая фаза), который попадает в цилиндры
217
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
компрессоров. Для предотвращения этого недопустимого явления
в схеме предусмотрена установка сборников конденсата на паро-
фазных трубопроводах.
На рис. 5.2 приведена принципиальная схема ГНС с надзем-
ной установкой резервуаров. ГНС рассчитана на отпуск потреби-
телям 3000 т сжиженного газа в год и имеет возможность увели-
чения производительности до 4000—4500 т/год. ГНС может осу-
ществлять заправку газобаллонных автомобилей, для чего на
напорном коллекторе насосов предусматривается запасной пат-
рубок. ГНС запроектирована на 10-суточный запас. На станции
устанавливаются горизонтальные цилиндрические резервуары
вместимостью 50 или 100 м3 — в первом случае четыре резер-
вуара, а во втором — два. Каждый резервуар оборудуется двумя
предохранительными клапанами, указателями уровня и уровне-
мерными трубками. В состав ГНС входят база хранения со слив-
ной эстакадой, компрессорная установка, насосная со сливным
отделением, наполнительные отделения со складом баллонов, от-
деление освидетельствования баллонов, испарительная уста-
новка. Резервуары размещаются в трех вариантах: надземном,
засыпном и подземном. Резервуары связаны между собой напол-
нительными, расходными и парофазными коллекторами.
Слив сжиженного газа из железнодорожных цистерн в резер-
вуары осуществляется за счет повышенного давления паров сжи-
женных газов в парофазном объеме резервуаров, создаваемого
работой двух компрессоров.
Налив сжиженных газов в баллоны и автоцистерны может
осуществляться не только за счет работы насосов, но и за счет
повышенного давления в расходном резервуаре базы хранения,
создаваемого газовыми компрессорами. В установке работают
два центробежных пропановых насоса типа С-5/140 с подачей
5 м3/ч и дифференциальным напором 140 м столба жидкости
с электродвигателями в исполнении В2Б мощностью 8 кВт. Об-
щий максимальный расход сжиженных газов на наполнение бал-
лонов и одной автоцистерны 7 м3/ч.
Для слива из баллонов неиспарившихся остатков и для пол-
ного опорожнения баллонов, направляемых в плановый ремонт,
устанавливается один шестиместный станок, соединенный трубо-
проводом со сливным резервуаром вместимостью 2,5 м3, в кото-
ром поддерживается пониженное давление. Последнее обеспечи-
вается присоединением парофазного объема к газопроводу низ-
кого давления или всасывающему коллектору компрессоров.
Накапливаемые в сливном резервуаре сжиженные газы использу-
ются для сжигания в местной котельной, а также могут быть
переданы в резервуары базы хранения для дальнейшего исполь-
зования.
Безопасная работа ГНС обеспечивается установкой на обору-
довании и трубопроводах запорной и предохранительной армату-
ры, а также КИП. На всех участках трубопроводов, ограниченных
запорными устройствами, устанавливаются предохранительные
218
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 5.2. Технологическая схема ГНС с надземной установкой резервуаров.
/ — сливная эстакада; 2—база хранения; 3 — электропривод; 4—всасывающий коллектор; 5 — напорный коллектор; б — рас-
ходный резервуар испарителя; 7 — резервуар неиспарившихся остатков; 8— сбросной клапан; 9 — испаритель; 10— подвод
теплоносителя (пар 0,2 МПа); // — отвод конденсата; 12— насосы; 13— сливная рампа баллонов, 14 — отделение мойки,
освидетельствования и окраски баллонов, 15 — в котельную; 16 — участок разбраковки баллонов;/7 — склад-навес для по-
рожних баллонов; 18— склад-навес для наполненных баллонов; 19— напольные загрузочный и разгрузочный транспортеры;
20—участок контроля баллонов; 21 — участок заполнения мелких баллонов; 22— компрессор; 23 — всасывающий коллектор;
24 — маслоотделитель; 25 — напорный коллектор, 26 — коидеисатосбориики, 27 — колонки для наполнения автоцистерн; 28 —
воздух.
клапаны. На трубопроводах паровой фазы, идущих к вса-
сывающему и напорному коллекторам компрессоров, ставятся
конденсатосборники, предотвращающие попадание жидкости
в цилиндры компрессоров. В качестве основной запорной арма-
туры приняты фланцевые краны со смазкой на давление 2,4 МПа,
а в качестве предохранительной арматуры — стальные предохра-
нительные пружинные клапаны на давление 2,4 МПа.
В соответствии с технологическим процессом предусматрива-
ются следующие измерения: уровня в резервуарах с помощью
визуальных указателей уровня, давления с помощью технических
манометров, температуры с помощью термометров, массы напол-
няемых баллонов с помощью специальных циферблатных весовых
установок, оборудованных пневматической отсечкой заданной
массы со шкалой до 100 кг, наличия горючих газов в воздухе
с помощью переносного сигнализатора. Кроме того, на ГНС пре-
дусматриваются автоматическое отключение газовых компрессо-
ров при падении давления на всосе компрессора ниже 0,05 МПа,
осуществляемое с помощью электроконтактных манометров, авто-
матическое отключение насосов сжиженного газа при повышении
давления нагнетания свыше 1,8 МПа, осуществляемое также
с помощью электроконтактных манометров, автоматическая ра-
бота воздушных компрессоров с сигнализацией нижнего предела
давления воздуха, производимая с помощью электроконтактных
манометров, дистанционное управление запорной арматурой
с помощью электроприводных задвижек во взрывозащищенном
исполнении.
Для снабжения котельной ГНС газовым топливом предусмат-
ривается испарительная установка. Она состоит из подземного
расходного резервуара и испарителя. При подземном расположе-
нии резервуаров базы хранения надобность в расходном резер-
вуаре испарительной установки отпадает. Поступление сжижен-
ных газов из расходного подземного резервуара в испаритель
осуществляется автоматически под воздействием упругости насы-
щенных паров. Образующийся в испарителе парообразный про-
пан-бутан проходит через регулятор давления и далее по газо-
проводу поступает к топкам котлов.
Сливная эстакада рассчитана на одновременное опорожнение
трех железнодорожных цистерн.
Для наполнения баллонов вместимостью от 12 до 50 л в на-
полнительном отделении размещаются четыре автоматические
установки с напольными циферблатными весами со шкалой до
100 кг. Для наполнения мелких баллонов вместимостью от 1 до
5 л применяются настольные циферблатные весы со шкалой до
10 кг. Со склада к весовым установкам и с весовых установок на
склад баллоны транспортируются двумя напольными конвейе-
рами и роликовыми дорожками. Внутри склада баллоны пере-
мещаются на ручных тележках. Склад-навес наполнительного
отделения рассчитан на хранение суточного расхода порожних
и наполненных баллонов. На складе имеется отделение освиде-
220
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
тельствования баллонов, в котором осуществляются: освобожде-
ние баллонов от газа путем заполнения теплой водой, осмотр
внутренней и наружной поверхности баллонов, проверка массы
и вместимости баллона, гидравлическое испытание, проверка вен-
тиля или клапана и плотности посадки их на баллон, окраска.
Кроме того, имеются лаборатория контроля за сжиженными га-
зами, ремонтная мастерская и база автотранспорта.
На рис. 5 3 представлена технологическая схема баллонона-
полнительного отделения ГНС сжиженных газов вместимостью
500 т. В этом отделении предусматриваются: автоматическое на-
полнение баллонов вместимостью 27 л на карусельном агрегате,
наполнение баллонов вместимостью 50 л на медицинских весах,
оборудованных отсекателем наполнения, наполнение малогаба-
ритных баллонов различной вместимости на настольных цифер-
блатных весах. Расчетная производительность отделения следую-
щая, бал/сут: наполнение 27-л баллонов — до 5000, 50-л — 400,
1—5-л — 250. Перед наполнением баллоны предварительно про-
ходят моечно-сушильную камеру и пункт отбраковки. Затем их
штабелируют на площадке или подают конвейером к карусель-
ному агрегату для наполнения. Наполненные баллоны по наполь-
ному конвейеру поступают на контрольные весы. Здесь же про-
веряется герметичность запорных устройств баллонов. Правильно
наполненные и исправные баллоны продолжают путь по конвей-
еру и поступают на погрузочно-разгрузочную площадку, где их
штабелируют или грузят в автомобили. Баллоны, переполненные
и с неисправностями (в том числе с неисправными запорными
устройствами), отправляют по рольгангу на участок замены за-
порных устройств Баллоны с замененными запорными устройст-
вами на ручной тележке подают на конвейер для повторного на-
полнения.
Остатки газа сливают на специальном станке для опрокиды-
вания баллонов в два подземных резервуара вместимостью 2,5 м3
каждый После слива остатков баллоны, не требующие освиде-
тельствования и покраски, направляют по рольгангу и наполни-
тельному конвейеру на карусельный агрегат для наполнения.
Число сливаемых баллонов — до 300 в смену.
Баллоны поступают по рольгангу на участок освидетельство-
вания, расположенный в отдельном от общего зала помещении.
Освидетельствование 27-л баллонов производится на двух спе-
циальных станках и заключается в осмотре наружной поверхно-
сти, проверке массы, гидравлическом испытании, испытании на
плотность запорного устройства. Производительность освидетель-
ствования 100 бал/сут. После освидетельствования баллоны по-
дают к пункту погрузки на подвесной конвейер. Туда же по от-
дельному рольгангу с пункта отбраковки поступают баллоны, тре-
бующие покраски. Баллон проходит внутри камеры, осушается
в атмосфере горячего воздуха, после чего окрашивается нитро-
эмалевой краской из пистолета-распылителя. Длина пути окра-
шенного баллона в камере рассчитана на полное просыхание.
221
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 5 3. Техноло1ическая схема баллононаполнительного отделения сжиженных газов вместимостью 500 т
/ — карусельный газонаполнительный агрегат КГА-МГП; 2, 3 — напольный конвейер; 4 — устройство наполнения баллонов вме-
стимостью 1—5 л; 5 — моечно-сушильная камера; 6 — покрасочно-сушильная камера; 7— подвесной конвейер; 8 — станок для
освидетельствования баллонов вместимостью 27 л; 9 — станок для освидетельствования баллонов вместимостью 50 л, 10 — бал-
лоны; // — карусельный станок, 12 — штабелировщик, /3 — резервуары для слива остатков сжиженного газа, 14 — участок про-
парки баллонов.
Одновременно в камере помещается около 90 баллонов. При
выходе из покрасочной камеры на баллон наносят надпись «Про-
пан». После окраски баллоны конвейером или рольгангом подают
на карусельный агрегат для наполнения. При ремонте или ава-
рии карусельного агрегата наполнение 27-л баллонов может про-
изводиться на участке наполнения 50-л баллонов.
50-л баллоны с разгрузочной площадки цепным напольным
конвейером подаются на наполнение. Осмотр и отбраковка этих
баллонов производятся на разгрузочной площадке, проверка
массы — на контрольных весах, освидетельствование, слив остат-
ков и гидравлическое испытание — на специальном станке. На-
полненные баллоны по другой ветви конвейера возвращаются
на погрузочную площадку. Площадка весов и цепи напольного
конвейера расположены на уровне пола баллононаполнительного
отделения. Всего на этом участке 12 весов. Под навесами погру-
зочно-разгрузочного отделения (площадки) вдоль здания можно
разместить 800 баллонов вместимостью 27 л и 400 баллонов вме-
стимостью 50 л, в пристройке — 3000 баллонов по 27 л. В при-
стройке складывают наполненные баллоны, а под навесом у зда-
ния — пустые. При наполнительном отделении имеется пункт
пропарки баллонов, расположенный на специальной площадке
сзади здания. На пункт пропарки поступают баллоны, отправляе-
мые на капитальный ремонт за пределы отделения. Сжиженные
газы (жидкая и паровая фазы) подаются в наполнительное отде-
ление из насосно-компрессорного.
Сжатый воздух для карусельного агрегата подается на уча-
сток освидетельствования и к покрасочно-сушильной камере от
компрессора, установленного в пристройке к баллононаполни-
тельному отделению.
На рис. 5.4 показаны различные примерные варианты распо-
ложения технологического оборудования в баллононаполнитель-
ном отделении небольших мощностей.
Как было указано ранее, сжиженные углеводородные газы
являются ценным видом топлива для автомобильных двигателей.
Учитывая, что сжиженный газ может найти значительное при-
менение в качестве топлива на автомобильном транспорте, инсти-
тут Мосгазниипроект разработал и будет разрабатывать проекты
автомобильных заправочных станций сжиженных газов (АГНС).
АГНС следует размещать, как правило, в пределах террито-
рии городов и других населенных пунктов с подветренной сто-
роны относительно жилой застройки. Для заправки автомобилей
наравне со стационарными установками допускается использо-
вать специализированные автоцистерны. Следовательно, пло-
щадки для размещения АГНС должны быть выбраны с учетом
хорошего проветривания их, без замкнутых пространств.
В составе АГНС необходимо предусматривать резервуары для
хранения газа, насосно-компрессорное отделение, сливные и на-
полнительные колонки с узлом учета расхода газа, трубопроводы
жидкой и паровой фаз сжиженных газов. В здании АГНС
223
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 4 Примерное расположение технологического оборудо-
вания в баллопонаполнительном отделении
а - - заполнение баллонов осуществляемое при помощи автоматиче
ских весов последовательно расположенных в один ряд; б—неболь-
шая ГНС с карусельным агрегатом, оборудованным 12 автомати-
ческими весами
должны предусматриваться помещения для насосно-компрессор-
ного отделения, теплового узла, распределительного пункта, опе-
раторской, а также бытовые помещения для обслуживающего
персонала Технологическая схема АГНС должна исключать воз-
можность выброса жидкой фазы из продувочных трубопроводов
от насосов, компрессоров и другого оборудования.
224
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Максимальный геометрический объем группы резервуаров
АГНС, располагаемой в границах селитебной территории, не
должен превышать 100 м3, а вместимость одного резервуара —
25 м3. Установка резервуаров должна предусматриваться только
подземной Минимальные расстояния от резервуаров сжиженных
газов до зданий и сооружений и автомобильных дорог, относя-
щихся к АГНС, должны приниматься в соответствии с требова-
ниями табл 5 2 и 5 6 Минимальное расстояние от подземных
резервуаров АГНС до здании и сооружений, не относящихся
к АГНС, должно быть не менее 40 м На рис 5 5 показан план
и схема движения транспорта на АГНС
Проекты АГНС выполнены из расчета строительства их в го-
родах и крупных населенных пунктах, где по требованиям по-
жарной безопасности разрешается только подземная установка
резервуаров хранилища, при условии централизованного ремонта
оборудования и сооружений станции, а также централизован-
ного технического надзора за исправностью газобаллонных авто-
мобилей
На АГНС предусматривается только заправка автомобилей
сжиженным газом, другие виды обслуживания автомобилей не
производятся Мощность АГНС 600 заправок автомобилей
в сутки
Планировка сооружений АГНС и схемы движения автомоби-
лей выполнены по типу бензозаправочных станций В зависимо
сти от конкретных условий автозаправочные станции могут рас-
полагаться за красной линией вдоль проезда, за красной линией
в глубине проезда, на перекрестке проездов, на территории авто-
базы Взамен традиционной несгораемой железобетонной ограды
вокруг АГНС предусмотрено зеленое насаждение
Выбор участка АГНС с учетом действующих противопожар-
ных разрывов представляет значительные затруднения Нередко
свободными оказываются только участки, имеющие тяжелые ин-
женерно геологические условия свалки, бывшие карьеры, забо-
лоченные места Освоение указанных участков требует прокладки
значительного количества коммуникаций и выполнения большого
объема земляных и строительных работ АГНС должны обеспе-
чиваться электроэнергией, хозяйственным и пожарным водоснаб-
жением, канализацией, отоплением, телефоном и радио
Технологическая схема АГНС обеспечивает прием, хранение
и заправку только газобаллонных автомобилей Проектом
принят насосно-компрессорный вариант перемещения сжиженных
газов
В насосно-компрессорном отделении установлено следующее
оборудование два насоса (один рабочий, другой резервный)
два компрессорных агрегата (один рабочий, другой резервный)
Компрессор всасывает пары сжиженного газа из одной группы
резервуаров и нагнетает в другую группу резервуаров, в которой
нужно поднять давление Работа компрессора будет периодиче-
ской На нагнетательном трубопроводе установлен обратный
8 Заказ № 614 225
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 5 План и схема движения транспорта на автозаправочной станции
сжиженного газа
/—производственное здание, 2 — хранилище газа (4 резервуара по 25 м3), 3— блок вспо
могательных помещений 4 — сливные колонки (2 шт ) 5 — наполнительные колонки
(4 шт), 6 — воздухозаборная шахта 7 — резервуар для пожаротушения, 8 — металличе
ская ограда, 9 — вспомогательный резервуар (У=3 м3), А— газоны, Б —деревья В —
схема движения автомобилей Г — кустарник Д — защитная зона
клапан и маслоотделитель Компрессор обеспечивает устойчивую
работу насоса, создавая необходимое для его работы давление
на всасывание и обеспечивая слив газа из автоцистерн в под-
земные резервуары Технологической схемой предусмотрена как
одновременная работа двух сливных и четырех заправочных ко-
лонок, так и раздельная. Слив газа предусмотрен методом пере-
давливания с помощью создания разности давления в сливаемом
стационарном резервуаре и в автоцистерне Наполнение балло-
нов производится с помощью насосов Жидкая фаза поступает
из резервуаров расходной группы по газопроводам во всасываю
щий коллектор насосов и далее через фильтры в насосы Для
контроля степени заполнения электронасоса сжиженным газом
устанавливается сигнализатор уровня
Наполнительная колонка предназначена для наполнения сжи-
женными газами газобаллонных автомобилей Колонка представ-
ляет собой сборную металлоконструкцию с требуемой арматурой
226
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
И приборами В колонке размещена требуемая установка по из-
мерению количества сжиженных газов Колонка обеспечивает
измерение расхода жидкости при давлении до 1,6 МПа и номи-
нальном расходе 56 л/мин Температура измеряемой жидкости
может колебаться в пределах от —40 до +40 °C Верхняя часть
колонки застеклена Через стекло имеется возможность вести
контроль за приборами Работа колонки происходит следующим
образом Сжиженный газ проходит через фильтр счетчика, очи-
щается от механических примесей и поступает в измеритель объ-
ема В измерителе объема проходящая жидкость перемещает
кольцевой поршень, ось которого передает движение через маг-
нитную муфту и передаточный механизм на вал корректора и
далее на счетный механизм. После измерителя объема сжижен-
ный газ поступает в дифференциальный клапан, гарантирующий
прохождение через измеритель объема только жидкой фазы, и
далее через наполнительную струбцину сжиженный газ поступает
в баллон
Сливная колонка предназначена для слива сжиженных газов
из автоцистерн в стационарные резервуары. Колонка представ-
ляет собой сборную металлоконструкцию с арматурой и прибо-
рами Колонка оборудована необходимой запорной арматурой и
скоростным клапаном пружинного типа Верхняя часть колонки
застеклена Через стекло имеется возможность вести контроль
за давлением в трубопроводах жидкой и паровой фазы Стекло
подсвечивается двумя взрывозащищенными светильниками мощ-
ностью 10 Вт, которые питаются от сети переменного тока на-
пряжением 12 В
Перекачка сжиженного газа ввиду подземной установки ре-
зервуаров хранилища принята, как было ранее указано, по на-
сосно-компрессорному варианту При расположении насосов
выше резервуаров хранилища устойчивая работа их возможна
только в такое время года, когда упругость паров сжиженных
газов не опускается ниже 0,7 МПа; если упругость паров ниже,
то происходит значительное вскипание жидкой фазы во всасы-
вающем трубопроводе и насос «срывает» Так как высокая упру-
гость паров в хранилище наблюдается очень непродолжительное
время в году (летний период), станции с установкой только на-
сосов практически не работают Возможность применения только
насосного варианта может быть осуществлена только при углуб-
лении насоса в специально сооружаемом приямке ниже уровня
резервуаров-хранилищ
Для устойчивой работы насосов в случае применения насосно-
компрессорного варианта требуется небольшое «поддавливание»
газа из резервуара хранилища на всасывание насоса Указанное
поддавливание, равное 0,1—0,2 МПа, наиболее просто может
быть создано компрессором При установке на станции только
насосов не разрешается также слив из автомобильных цистерн,
которые в настоящее время не имеют собственных перекачиваю-
щих средств.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В связи с тем что промышленность не выпускает специальные
пропановые компрессоры, на станциях устанавливаются аммиач-
ные компрессоры Компрессор оборудован конденсатосборником
на всасывающем трубопроводе и маслоотделителем на нагнета-
тельном трубопроводе. Компрессор имеет водяное охлаждение.
При наличии маслоотделителя унос масла в хранилище сжижен-
ного газа незначителен. Имеющийся опыт эксплуатации АГНС
показывает возможность заправки автомобилей только с помо-
щью компрессора. Компрессор позволяет также полнее отбирать
газ из транспортных цистерн путем отсоса паровой фазы, а также
из резервуаров хранилища в случае их ремонта.
Показатели по генплану АГНС: площадь земельного участка 0,53 га; пло-
щадь застройки 1100,5 м2; площадь участка резервуаров 560 м2; площадь ас-
фальтового покрытия 3275 м2; площадь газонов 924,5 м2; погонная длина ку-
старника, стойкого к газам, 240 м; деревья, стойкие к газам, 44 шт , погонная
длина металлической ограды 234 м
4. ТИПОВЫЕ ГНС СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
На территории СССР строительство
ГНС и кустовых баз сжиженных газов до 1979 г. велось в ос-
новном на основании требований четырех типовых проектов:
905-8/69 (производительностью 3,0 тыс. т/год), 905-9/69 (6,0 тыс.
т/год), 905-11/70 (12,0 тыс. т/год с возможностью расширения до
24,0 тыс. т/год),— разработанных институтом Ленгипроинжпро-
ект, и проекта 905-12 (25,0 тыс. т/год), разработанного институ-
том Южниигипрогаз.
В настоящее время институтом Мосгазниипроект разработаны
и введены в действие ВПО «Союзгазификация» Министерства га-
зовой промышленности СССР с 15.03 79 следующие типовые
проекты:
905-44 «Газонаполнительная станция сжиженных газов производительностью
до 10 тыс т в год»;
905-45 «Газонаполнительная станция сжиженных газов производительностью
до 20 тыс т в год»,
905-46 «Газонаполнительная станция сжиженных газов производительно-
оью до 40 тыс тв год»,
905-47 «Наполнительный цех для газонаполнительных станций сжиженных
газов производительностью 10, 20 и 40 тыс т в год»;
905-48 «Насосно-компрессорный цех для газонаполнительных станций ежи
женных газов производительностью 10, 20, 40 тыс т в год»;
416-7-159 «Блок вспомогательных помещений для газонаполнительных стан-
ций сжиженных 1 азов производительностью 10 тыс т в год»,
416-7-160 «Блок вспомогательных помещений для газонаполнительных стан
ций сжиженных i азов производительностью 20, 40 тыс т в год».
Указанные типовые проекты разработаны для условий строи-
тельства в районах СССР с обычными геологическими условиями,
расчетной зимней температурой наружного воздуха —20, —30
(основное решение) и —40 °C, исключая районы сейсмические,
228
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
многолетней мерзлоты и горных выработок. Давление снегового
покрова 7, 10 (основное решение) и 15 МПа. Скоростной напор
ветра 45 кгс/м2. При привязке проектов к другим условиям в про-
екты должны быть внесены коррективы в соответствии с требо-
ваниями действующих нормативно-технических указаний и кли-
матическими данными для указанных условий строительства.
Основными технологическими операциями ГНС являются:
прием сжиженных газов, поступивших в железнодорожных цис-
тернах; слив сжиженных газов из железнодорожных цистерн
в свои хранилища; хранение сжиженных газов в надземных ре-
зервуарах и баллонах; наполнение сжиженными газами балло-
нов и автоцистерн; ремонт и освидетельствование баллонов; до-
ставка сжиженных газов потребителям в баллонах и автоцис-
тернах.
Следовательно, ГНС предназначена для приема, хранения и
снабжения сжиженными газами в баллонах и автоцистернах на-
селения, коммунально-бытовых, промышленных и сельскохозяйст-
венных потребителей.
Отправка сжиженных газов потребителям в баллонах осу-
ществляется автотранспортом. Число автомобилей и их типы оп-
ределяются при привязке проектов в соответствии с принятой
в каждом конкретном случае системой распределения сжижен-
ных газов.
На ГНС предусмотрено раздельное хранение сжиженных га-
зов с повышенным содержанием бутанов (до 60%) и техниче-
ского пропана, а также их раздельная раздача в баллоны и авто-
цистерны. На ГНС предусмотрен одновременный слив сжиженных
газов из железнодорожных цистерн с разным процентным соот-
ношением пропана и бутанов.
Действующими типовыми проектами в зависимости от клима-
тических условий эксплуатации операции слива и налива на
ГНС могут осуществляться с помощью двух вариантов: «насосно-
компрессорного»— для летнего периода и «насосно-испаритель-
ного»— для зимнего периода времени.
При работе ГНС по насосно-компрессорной схеме все сливо-
наливные операции осуществляются с помощью насосов и ком-
прессоров. Компрессоры используются для слива сжиженных
газов из железнодорожных цистерн, создавая напор перед насо-
сами, перекачивающими сжиженные газы, и отсасывания оста-
точных паров сжиженных газов из железнодорожных цистерн,
поддержания низкого давления в резервуарах неиспарившихся
остатков, куда сливается газ из переполненных баллонов. Насо-
сами подаются сжиженные газы из резервуаров базы хранения
в наполнительный цех для наполнения баллонов и на колонки
Для наполнения автоцистерн и заправки газобаллонных автомо-
билей. Наряду с насосами и компрессорами для операций слива—
налива используются также проточные испарители, которые пре-
дусмотрены в основном для газоснабжения котельной ГНС в слу-
чае необходимости.
229
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Это связано с тем, что в условиях низких температур (север-
ные районы страны) в резервуарах хранилища имеет место низ-
кое давление паровой фазы и, как следствие, низкое давление на
всасывании компрессора и недостаточный подпор перед насо-
сами Из-за малого количества паров в резервуарах хранилища
и их низкой упругости процесс нагнетания паровой фазы в резер-
вуары происходит медленно и длится очень долго, что приводит
к быстрому износу компрессоров Все эти факторы отрицательно
влияют на операциях слива и налива сжиженных газов и па
работе насосно-компрессорного оборудования
Для повышения упругости насыщенных паров в паровом обь-
еме железнодорожной цистерны при ее сливе и для отсоса паров
пропан-бутанов из железнодорожных цистерн по окончании их
слива в летний период времени служит компрессор Кроме того,
компрессор предназначен для обеспечения работы насосов, т о
создания подпора на всасывающей линии насосов, а также соз-
дания перепада давления паров газа в сливаемых баллонах
С помощью компрессора в резервуаре, куда сливаются газ из
переполненных баллонов и неиспарившиеся остатки газа, под-
держивается низкое давление
При сливе железнодорожных цистерн компрессор засасывает
пары пропан-бутанов из одной группы резервуаров и нагнетает
их в железнодорожные цистерны, создавая тем самым перепад
давления 0,2—0,3 МПа Для обеспечения необходимого подпора
на всасывании насоса, компрессор всасывает пары пропан бута-
нов из одной группы резервуаров в другую, тем самым осуществ-
ляя подачу сжиженных газов на всасывании насоса с необходи-
мым давлением Для этой цели на ГНС устанавливаются три
компрессора, два из которых являются рабочими, а третий —
резервный. Два рабочих компрессора обвязаны на разные про-
дукты— пропан и пропан-бутаны, обвязка резервного компрес-
сора дает возможность работать как на пропане, так и на про-
пан-бутанах На всасывающей линии компрессоров установлен
конденсатосборник, на нагнетательной — обратный клапан и мас-
лоотделитель
Роль компрессоров в зимнии период времени, т е при мину-
совых температурах воздуха, выполняют испарители На ГНС
установлено три испарителя Обвязка испарителей по своему на-
значению аналогична обвязке компрессоров В данной техноло-
гической схеме расходные испарители работают в режиме на-
порных Перед началом эксплуатации испаритель заполняется
пропаном за счет упругости паров газа, имеющейся в резервуа-
рах хранилища Одновременно пропан подается и в котельную,
для того чтобы нагреть теплоноситель до требуемой температуры
При достижении жидкой фазой газа в испарителе уровня 85 %
датчик максимального уровня подает требуемый сигнал и регу-
лирующий клапан прикрывает подачу газа После этого в испа-
ритель подается теплоноситель с температурой, обеспечивающей
необходимое давление газа на всасывании насоса в зависимости
230
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
от его технической характеристики. При достижении необходи-
мого давления паровой фазы в резервуаре, из которого произво-
дится отбор фазы газа, открывается задвижка и жидкая фаза
под давлением, необходимым для работы насоса, за счет упру-
гости паров, создаваемой испарителем, поступает из резервуара
хранилища на всасывание насоса. Включается электродвигатель
привода насоса, и сжиженные газы поступают к потребителю.
Во время работы, при достижении минимального уровня жидкой
фазы газа в испарителе, на регулирующий клапан с пневмомеха-
ническим мембранным исполнительным механизмом подается сиг-
нал от датчика минимального уровня, он открывается, и жидкая
фаза поступает в испаритель. Таким образом осуществляется
подпитка испарителей во время их работы. При достижении
уровня 85 % жидкой фазы газа в испарителе подается сигнал от
датчика максимального уровня, и клапан прикрывается На ис-
парителе установлены буйковый пневматический датчик-уровне-
мер. На линии подачи жидкой фазы в испаритель установлены
обратный клапан, вентиль и регулирующий клапан и электро-
задвижка.
На ГНС установлено пять центробежных герметичных элек-
тронасосов. Насосы предназначены для подачи газа в наполни-
тельный цех, для наполнения автоцистерн и для подпитки испа-
рителей в процессе их работы. Один насос обеспечивает подачу
пропана в наполнительный цех, другой — к наполнительным ко-
лонкам. Два других насоса подают пропан-бутаны отдельно в на-
полнительный цех, к колонкам. Пятый насос является резервным,
и его обвязка может обеспечивать подачу двух продуктов в напол-
нительный цех и к колонкам. На всасывающей линии насоса уста-
новлен фильтр. На нагнетательной линии установлены обратный
клапан и перепускной клапан, срабатывающий при повышении
давления в линии нагнетания и перепускающий избыток сжижен-
ных газов в резервуары хранилища.
На ГНС установлены наполнительные колонки, с помощью
которых осуществляется наполнение автоцистерн.
Тяжелые остатки из резервуаров хранилища, из испарителей
и из маслоотделителей сливаются в дренажный резервуар, а за-
тем с помощью компрессора или испарителя через одну из на-
полнительных колонок выдавливаются в автоцистерну и выво-
зятся за пределы ГНС. Газ из резервуара, предназначенного для
слива из переполненных баллонов и для неиспарившихся остат-
ков, с помощью компрессора или испарителя подается в ко-
тельную.
На основании вышеизложенного технологическая схема ГНС
дает возможность осуществлять следующие операции: одновре-
менный или раздельный слив двух видов продукта из железно-
дорожных цистерн в резервуары хранилища, одновременное или
раздельное наполнение автоцистерны двумя видами продукта,
одновременное или раздельное наполнение баллонов разной вме-
стимости двумя видами продукта, одновременный или раздель-
231
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ный слив газа из железнодорожных цистерн в резервуары хра-
нилища, наполнение автоцистерн, наполнение баллонов, слив
газа из переполненных баллонов, слив тяжелых остатков.
Резервуары, предназначенные для приема и хранения сжижен-
ных газов на ГНС, изготовляются по отраслевому стандарту ОСТ
26—02—1519—76 «Сосуды цилиндрические горизонтальные для
сжиженных угловодородных газов пропана и бутана. Техниче-
ские условия», разработанному институтом ВНИИнефтемаш.
Стандартом предусмотрено изготовление резервуаров из стали
двух марок: для установки резервуаров в районах с минималь-
ной температурой наружного воздуха до —40 °C — из стали
марки 16ГС ГОСТ 5520—79, для районов с минимальной темпе-
ратурой от —40 до —60 °C — из стали марки 09Г2С.
Хранилище разработано исходя из необходимости обеспечения
14-суточной работы ГНС.
При привязке типового проекта запас газа в хранилище уточ-
няется в зависимости от конкретных условий газоснабжения и
расстояния от источника получения газа. Хранилище состоит из
резервуаров для хранения сжиженных газов и для слива неиспа-
рившихся остатков газа и дренажа (табл. 5.9).
Таблица 5.9
Технические данные хранилища сжиженных газов на ГНС
Назначение и число резервуаров Типовой проект
905-44 905-45 905-46
Для хранения сжиженных газов, м3 200 200 200
Их число 7 13 26
Для слива неиспарившихся остатков газа и дренажа, м3 50 50 50
Их число 2 2 2
В надземном варианте резервуары располагаются в самостоя-
тельно обвалованных группах и устанавливаются на фундамен-
тах с уклоном 0,002 в сторону отбора жидкой фазы газа. Для
предохранения от радиационного нагрева поверхности резервуа-
ров окрашиваются алюминиевой краской в два слоя. Для обслу-
живания резервуары оборудованы стационарными металлически-
ми площадками и маршевыми лестницами. Резервуары обвязаны
газопроводами таким образом, что предусматривается раздельное
хранение сжиженных газов с повышенным содержанием бутанов
(до 60%) и технического пропана, а также раздельная раздача
их в баллоны и автоцистерны. Кроме того, выполненная обвязка
резервуаров позволяет одновременно сливать сжиженный газ из
железнодорожных цистерн с различным процентным соотноше-
нием пропана и бутанов Резервуары хранилища сжиженного
газа связаны между собой сливной железнодорожной эстакадой
232
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
и с насосно-компрессорным отделением надземными трубопро-
водами на железобетонных опорах на высоте 0,5 м от уровня
планировочной отметки земли.
Для удаления ливневых и талых вод с обвалованной терри-
тории в обваловке прокладывается труба с задвижкой, установ-
ленной с внешней стороны. Каждый резервуар хранилища обору-
дуется двумя предохранительными клапанами с установкой
перед ними трехходового крана, позволяющего отключать один
из клапанов; буйковым указателем уровня с пневматическим вы-
ходным сигналом на вторичный показывающий прибор и на
электрозадвижку, прекращающую подачу сжиженного газа в ре-
зервуар при достижении уровня жидкости 85%; приборами конт-
роля давления и температуры, а также запорной арматурой на
всех остальных патрубках резервуара.
Газопроводы жидкой и паровой фаз сжиженных газов выпол-
няются из стальных бесшовных горячекатаных труб из стали 10,
прокладываются надземно на низких опорах — высотой 0,5 м от
уровня планировочной отметки земли. Над проезжей частью дорог
трубы прокладываются на железобетонных опорах высотой не
менее 4,5 м. В качестве запорной арматуры применяются сталь-
ные задвижки типа ЗКЛ на условное давление 1,6 МПа. Все тру-
бопроводы паровой фазы сжиженных газов теплоизолируются.
Трубопроводы жидкой фазы окрашиваются алюминиевой крас-
кой. На трубопроводах паровой фазы, идущих к всасывающим
коллекторам компрессоров, устанавливаются конденсатосбор-
ники. Прокладка межцеховых газопроводов выполняется с уче-
том их самокомпенсации жестким креплением перед присоедине-
нием к установленному стационарному оборудованию. При вы-
боре диаметров технологических газопроводов жидкой фазы рас-
четные скорости во всасывающих трубопроводах приняты 0,5—
1,0, в нагнетательных — до 2—3, в трубопроводах паровой фазы—
до 10 м/с.
Схемы генеральных планов ГНС предусматривают возмож-
ность расширения резервуарного парка и увеличения производи-
тельности ГНС (рис. 5.6).
Внутриплощадочные сети и сооружения водоснабжения, элек-
троснабжения, канализации, теплоснабжения, связи, а также
благоустройство территории ГНС разрабатываются в зависимо-
сти от местных условий и источников питания. Очистные канали-
зационные сооружения размещаются вне площадки ГНС. Место
размещения определяется техническими условиями местных ор-
ганов санитарного надзора.
Основные показатели ГНС сжиженных газов приведены
в табл. 5.10—5.12.
Технологическая схема ГНС сжиженных газов по типовым
проектам 905-44, 905-45, 905-46 приведена на рис. 5.7 (см. вкл.).
Блок вспомогательных помещений предназначен для ремонта
баллонов, вентилей и клапанов и включает в себя следующие
основные помещения- окрасочное отделение, воздушно-компрес-
233
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
a
234
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 6 Схемы генеральных планов ГНС
Производительность тыс т/год а—10 б — 20 в — 40 /— наполнительный цех с га те
реей 2 — насосио компрессорный цех 3 — группы резервуаров 4 — железнодороя ная эста
када 5 паполнителып е колонки для автоцистерн 6 — блок вспомогательных помеце
нии 7 — трансформаторная подстанция 8—автомати еская насосная станция производи
тельностью 400 м3/ч 9 — резервуар для воды вместимоспю 1000 м3 10 — автомобильные
весы // — одноэтажный проходной пункт на 1—2 прохода 12 — сктад баллонов
сорное отделение, отделение освидетельствования баллонов, от
деление сварки, слесарная мастерская, механическое отделение,
инструментальная кладовая, склад щитовая, помещение уста
новки оборудования КИП, помещение для ремонта КИП лабо
Таблица 5 10
Основные показатели по генплану
Показатель Типовой проект
905 44 905 45 905 46
Площадь участка ГНС, га 5 43 7,63 7 63
Площадь застройки га 1,39 1,83 1 83
Коэффициент застройки, % 24 24 24
235
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ратория, кабинет по охране труда, газоспасательная служба, дне
петчерская, бытовые помещения и т д
Из ремонтного отделения баллоны с помощью конвейера тран-
спортируются в окрасочное отделение, где подвешиваются на
конвейер линии окраски В месте подвески и снятия баллонов
подвесной конвейер поточной линии окраски имеет спуск, по
Таблица 511
Численность обслуживающего персонала
Обслуживающий персонал Типовой проект
905 44 905 45 905 4G
Административно техни- 15 15 18
ческий
Производственный 40 40 77
Штаты гаража 9 13 25
Ремонтный 21 24 36
Таблица 512
Производственная программа ГНС сжиженных газов
Показатель Типовой проект
905 44 905 45 905 46
Годовая реализация сжиженных газов, т 10 000 20 000 40 000
В том числе в баллонах, т 7 000 14 000 24 000
В том числе в автоцистернах, т 3 000 6 000 16 000
Максимальная суточная реализация сжиженных га 45 83 165
зов, т
В том числе в баллонах вместимостью 50 л, шт 800 1300 2600
То же, 27 л, шт 800 1800 2600
То же, 5 л, шт 3000 7000 8000
То же, 1 л, шт 3000 3000 2000
То же, в автоцистернах, т Максимальное число баллонов, подлежащих ремонту 12 25 63
1200 1950 2300
и переосвидетельствованию в сутки, шт В том числе баллонов вместимостью 50 л, шт 150 200 400
То же, 27 л, шт 150 200 400
То’ же, 5 л, шт 450 1100 1200
То же, 1 л, шт 450 450 300
зволяющий подвешивать отремонтированные баллоны и снимать
окрашенные Баллоны вместимостью 5 л подвешиваются на кон
вейер гирляндами по 4 шт в каждой Подвешенные баллоны на
конвейере поступают в моечную камеру проходного типа, где
происходит обезжиривание поверхности баллонов уайт-спиритом
Камера струйная, обезжиривающий состав циркулирует, по мере
236
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
загрязнения производится замена. После камеры обезжирива-
ния баллоны попадают в моечную камеру, где производится
струйная промывка наружной поверхности горячей водой с тем-
пературой 60—70 °C. На входе и выходе камер обезжиривания
и мойки установлены вытяжные вентиляционные камеры, пре-
пятствующие попаданию водяного пара и паров уайт-спирита
в отделение. Пройдя мойку баллоны поступают в камеру сушки.
В сушильной камере установлены калориферы, которые нагре-
вают воздух внутри ее до температуры 100—110 °C. В камере
производится рециркуляция воздуха. Сухой баллон, пройдя вы-
тяжную вентиляционную камеру, поступает в установку для нане-
сения грунта (преобразователь ржавчины). Грунт наносится на
поверхность баллона способом обливания. Грунтовка баллона
производится в один слой. После грунтовки баллоны, пройдя вы-
тяжную вентиляцию, поступают в сушильную камеру, затем
в камеру окраски. Способы и камеры для окраски такие же, как
и для грунтовки. Лакокрасочные материалы в основном нано-
сятся двумя слоями. Покрытие одним слоем не может служить
надежной защитой от коррозии, так как один слой всегда имеет
большое число пор, нанесением последующего слоя краски эти
поры перекрываются, и пленка становится сплошной. Уменьше-
ние числа слоев за счет увеличения их толщины недопустимо,
так как снижает качество покрытия, вызывает его растрескива-
ние, образование морщин и подтеков. Каждый последующий слой
лакокрасочных материалов должен быть нанесен только на хо-
рошо просушенный предыдущий слой. Вентиляционная вытяж-
ная камера устанавливается также на выходе из последней су-
шильной камеры. После этого баллоны проходят установку для
нанесения надписи «Пропан». Затем устанавливаются на наполь-
ный конвейер и транспортируются в наполнительное отделение.
Баллоны вместимостью 1 л грунтуются и окрашиваются окуна-
нием, затем проходят процесс сушки в сушильных камерах.
В отделении освидетельствования баллонов производятся сле-
дующие операции: осмотр внутренней и внешней поверхности
баллонов, взвешивание пустого и наполненного водой баллона
с целью проверки его объема, гидравлическое испытание балло-
нов на прочность, пневматическое испытание баллонов на плот-
ность в сборе с запорным устройством, вывертывание и ввертыва-
ние запорных устройств баллонов, клеймение баллонов.
На пульт диспетчерской выведены сигналы о работе приточ-
ной и вытяжной вентиляции как рабочей, так и аварийной, га-
зовых и воздушных компрессоров и насосов, электрозадвижек на
газовых трубопроводах, показания указателей уровня, установ-
ленных на всех резервуарах, технологического оборудования,
вентиляторов, создающих подпор воздуха в переходных тамбу-
рах, датчиков сигнализатора загазованности, вторичный прибор
которого установлен в диспетчерской. В диспетчерской установ-
лено переговорное устройство и громкоговорящая связь
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
5. РАЙОННЫЕ БАЗЫ (ПУНКТЫ)
ГАЗОБАЛЛОННОГО ХОЗЯЙСТВА
Массовое использование сжиженных
газов для различных нужд народного хозяйства выдвигает еще
несколько форм централизованного распределения газа в насе-
ленных пунктах — без сооружения специальных ГНС В настоя-
щее время на территории СССР распределение сжиженных газов
осуществляется по различным схемам и в том числе с помощью
газонаполнительных пунктов (ГНП) и промежуточных складов
баллонов (ПСБ), при этом на ГНП предусматривается наполнение
баллонов сжиженными газами, поступающими с ГНС в автоцистер-
нах На ПСБ предусматривается хранение и распределение потре
бителям баллонов, наполненных сжиженными газами на ГНС
В составе ГНП должны предусматриваться резервуары для
хранения сжиженных газов или площадка для размещения авто-
цистерны, используемой в качестве резервуара для хранения га-
за, сливные колонки для слива сжиженных газов из автоцистерн
в резервуары, оборудование для наполнения баллонов из авто-
цистерн или резервуаров и слива из баллонов неиспарившихся
остатков, погрузочно-разгрузочные площадки для приема и от-
правки баллонов, площадки для складирования наполненных и
порожних баллонов (склад) В составе ПСБ должны предусмат-
риваться площадки для складирования наполненных и порожних
баллонов (склад) и погрузочно разгрузочные площадки для
приема и отправки баллонов
ГНП и ПСБ следует располагать в пределах территории на-
селенных пунктов, как правило с подветренной стороны для вет-
ров преобладающего направления по отношению к существую-
щим строениям Площадки для размещения ГНП и ПСБ сле-
дует предусматривать вблизи автомобильных дорог
Минимальные расстояния от ГНП и ПСБ до зданий и соору-
жении различного назначения следует принимать по табл 5 13
Расстояния от ГНП и ПСБ до здании и помещений электрорас-
пределительных устройств следует принимать в соответствии
с требованиями ПУЭ, утвержденными Минэнерго СССР
Размер площадок (складов) для размещения пустых и на-
полненных сжиженными газами баллонов следует определить из
расчета для ГНП — двухсуточной производительности, для
ПСБ — хранения 25 % числа баллонов обслуживаемых баллон-
ных установок
На рис 5 8 приведен генеральный план пункта обмена балло-
нов Институтом Укрнииинжпроект разработаны ГНП для 500,
1000, 3000 бытовых установок сжиженных газов На указанных
ГНП выполняются следующие операции прием сжиженных га
зов в автоцистернах и баллонах, прибывающих с ГНС, наполне
ние баллонов сжиженным газом из автоцистерн, хранение напол-
ненных и пустых баллонов, слив из баллонов неиспарившихся ос
татков, доставка наполненных баллонов потребителям, замена
238
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 8 1 енеральный план пункта обмена баллонов (ГНП)
1 — производственное здание 2 — служебно вспомогательное здание 3 — по
жарныи резервуар вместимостью 100 м3, 4 — колонки для слива газа 5 —
резервхар неиспарившихся остатков 6 — стоянка автомашин 7 — шкафная
установка
Рис 5 9 Генеральный план пункта об
мена баллонов (ПСБ)
пустых баллонов и их возврат на ГНП; профилактика газового
оборудования, установленного у потребителя; выполнение ава-
рийных заявок; мелкий ремонт и испытание регуляторов, венти-
лей и клапанов (без снятия с баллонов).
Таблица 5.13
Минимальные расстояния от ГНП и ПСБ до зданий
и сооружений
Число наполненных 50-л баллонов
на складе, м
Здания и сооружения До 400 От 400 до 1200 Свыше 1200 Независимо от вместимо- сти склада
Складские и производственные на тер- ритории ГНП и ПСБ 20 25 30 —
Жилые — — — 50
Общественные, не относящиеся к ГНП и ПСБ — — — 100
Промышленных, коммунальных и сельскохозяйственных предприятий —— — — 20
Примечания. 1. Для размещения на ГНП резервуаров для хранения га;а общей
вместимостью более 50 м' расстояния до ГНП следует принимать по табл. 5.1.
2. Допускается сокращать указанные для жилых зданий расстояния от ПСБ до
одноэтажных зданий садоводческих и дачных поселков нс более чем в 2 раза при условии
размещения на ПСБ не более 150 баллонов.
На рис. 5.9 приведен генеральный план пункта обмена бал-
лонов (ПСБ). Укрнииинжпроектом разработаны ПСБ на 500,
1000, 3000 бытовых установок сжиженных газов. На ПСБ выпол-
няются следующие операции: прием баллонов, прибывающих из
ГНС; хранение наполненных и пустых баллонов; доставка на-
полненных и возврат пустых баллонов на ПСБ.
Аналогично приведенным ПСБ институтом Мосгазниипроект
разработаны склады для хранения 50, 150, 200 баллонов со стен-
ками из металлической сетки и на 200, 400, 740 баллонов со
стенами из кирпича. Склады предназначены только для приема,
хранения, выдачи (без доставки) потребителям наполненных бал-
лонов и приема от них порожних баллонов (без выполнения ра-
бот по установке и профилактическому обслуживанию).
6. АВТОМАТИЗАЦИЯ И МЕХАНИЗАЦИЯ
ПРОЦЕССОВ НАЛИВА, СЛИВА
И ТРАНСПОРТИРОВКИ БАЛЛОНОВ
Баллононаполнительное отделение — од-
но из основных отделений ГНС. Оно оборудовано раздаточными
постами, которые в зависимости от числа заполняемых баллонов
бывают ручными, полуавтоматическими и автоматическими. При
наполнении до 200—500 баллонов в смену практикуется ручная
240
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
или полуавтоматическая разливка, при необходимости наполнять
свыше 500 баллонов в смену следует переходить на автоматиче-
скую разливку.
В наполнительном отделении ГНС выполняются следующие
операции: слив из баллонов неиспарившихся остатков, наполне-
ние баллонов газом, контроль степени наполнения баллонов,
контроль герметичности баллонов. Этими операциями занято бо-
лее 20 % численности рабочих ГНС.
Процесс наполнения баллонов состоит из двух операций: соб-
ственно наполнения и контроля количества залитого в баллон
сжиженного газа. Контроль количества газа в баллоне необхо-
димо выполнять с точностью, обеспечивающей безопасную экс-
плуатацию баллона и правильный расчет с потребителем со сто-
роны торгующей организации.
Количество заполняемого в баллон газа можно оценить взве-
шиванием или измерением объема жидкости. Поэтому разли-
чают весовой и объемный методы наполнения баллонов сжи-
женным газом. Весовой метод в настоящее время наиболее рас-
пространен как в СССР, так и за рубежом.
Наполнение баллонов ручным либо полуавтоматическим спо-
собом осуществляется на специальной рампе, вдоль которой
вмонтированы весовые установки. Пустые баллоны устанавли-
ваются на весовые установки. При помощи струбцины к штуцеру
баллона прикрепляется шланг от наполнительной рампы. Взве-
сив баллон, движок рейки весов устанавливают на цифру, ука-
зывающую массу баллона плюс массу допустимого количества
газа, затем пускают газ. Отсоединив струбцину, после наполне-
ния баллона необходимо проверить массу баллона и убедиться
в отсутствии утечки газа через клапан. Сняв баллон с весов, за-
глушают штуцер запорного устройства баллона и, открыв вен-
тиль или клапан на баллоне, проверяют его герметичность. Убе-
дившись в исправности, вентиль или клапан закрывают.
Применение струбцин (или наполнительных головок) облег-
чает и ускоряет процесс наполнения баллонов. Конструкция
струбцин зависит от типа запорного устройства баллона. Наи-
более совершенной для наполнения баллонов вместимостью 50 л,
оборудованных угловыми вентилями, является струбцина-зажим,
разработанная институтом Мосгазниипроект (рис. 5.10, а). По-
ступление сжиженного газа в штуцер вентиля баллона осущест-
вляется поворотом рукоятки на 90° от оси корпуса струбцины.
При наполнении баллонов вместимостью 5, 12, 27 л с клапанами
типа КБ используются наполнительные головки, разработанные
на львовском заводе «Газоаппарат» (рис. 5.10, б).
Мосгазниипроектом разработаны также конструкции при-
способлений для наполнения портативных баллонов.
Для присоединения к наполнительной рампе портативных
баллонов с самозапирающимися клапанами используются при-
способления в виде эксцентриковых струбцин, зажимающих уже
не запорное устройство, а весь баллон (рис 5 11, а) Приспособ-
241
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
а
б
Рис 5 10 Наполнительные устройства
а — струбцина зажим для наполнения баллонов с у1ловыми вентилями (1 — заглушка, 2 — прокладка 3 — муфта 4 — пружина, 5 — клапан,
6— уплотнитель 7 — накидная гайка 8—специальная гайка, 9 — резиновая прокладка, 10 — подставка // — регулировочный винт, 12 — ру-
коятка, 13— стойка 14 — уплотнение клапана 15 — болт, 16 — корпус 17 — накладка 18— рукоятка), б — наполнительная головка для балло-
нов сжиженного газа львовского завода «Газоаппарат» (1 — штуцер, 2 — прокладка 3, 8 — кольца 4 — гайка с клапаном, 5 — корпус 6 —
уплотнитель, 7 — пружина 9 — шарик)
Узел А
Рис 5 11 Приспособления для наполнения портативных баллонов
а — приспособление для наполнения малогабаритных баллонов с самозапирающимися кла
панами (/ — наконечник, 2 — прокладка резиновая, 3 — прокладка паронитовая, 4 — седло
клапана 5 — прокладка клапана, 6 — клапан, 7—пружина, 8 — прокладка регулировоч
пая, 9 — рукоятка эксцентрика, 10 — тяга, // — нажимное устройство /2 — кулачок, 13 —
направляющая, 14 — пружина, 15 — шайба, 16 — гайка /7 — стойка, /8 — площадка, 19 —
предохранительный штуцер 20 — вентиль на наполнительной рампе, 21 — запорное уст
Ройство баллона, 22 — гири, 23 — прижимная гайка запорного устройства 24 — нажимной
шток запорного устройства баллона) б — приспособление для наполнения портативных
баллонов (/ — эксцентрик, 2 — станина 3 — ручка, 4 — кольцо, 5 — резиновая трубка, 6 —
кронштейн 7 — встречный запорный клапан, 8 — наконечник, 9—присоединительный
шлаиг, 10 — портативный баллон)
243
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ление устанавливается на весы ВМЦ-10 и состоит из основания
18, прикрепляемого к площадке весов, стойки 17 с подвижной
частью, ввертываемой в стойку для подгонки по высоте баллона,
которая закрепляется гайкой 16. Направляющая кронштейна 13
поддерживается в верхнем положении пружиной 14 и может
перемещаться вниз при помощи нажимного устройства 11 руко-
яткой эксцентрика 9 и кулачка 12, соединенных тягой 10. Для
наполнения баллон устанавливают на весы с предварительно
взвешенным приспособлением. Затем определяют соответствие
массы баллона указанной на баллоне (при превышении массы
газ сливают). Рукояткой 9 прижимают кронштейн приспособле-
ния к клапану баллона 21, предварительно закрепив весы арре-
тиром, при этом наконечник 1 устройства входит в клапан, упи-
рается в гайку 23 и нажимает на шток клапана 24, открывая по-
следний. При дальнейшем движении кронштейна вниз клапан
приспособления 6 поднимается вверх и открывает доступ сжи-
женному газу в канал вдоль штока клапана и далее в баллон.
Резиновая прокладка 2 приспособления создает герметичность
соединения. Затем необходимо освободить арретир весов. При
достижении нужной массы заправленного баллона необходимо
резко поднять ручку 9. Кронштейн приспособления под дейст-
вием пружины 14 поднимется, пружина 7 закроет клапан, а шток
клапана 24 поднимется, и клапан тоже закроется. Наконечник
1 служит для регулирования размера открытия клапана баллона
и предохраняет его от поломки, что возможно при больших уси-
лиях, возникающих при повороте рукоятки эксцентрика 9. На-
полненные баллоны проверяются на отсутствие утечек путем
обмыливания мест, где возможны утечки. Однако на это затра-
чивается много времени и мыльной эмульсии. Иногда газ про-
ходит через корпус баллона, поэтому для определения утечек его
погружают в ванну.
На рис. 5.11, б представлен другой вариант приспособления,
предназначенный также для наполнения портативных баллонов
сжиженным газом. Работа выполняется следующим образом.
Баллон вставляется в корпус приспособления между эксцентри-
ком и кронштейном. В кронштейне закреплен клапан. Рукоятка
опускается вниз, и эксцентрик, соединенный с рукояткой, пово-
рачивается. Клапан баллона прижимается к клапану в крон-
штейне. Газ начинает поступать в баллон. Когда весы покажут
необходимую массу баллона с газом, рукоятка приспособления
поднимется вверх, клапан подачи газа и клапан баллона закро-
ются, и газ перестанет поступать в баллон. Баллон заполнен
и снимается с приспособления. Запорное устройство приспособ-
ления представляет собой обратный клапан от портативного
баллона, установленного в корпусе баллона. Клапаны открыва-
ются специальным сердечником, который расположен внутри
клапана приспособления. Когда клапан баллона прижимается
к клапану приспособления, сердечник упирается в штоки клапа-
нов, и они открываются, т. е. полость шланга, подающего газ из
244
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
газовой магистрали, соединяется с полостью заполняемого бал-
лона.
Использование на заправке обычных реечных медицинских
весов сдерживает темпы заправки, и рамповщику трудно следить
за несколькими весами, так как указатель перемещается в по-
следние секунды заправки, и когда рамповщик заметит это и по-
дойдет к весам, баллон переполнится. Использование при напол-
нении баллонов циферблатных весов увеличивает точность напол-
нения и ускоряет заправку баллонов, так как один рамповщик
может обслужить уже большее число весов. Заметив, что стрелка
подходит к требуемой массе (имеется дополнительная передвиж-
ная шкала, которую вручную устанавливают против деления, ука-
зывающего массу установленного баллона), рамповщик подхо-
дит к весам и отключает баллон при достижении необходимой
массы газа. В этом случае не приходится делать математические
вычисления, чго исключает ошибку в наполнении и убыстряет
работу.
Еще больше ускоряет работу автоматическое отключение
баллонов от рампы. Существует ряд конструкций для автомати-
ческого отключения поступления газа в баллон при достижении
требуемой заданной массы (механические, пневматические, элек-
тронные и др.) (рис. 5.12).
Одна из схем механической автоматики отключения с исполь-
зованием предохранительно-запорного клапана регуляторных
установок, разработанная Мосгазниипроектом, приведена на
рис. 5 12, а. Работает эта автоматика так. После установки тре-
буемой массы заправленного баллона и присоединения струб-
цины к вентилю баллона рамповщик поднимает молоточек 5,
зацепляя его за специально установленный выступ на весах. Мо-
лоточек 5 своей осью поворачивает отключающее устройство
крана 7 в положение «Открыто». Газ по шлангу 6 поступает че-
рез кран 7 на струбцину 1 и в баллон. При достижении заданной
массы коромысло весов 3 поднимается и стрелка поворачивает
выступ 4, молоточек 5 соскальзывает, поворачивается вниз и
прекращает поступление газа в баллон.
Схема пневматической автоматики представлена на рис.
5.12, б. Пока коромысло весов находится в нижнем положении,
когда баллон еще не заполнен, воздух из сопла С свободно выте-
кает в атмосферу. Как только баллон заполнится до установлен-
ной массы, коромысло поднимется, связанная с коромыслом весов
тарелка Т прикроет сопло С, давление в воздушном трубопроводе
поднимется и воздействует на мембранный клапан МК, послед-
ний закроется, и подача сжиженного газа прекратится.
Схема электронной автоматики показана на рис. 5.12, в.
Когда коромысло весов находится в нижнем положении, поток
света от осветительной лампочки Л попадает на фотоэлемент Ф;
реле при этом притягивает якорь, и контакты замыкаются, а элек-
тромагнитный клапан открывается и газ поступает в баллон Как
только баллон заполнится до установленной массы, коромысло
245
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 12 Автоматическое отключение подачи сжиженного газа при наполне-
нии баллонов
Способ а — механический, б — пневматический, в — электронный, / — струбцина, 2 — вен-
тиль баллона, 3 — коромысло весов, 4 — поворотное устройство, 5 — молоточек, 6 — шланг,
7 - кран
поднимется, связанная с коромыслом заслонка перекроет свето-
вой поток, реле отпустит якорь и электромагнитный клапан пе-
рекроет поступление газа в баллон
Весы могут быть и стрелочные, тогда фотореле работает на
отраженном свете. На стрелке весов устанавливается зеркальце.
При радиоактивном способе автоматического отключения по-
дачи сжиженного газа источник излучения располагается на
предельной высоте уровня сжиженного газа в запрещаемом бал-
лоне. Сжиженный газ, достигая предельного уровня, пересекает
луч гамма-излучения: в приемник начинает попадать вдвое
меньше излучения, и срабатывает реле, которое отключает элек-
тромагнитный клапан. Этот прибор дает возможность заправлять
баллоны без весов из любого резервуара и в любом месте, но
только одного стандартного размера.
Применяемый на ГНС станок для слива неиспарившихся ос-
татков сжиженного газа из баллонов является также примером
частичной механизации. Станок для опрокидывания баллонов
с ручным или электрическим приводом обычно устанавливается
у приямка (рис. 5.13). Баллоны помещаются в станок для опро-
кидывания, закрепляются попарно прижимами 6 при вращении
рукоятки и затем струбцинами и шлангами присоединяются
к сливной рампе При помощи электропривода или ручкой уп-
равления станок поворачивается, и баллоны опрокидываются
вентилями вниз. Подсоединение баллонов производится до опро-
кидывания, потому что некоторые вентили могут оказаться не-
исправными и в опрокинутом положении создадут протечку жид-
246
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 13 Станок для слива остатков сжиженною газа из баллонов
/ — рама основания, 2 — двигатель взрывозащищенный; 3—редуктор взрывозащищениый,
4 — червячная передача, 5 — ручка для ручного управления станком, (>--прижим, 7 — ру-
коятка, 8 — рама поворотная, 9— стойка, 10 — стр^ бцина зажим, 11 — шланг, 12 — вен-
тиль на сливной раме
кости. Сливная струя жидкости может облить сливщика балло-
нов и не позволит установить струбцину на вентиль При сливе
неиспарившихся остатков давление в сливаемом баллоне меньше,
чем в сливном резервуаре, и жидкость не потечет. Поэтому в сли-
ваемом баллоне приходится создавать давление при помощи
компрессора или сжатого азота из баллонов При подаче газа
следят за тем, чтобы давление на рампе не поднялось выше 1,6
МПа (обычно оно составляет 1,0—1,2 МПа). В это время газ
барботирует (пробулькивает) через жидкость в сливаемых бал-
лонах и создает в них давление. Окончание наполнения опре-
деляется на слух по прекращению булькания. После этого за-
крывается либо вентиль, идущий из компрессорного отделения,
либо вентиль от азотного баллона (при подаче давления азота),
а вентиль на сливной резервуар открывается, и жидкость из бал-
лонов давлением газа, как поршнем, выдавливается в сливной
резервуар. При сливе полных баллонов (при их неисправности)
из-за малого объема парового пространства в баллоне прихо-
дится неоднократно создавать в нем давление и сливать, т е
несколько раз переключать вентили от баллона азота или от
компрессора и вентиль на сливной резервуар в порядке, указан-
ном выше
Осуществляемый до недавнего времени разлив сжиженного
газа методом контроля за степенью наполнения на медицинских
весах примитивен, малопроизводителен и требует значительных
затрат физического труда Поэтому возникла необходимость ав-
томатизировать и механизировать процесс наполнения баллонов
247
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сжиженным газом. Автоматизация и механизация максимально
сокращает применение тяжелого непроизводительного ручного
труда, потери времени, связанные с остановкой процесса для
ручной обработки каждого баллона, значительно расширяет про-
изводственные возможности. Кроме того, внедрение автоматиза-
ции и механизации оказывает большое влияние на повышение
культуры и безопасности труда в газонаполнительных цехах.
В настоящее время разливка сжиженных газов с заполнением
значительного числа баллонов, свыше 500 в смену, осуществля-
ется на автоматических линиях.
Заполнение баллонов связано с проведением следующих опе-
раций (в указанной последовательности: разгрузка баллонов
с автомашин; перемещение их по разгруженной рампе; внешний
осмотр баллонов; определение наличия в баллонах тяжелых ос-
татков и отбор баллонов, направляемых на слив; заполнение
баллонов; транспорт баллонов к месту погрузки; погрузка на
автомашины. Применяемая принципиальная схема организации
производства представлена на рис. 5.14. Процесс механизации на-
полнения баллонов нашел свое конструктивное воплощение
в разработанных карусельных конвейерах для заполнения бал-
лонов. Карусельный газонаполнительный агрегат является важ-
нейшим звеном в плане широкой механизации и автоматизации
технологических процессов на ГНС. Карусельный агрегат раз-
работан из условия обеспечения поточной работы как в напол-
нительном отделении, так и на открытой площадке, предназна-
ченной для приема пустых и заполненных баллонов. Агрегат об-
служивают два оператора, два контролера и два подсобных
рабочих. На открытой площадке сосредоточено хранение пустых
и наполненных жидким газом баллонов. Загрузку и разгрузку
открытой площадки производят грузчики, прикрепленные к авто-
машинам. Первый подсобный рабочий загружает напольный
конвейер баллонами, подлежащими наполнению, второй — раз-
гружает наполненные газом баллоны, подлежащие отправке по-
требителю. Первый контролер проверяет наличие в эксплуати-
руемых баллонах остатков сжиженного газа, второй — проверяет
герметичность вентиля наполненного баллона и производит конт-
рольное взвешивание. Первый оператор присоединяет прижим
(шланг) к баллону, задает на циферблатной головке весовой уста-
новки конечную массу баллона и открывает вентиль с помощью
пневматического приспособления, второй — производит закрытие
вентиля и отсоединяет прижим шланга. Первый и второй опера-
торы в случае надобности могут остановить карусельный агрегат.
Таким образом, идея механизации и автоматизации процесса
наполнения баллонов сжиженным газом нашла свое конструк-
тивное воплощение в различных отечественных конструкциях.
Карусельный газонаполнительный агрегат (рис. 5.15), раз-
работанный институтом Мосгазниипроект, состоит из следующих
элементов: карусельной установки с весовыми автоматами за-
полнения /, загрузочного 8 и разгрузочного 9 устройств, двух
248
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 14 Схема организации производства по обслуживанию карусельного
газонаполнительного агрегата
/ — первый контролер, 2 — второй контролер, 3 — первый оператор, 4 — второй оператор,
5 — первый подсобный рабочий, 6 — второй подсобный рабочий, 7 — площадка с пустыми
баллонами, 8 — площадка с наполненными баллонами, 9 — поступление пустых баллонов,
10 — отгрузка наполненных баллонов
комплектов контрольных весов 13, двух рольгангов 7 и 10, меха-
низма вращения карусели 6 и двух напольных конвейеров. Вра-
щающаяся карусельная установка представляет собой несущую
площадку, на которой установлены 20 комплектов весовых авто-
матов заполнения 1. Карусель позволяет наполнять баллоны
вместимостью 27 и 50 л как с запорным устройством типа обрат-
249
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 15 Карусельный
газонаполнительный агре-
гат КГА-МГП-5
реходит к следующему
ный клапан, так и с угловым вентилем.
Автомат заполнения предназначен для
автоматического заполнения баллонов
до заданной оператором массы Автомат
(рис. 5.16) состоит из переконструирован-
ных циферблатных весов типа ВЦП-25,
позволяющих взвешивать баллоны мас-
сой до 100 кг, блока автоматики и пнев-
матической струбцины. Эти приборы ра-
ботают от сжатого воздуха.
После загрузки баллона на площадке
автомата заполнения оператор присоеди-
няет к вентилю баллона быстродействую-
щую пневматическую струбцину; при
этом автоматически открывается клапан
струбцины, и сжиженный газ поступает
к вентилю. Затем оператор открывает
вентиль, задает на циферблатной головке
требуемую конечную массу брутто и пе-
баллону. При достижении в баллоне за-
данной массы толкатель, сидящий на оси стрелки весов, касается
рычажка датчика, открывается заслонка датчика и подается им-
пульс на исполнительный элемент автомата — клапан-отсекатель
мембранного типа. При этом надмембранное пространство кла-
пана-отсекателя сообщается с атмосферой. Создаваемое мембраной
усилие пропадает, и клапан под воздействием обратной пружины
закрывается, прекращая дальнейшее поступление газа в баллон.
По мере подхода весовой площадки к разгрузочному устройству 9
второй оператор закрывает вентиль баллона и отсоединяет пнев-
Рис 516 Схема автомата наполнения
1 — пневматическая струбцина, 2 — вакуумный фильтр, 3 — редук-
тор давления воздуха, 4 — клапан-отсекатель, 5 — датчик, 6 — тол-
катель, 7 — вентиль баллона, 8—мембрана, 9—шкала установки
массы
250
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
матическую струбцину. Одновременно закрывается клапан струб-
цины, препятствуя выходу сжиженного газа от соединительных
шлангов в атмосферу. После удаления баллона с площадки ав-
томата заполнения толкатель возвращается в исходное положение.
Заслонка закрывает отверстие датчика под действием чувстви-
тельной возвратной пружины. Надмембранное пространство кла-
пана-отсекателя разобщается с атмосферой и через дроссель на-
полняется сжатым воздухом. Мембрана отсекателя давит через
шток на клапан, открывая свободный проход сжиженному
газу.
Пневматическая струбцина предназначена для подсоединения
вентиля баллона к наполнительным коммуникациям и последую-
щего его отсоединения. Она позволяет быстро и без физических
усилий оператора подключать наполнительные шланги к вен-
тилям баллонов, обеспечивая при этом полную герметичность.
После отключения струбцины имеющийся в ней клапан закрыва-
ется, разобщая внутреннюю полость шлангов, в которой нахо-
дится сжиженный газ, с атмосферой. При этом исключается не-
обходимость в установке специальных отключающих вентилей
или кранов.
Механизм вращения карусели состоит из электродвигателя 3
во взрывозащищенном исполнении мощностью 1,7 кВт с часто-
той вращения 930 об/мин, четырехступенчатой коробки перемены
передач 4, червячно-планетарного редуктора 5 с передаточным
числом 200 и блока открытых передач с передаточным числом
10. Все перечисленные элементы монтируются на специальных
рамах п соединяются между собой карданным валом и соедини-
тельными муфтами. Наличие коробки перемены передач позво-
ляет получать требуемую частоту вращения карусели в зависи-
мости от вместимости заполняемых баллонов. Один оборот кару-
сели может длиться от 2,9 до 10,5 мин.
При помощи загрузочного устройства 8 автоматически осу-
ществляется загрузка пустых баллонов на вращающуюся кару-
сель. Загрузочное устройство устанавливает баллоны в гнездо
каждого весового автомата таким образом, что как только ось
гнезда весового автомата подойдет к оси приводного рольганга
7 на 150 мм, толкатель начнет подавать баллон с рольганга
к вращающейся карусели. Когда ось гнезда весового автомата
подходит к оси рольганга, цикл подачи заканчивается. Баллон
находится в гнезде весового автомата, и толкатель останавли-
вается, запирая тем самым самопроизвольное перемещение сле-
дующего баллона.
Благодаря разгрузочному устройству 9 наполненные сжижен-
ным газом баллоны после закрытия вентиля и отсоединения пнев-
матической струбцины автоматически снимаются с вращающейся
карусели. Исполнительным механизмом разгрузочного устрой-
ства является пневматический цилиндр двойного действия. На
конце штока пневмоцилиндра укреплен специальный захват, кото-
рый снимает баллоны с вращающейся карусели и устанавливает
251
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
их на неприводной рольганг 10 На рольганге баллоны передви-
гаются за счет усилия пневмоцилиндра
За период эксплуатации приведенных карусельных агрегатов
был выявлен ряд недостатков В настоящее время выпускаются
аналогичные по конструкции описанным малогабаритные кару
сельные газонаполнительные агрегаты КГА-МГП 8М для напол-
нения 27- и 50-л баллонов, заложенные в действующие типовые
проекты ГНС, со следующей технической характеристикой
Производительность 240 бал/1 для 27 л 220 бал/ч — дпя 50 л балто
нов число автоматов наполнения 12, обслуживающий персонал 2 чело
века рабочее давление газа до 1,6 МПа, рабочее давление воздуха
0,5 МПа, расход воздуха 1 5 м3/мин, мощность электродвигателя привода
агрегата (исполнение В2Б, БАО 21 6, п=930 об/мин) 0,8 кВт, диаметр
установки 2600 мм, масса 1368 кг, наполнение баллонов автоматическое,
операции загрузки и разгрузки выполняются вручную, воздух на агрегат
должен подаваться без влаги и маета
На рис 5 17 представлена установка для наполнения балло-
нов с неподвижной рампой УНБН-1, разработанная институтом
Гипрониигаз со следующей технической характеристикой
Производительность 75 бал/ч вместимость заполняемых баллонов
50 л, обслуживающий персонал 2 человека, наибольшее число одновре
менно заполняемых баллонов 6, рабочее давление в пневмосистеме 0 15—
0 2 МПа рабочее давление сжиженного газа до 1 6 МПа, габаритные
размеры 4550X700X1850 мм, масса 472 кг
Установка имеет шесть устройств для одновременного напол-
нения баллонов Основой конструкции установки является каркас,
на котором смонтированы все механизмы В конструкцию каж-
дого наполнительного устройства входят зажим со шлангом,
люлька для установки баллона, клапан отсекатель, весовое уст-
ройство и клапан сброса Опускание люлек в исходное нижнее
положение и поднятие их после установки баллонов производятся
поворотом ручки весового устройства Для контроля и управления
работой установка имеет манометры 7, регулятор давления 5, за-
порный фланцевый вентиль 8 и цапковые угловые вентили Весо-
вое устройство 6 предназначено для взвешивания баллона при
его наполнении сжиженным газом и включения клапана сброса
пневмодавления в момент достижения баллоном с газом заданной
массы Весовое устройство состоит из коромысла с грузами, кла-
пана сброса со шкалой, подвижного шкворня, рычага подъема
Работа установки осуществляется следующим образом Бал-
лон 1, подлежащий наполнению, устанавливается на люльку 3
Подвижный груз ставится на деление шкалы, соответствующее
суммарной массе порожнего баллона (масса баллона с вентилем)
и норме сжиженного газа, которую необходимо залить в банлон
На вентиль баллона надевается зажим 2 со шлангом и ручкой
Весовое устройство вместе с люлькой поднимается вверх В таком
положении весового устройства клапан сброса закрыт и сжатый
воздух из пневмосистемы поступает под мембрану клапана-отсека-
теля 4 Под действием давления воздуха мембрана перемещается
252
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сл
оэ
Рис 5 17 Установка для наполнения баллонов с неподвижной рампой УНБН 1
вверх и через шток поднимает клапан, открывая отверстие для
прохода сжиженного газа Последний из коллектора через
шланг и зажим начинает поступать в наполняемый баллон. По
мере поступления в баллон сжиженного газа масса баллона уве-
личивается и он вместе с люлькой начинает опускаться вниз. Ко-
нец коромысла, к которому присоединена люлька, также опуска-
ется вниз, поворачиваясь на призме Противоположный конец
коромысла при этом поднимается вверх. Вместе с коромыслом
поднимаются приваренный к нему кронштейн и толкатель. Когда
коромысло займет горизонтальное положение и конец его встанет
против надписи «'Наполнено», толкатель перестанет прижимать
клапан к корпусу. Под давлением воздуха клапан поднимается,
и между ним и корпусом образуется зазор, в который устремля-
ется воздух из пневмосистемы. Из-за стравливания воздуха па-
дает давление под мембраной клапана-отсекателя. Под действием
давления сжиженного газа, усилия пружины и упругости мем-
браны клапан вместе со штоком опустится вниз и перекроет от-
верстие для поступления газа в баллон Поворотом ручки люлька
с наполненным баллоном опускается вниз, и наполненный баллон
заменяется порожним.
Во избежание переполнения баллона при дозировании по обь-
ему, а также перед ремонтом и переосвидетельствованием балло-
нов необходим 100 %-ный слив сжиженного газа из баллонов.
В настоящее время известно следующее отечественное обору-
дование для слива остатков газа, которое может быть рекомендо-
вано для эксплуатации.
Станки ОЛМ-ООО и ОЛМ1-000, разработанные институтом
Южпиигипрогаз для слива газа из баллонов и устанавливаемые
на ГНС обычно в приямках, имеют поворотные люльки, подсое-
динительные головки, переключающие краны, указатели оконча-
ния слива и следующую техническую характеристику
Тип обслуживаемых баллонов 50 л (ОЛМ-ООО) и 27 л (ОЛМ1 000),
габаритные размеры 2300X2545X1400 мм (ОЛМ-ООО) и 1590X2545 X
1100 мм (ОЛМЬООО), масса 190 кг (ОЛМ-ООО) и 175 кг (ОЛМ1-000),
производительность станка слива с помощью компрессора для 50 л бал
лонов 40 бал/ч, для 27-л баллонов 51 бал/ч, слив с помощью вакуумна-
соса для 50 л баллонов 51 бал/ч, для 27 т баллонов 48 бал/ч
Узлы и детали станка располагаются (рис 5 18) на вертикаль-
ной раме 2, которую устанавливают на полу или закрепляют на
стене. На станке имеется шесть откидывающихся люлек 1. Каж-
дое гнездо оборудуется головкой и краном переключения комму-
никаций 3. Слив баллонов на станке может производиться как
в резервуар, паровая фаза из которого отсасывается компрессо-
ром, так и с помощью вакуумнасосов. Оборудование для вакууми-
рования смесей пропан-бутанов в отечественной практике от-
сутствует, поэтому следует ориентироваться на вариант слива
с помощью компрессора. Типовая сборка станка выполняется
в соответствии с расчетным распределением баллонов по типам,
а именно- четыре гнезда для 27-л баллонов и два гнезда для
254
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 18 Станок для слива остатков сжиженного газа
ОЛМ и 0ЛМ1
50-л баллонов. В зависимости от конкретного соотношения балло-
нов на ГНС конструкция станка позволяет на месте за счет ис-
пользования прилагаемых к станку дополнительных двух комп-
лектов для 27-л баллонов и четырех комплектов для 50-л балло-
нов выполнить переоборудование станка с любым соотношением
гнезд, вплоть до возможности отработки только одного типа бал-
лонов (вместимостью 27 или 50 л)
При контроле наполнения баллонов сжиженным газом могут
применяться как весовой, так и объемный методы контроля При
весовом методе используется накопитель с автоматическим уст-
ройством для взвешивания баллонов, разработанный ЦНИПР ПО
«Центргаз» Накопитель предназначен для 100 %-ного контроль-
ного автоматического взвешивания баллонов вместимостью 27
и 50 л после их заполнения на карусельных агрегатах или руч-
ным способом при их движении по конвейерам различных типов.
Накопитель (рис. 5 19) состоит из сварной рамы / прямоугольного
сечения, приводной 2 и натяжной 3 станций и привода 4, состоя-
щего из редуктора и электрического двигателя (п= 1420 об/мин,
N= 1,5 кВт) На валах приводной и натяжной станций установ-
лено по две звездочки, между которыми натянуты два ряда це-
пей 5 с шагом /=78,1 Движение цепей между станциями осу-
ществляется по направляющим На валах редуктора в приводной
станции находятся звездочки (соответственно 2=14 и 16), кото-
рые соединены роликовой цепью с шагом 25,4 мм Линейная ско-
рость составляет 6,7 м/мин
Автоматическое устройство для контрольного взвешивания
баллонов встроено в накопитель и закреплено на платформе ци-
ферблатных весов 6, которые устанавливаются под накопителем
в приямке Автоматическое устройство представляет собой раму
размером 360X420 мм, на которой устанавливаются два пневмо-
255
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 5.19. Накопитель с автоматическим устройством для взвешивания
баллонов.
цилиндра 7 двойного действия с площадкой 8 для подъема и
спуска баллонов при их взвешивании. Между двумя накопителями
крепится на кронштейн рычаг 9 длиной 350 мм, соединенный
с воздушным краном управления 10 типа В74-21. К крану управ-
ления посредством резиновых шлангов подводится воздух давле-
нием 0,4—0,6 МПа для управления пневмоцилиндрами и воздух
давлением 0,1—0,12 МПа для управления рычагом. После запол-
нения баллона последний поступает на накопитель и, двигаясь по
цепям, наезжает на рычаг и утапливает его вместе со штоком
крана управления. Кран открывает доступ воздуха в верхние по-
лости пневмоцилиндров. Поршни цилиндров, опускаясь, увлекают
за собой площадку автоматического устройства весов, которая ус-
танавливается на 5—8 мм выше верхней кромки цепей. Баллон
продолжает движение и выходит из соприкосновения с рычагом.
Рычаг вместе со штоком крана управления поднимается, кран
открывает доступ воздуха в нижние полости пневмоцилиндров.
Площадка вместе с баллоном поднимается над цепями, и осу-
ществляется процесс взвешивания до того момента, пока очеред-
ной баллон не надавит на рычаг. После этого весовая площадка
со взвешиваемым баллоном опускается. Баллон садится на цепи
и уходит с автоматического устройства, а очередной баллон уста-
навливается на весовую площадку.
В настоящее время на ГНС значительная часть сжиженного
газа отпускается потребителям в баллонах. Выпуск оборудования
для транспортировки баллонов на ГНС не удовлетворяет потреб-
ности газовых хозяйств, в результате этого на многих ГНС пере-
мещение баллонов выполняется вручную. Необходимо, чтобы ос-
новную роль в транспорте баллонов выполняли конвейеры, тем
более что механизация и автоматизация погрузочно-разгрузочных,
транспортных и складских работ является одной из крупнейших
256
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
проблем, неразрывно связанных с интенсификацией и повышением
эффективности производства.
Для транспорта газовых баллонов применяется два типа кон-
вейеров— напольные и подвесные. Напольные конвейеры опира-
ются на пол цеха или укладываются на полу в специальном же-
лобе. Тяговым механизмом является цепь. Использование конвей-
ера допускает остановки баллонов с проскальзыванием цепи. Ос-
тальные конструкции напольных конвейеров позволяют создавать
ответвления от конвейера, благодаря чему при отбраковке балло-
нов не нарушается ритм работы главного конвейера. Кроме того,
напольные конвейеры могут транспортировать разнотипные бал-
лоны.
Подвесные конвейеры транспортируют баллоны подвешенными
к кареткам тяговой цепи. Несущей частью таких конвейеров явля-
ются каретки, движущиеся по монорельсовому основанию. Тяговое
усиление создает цепь или стальной канат.
Для транспорта баллонов на ГНС применяется несколько кон-
струкций конвейеров. Пластинчатый напольный конвейер КНП
предназначен для перемещения порожних или наполненных бал-
лонов вместимостью от 5 до 50 л. Все узлы конвейера имеют не-
большую высоту, рабочая цепь укладывается в борозде пола цеха,
а опоры под баллонами устойчивы при любых поворотах. Конвейер
допускает различные варианты конфигурации, выбираемые заказ-
чиком в зависимости от условий применения. Общий вид конвей-
ера представлен на рис. 5.20.
Конвейер состоит из приводной станции 1, расположенной
в точке его проектной траектории, натяжной станции 2, осущест-
вляющей натяжение ветви цепи всего конвейера, концевой замы-
кающей цепи (секции) 3, линейных секций 4, из которых состав-
ляется несущая грузовая часть всего конвейера, нескольких пово-
ротных станций 5, число которых определяется числом поворотов
тяговой цепи конвейера или отклонением ее от прямолинейного
направления, тяговой цепи 6, оси роликов которой расположены
в вертикальной плоскости. На звеньях тяговой цепи шарнирно на
пальцах укреплены несущие пластины 7, на которые устанавли-
ваются баллоны. Несущие пластины скользят по боковым дере-
вянным брусьям, воспринимают вес полезного груза и удерживают
цепь от скручивания. Тяговая цепь по всей длине уложена в на-
правляющий швеллер 8 и движется в пазу, который образован
двумя деревянными брусками, скрепленными с полками швеллер-
ной дорожки. Приводная станция предназначена для привода цепи
конвейера в прямом и реверсивном направлении.
Натяжная станция состоит из звездочки и натяжного узла, осу-
ществляющих натяжение цепи конвейера. На пунктах изменения
траектории цепи устанавливают поворотные станции. Некоторые
узлы унифицированы с узлами натяжной станции.
Техническая характеристика: вместимость перемещаемых баллонов
5—50 л; скорость движения цепи 0,067 м/с; максимальная длина кон-
вейера по периметру при одной приводной станции 100 м; тяговой
9 Заказ № 614 257
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
45650
258
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Вад Г
Д-Д
Направление движения
цепи.
^=<0
Ц
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ю
СП
В ручье условно
не показана цепь
с пластинами
Рис 5 20 Напольный пластин-
чатый конвейер КНП
элемент конвейера — цепь тяговая В1100-12,5, тип электродвигателя
ВАО-41-6, мощность электродвигателя 3 кВт, частота вращения элек-
тродвигателя 1100 об/мин, тип мотор-редуктора ВД-У-М, радиус поворо-
тов в горизонтальной плоскости 257,5 мм, максимально допустимая на-
грузка на цепь 2,5 тс, разрывное усилие цепи 12,0 тс, шаг звена цепи
100 мм, диаметр несущих пластин конвейера 320 мм, производительность
конвейера 420—970 бал/ч, масса узлов конвейера без секций 1450 кг
Конвейер универсальный Баллоны можно устанавливать на
любом его участке, при этом несущие пластины цепи, благодаря
особенности своей конструкции, проскальзывают под баллонами.
Электрооборудование конвейера выполнено во взрывозащищенном
исполнении. В конвейере КНП отсутствует нерабочая холостая
ветвь (для нее не требуется траншей), что отличает этот кон-
вейер от других.
На ГНС находят применение механизмы для транспорта бал-
лонов от мест выгрузки баллонов из автотранспорта до наполни-
тельных и ремонтных отделений. Для этой цели, как было указано
ранее, могут быть использованы напольные иди подвесные кон-
вейеры Однако процесс погрузки баллонов в автотранспорт и
их выгрузки на эстакады ГНС до настоящего времени, как пра-
вило, выполняется вручную со значительными затратами физи-
ческого труда.
Следовательно, телескопический цепной конвейер (рис. 5 21),
предназначенный для погрузочно-разгрузочных работ непосредст
венно с платформы грузового автомобиля, безусловно представ-
ляет интерес. Вылет телескопического транспортера может быть
до 6 м Погрузочно-разгрузочные работы осуществляются следу-
ющим образом. К платформе под разгрузку подъезжает задом
грузовой автомобиль и с помощью телескопического конвейера
без каких-либо усилий начинается разгрузка пустых баллонов,
которые сразу же идут на сортировку и наполнение За счет вы-
двигания телескопического вылета конвейера в глубь кузова до-
стигается миинимум перекантовок баллонов непосредственно в ку-
зове автомобиля Погрузка автомобиля наполненными баллонами
осуществляется таким же образом Производительность одного та-
кого конвейера может достигать 1500 бал/ч Главным элементом
конвейера является специальная стальная цепь, уложенная в на-
Рис 5 21 Телескопический цепной конвейер.
260
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
правляющих желобах. Она обеспечивает нормальную работу как
на прямолинейных, так и на криволинейных участках пути. Во
избежание искрообразования и сведения до минимума износа
цепи последняя непрерывно автоматически смазывается специаль-
ной эмульсией. Большим преимуществом этих конвейеров явля-
ется возможность скапливать баллоны в любом месте конвейер-
ной линии за счет скольжения цепи без остановки конвейера.
Это бывает особенно необходимо при выполнении таких техноло-
гических операций, как отвинчивание или навинчивание защит-
ных колпаков, испытание на плотность запорных устройств, т. е.
в таких случаях, когда может задержаться движение баллонов.
7. МЕХАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНЫХ
И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ РАБОТ НА ГНС
В целях продления срока службы бал-
лонов, находящихся в эксплуатации, последние (в зависимости от
состояния покрытия) периодически должны очищаться от старой
краски и коррозии и заново перекрашиваться.
Кроме того, через каждые 5 лет баллоны подлежат обязатель-
ному техническому переосвидетельствованию, каждые 2,0—2,5 года
баллоны красят, у 5 % баллонов ежегодно производится подварка
башмаков и воротников, 1—2 раза в год ремонтируют запорно-ре-
дуцирующие устройства. Одновременно на ГНС техническому
переосвидетельствованию и ремонту ежегодно подлежит 7—8 млн.
баллонов. Для выполнения этих работ необходимо сооружение спе-
циализированных отделений, оснащенных высокопроизводитель-
ным оборудованием.
На действующих в настоящее время ГНС отделения для ре-
монта баллонов расположены в нескольких небольших по пло-
щади помещениях, что затрудняет внедрение механизации.
Создание и внедрение на ГНС высокопроизводительного обо-
рудования и средств механизации для ремонта и переосвидетель-
ствования баллонов с применением поточной технологии позволит
устранить на многих операциях ручной труд, уменьшить стоимость
ремонта, гарантировать хорошее техническое состояние парка
баллонов, обеспечить бесперебойное газоснабжение потребителей
и безопасность эксплуатации баллонов.
Причинами преждевременного выхода из строя баллонов бы-
вают, как правило, механические повреждения корпуса и резьбы
горловины и коррозионные повреждения наружной и внутренней
поверхности металла корпуса.
Механические повреждения баллонов происходят в резуль-
тате неосторожного обращения при ручных способах погрузки и
выгрузки на транспортные средства, при транспортировке без
предохранительных устройств и при случайном падении во время
наполнения и ремонта.
Коррозионные повреждения происходят: на наружной поверх-
ности— от воздействия атмосферы, на внутренней — от воздей-
ствия сероводорода и других вредных примесей в газах.
261
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Осмотр баллонов производится в насосно-наполнительном от-
делении при их поступлении. Выбракованные баллоны направ-
ляют на слив остатков газа и освобождение от паровой фазы и
в энергомеханическое отделение для ремонта и переосвидетель-
ствования.
Станки для вывертывания и ввертывания запорных устройств
баллонов по внешнему виду напоминают вертикально-сверлиль-
ный станок. В верхней части станины станка размещен механизм
вращения ключа, а в нижней части — устройство для крепления
баллона. На ключе (рис. 5.22, а), разработанном институтом
Гинпрониигаз, баллон зажимается вручную механическими тис-
ками, а операции по установке и снятию запорных устройств осу-
ществляются быстросъемной головкой, установленной на подвиж-
ном вертикальном валу, связанном с электроприводом. В набор
входят сменные головки для подсоединения к вентилям различ-
ных размеров.
Техническая характеристика: вместимость обслуживаемых баллонов —
27 и 50 л; производительность 33 бал/ч; частота вращения вала
54,1 об/мин; мощность электродвигателя 3,5 кВт; габаритные размеры
1111X550X2430 мм; масса 318 кг.
На рис. 5.22, б показан ключ КМ.БК-04 конструкции Гипронии-
газа, предназначенный для ввертывания и вывертывания клапа-
нов баллонов вместимостью 5 л при замене клапана, а также ре-
монте и освидетельствовании баллонов на ГНС. На механическом
ключе баллон зажимается пневматическими тисками 1. Головка
Рис. 5.22. Ключ механический для ввертывания и вывертывания
а — вентилей баллонов КМВБЛ-04; б —клапанов типа КБ КМБК-04.
262
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ключа надевается на клапан, ввертывание клапана в баллон
продолжается до тех пор, пока крутящий момент на ввертывании
не уравняется с крутящим моментом, на который отрегулирована
муфта электропривода 6. В этот момент электродвигатель авто-
матически выключается. Ключ предназначен для ввертывания
и вывертывания клапанов типа КБ. В конструкции ключа пред-
усмотрены сменные головки 2 и 3 для клапанов. Головка связана
с валом 4.
Техническая характеристика: вместимость обслуживаемых баллонов
5 л; производительность 55 бал/ч; тип электропривода ЭВ-25М-П; крутя-
щий момент при ввертывании клапанов 25 кгс-м; установленная мощ-
ность 1,7 кВт; частота вращения рабочего вала 64 об/мин; механизм за-
жима баллонов пневматический; давление сжатого воздуха 0,4 МПа (наи-
меньшее); габаритные размеры 885X731X980 мм; масса 190 кг.
На рис. 5.23 показаны станки для пропарки баллонов ПСМ
и ПСМ.1 конструкции института Южниигипрогаз. Станки одно-
типные, по конструктивному исполнению имеют поворотные
люльки. К подсоединительной головке каждой люльки подклю-
чают горловиной баллон. Головка имеет трубку подачи пара и
коллектор отвода конденсата. Пропаривание баллонов произво-
дится в положении горловиной вниз. Основные части станка:
кран управления 1, реле 2, люлька 3. Станок ПСМ предназначен
для обработки 50-л баллонов, ПСМ1—для 27-л баллонов. Каж-
дое из гнезд оборудовано откидной люлькой со встроенной голов-
кой для подачи пара внутрь баллона и отвода конденсата. У каж-
дого гнезда имеется кран подачи пара. На станке устанавливают
устройство, позволяющее выполнять групповое включение и вы-
ключение кранов. Типовая сборка станка выполняется в соответ-
ствии с расчетным распределением баллонов по типам, а именно:
два гнезда для 27-л баллонов и два гнезда для 50-л баллонов, и
должна комплектоваться дополнительно узлами для возможности
работы его только с 50- или 27-л баллонами.
Техническая характеристика: вместимость обслуживаемых баллонов
27 и 50 л; габаритные размеры ПСМ— 1550X3000X1600 мм, ПСМ1 —
1220x3000X1600 мм; производительность, бал/ч; 50-л баллонов—16,
27-л баллонов — 22; масса, кг: ПСМ-253, ПСМ1—210.
Обычно наружную поверхность баллонов защищают от корро-
зии путем окраски, однако имеют место случаи, когда на старую
краску и слой ржавчины наносят новую краску. Такая форма за-
щиты не может, естественно, обеспечить длительную защиту от
коррозии и придать баллонам удовлетворительный товарный вид.
Поэтому для обеспечения требуемого качества особое внимание
необходимо уделять вопросам очистки от ржавчины и старой
краски, мойки, покраски и сушки баллонов.
На рис. 5.24 показана установка для очистки наружной по-
верхности 50-л баллонов УНОБ-04, разработанная Гипрониигазом.
Установка позволяет выполнять очистку баллонов химическим
способом. В качестве химического реагента применяют 20 %-ный
263
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 23 Станок для пропарки баллонов ПСМ и ПСМ1
раствор едкого натра с последующей промывкой баллонов горя-
чей водой. Установка имеет щелочную 2 (с роторным колесом)
и моечную 7 ванны, загрузочное устройство 3 и пульт управления.
Работа на установке производится в такой последовательности.
На стол загрузки 3 укладывают баллоны вентилями в правую
сторону и включают электродвигатели мешалки и привода. По
мере ухода баллонов со стола загрузки в гнездо ротора 4 щелоч-
ной ванны 2 производят новую загрузку баллонов на стол. Спустя
20 мин после пуска установки в работу открывают кран для по-
ступления горячей воды в душирующее устройство 6 моечной
ванны. Через каждые 4 мин из установки выходит очищенный
баллон.
Техническая характеристика тип основного механизма — ротор с го-
ризонтальной осью вращения, химический реагент — 20 %-ный раствор ед-
кого натра, установленная мощность 1,7 кВт, производительность 15 бал/ч,
габаритные размеры 4540X2655X2200 мм, масса 1760 кг
Рис 5 24 Установка для очистки наружной поверх-
ности баллонов вместимостью 50 л УНОБ-04.
264
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Однако применение указанного способа
химической очистки баллонов от краски
пока ограничено из-за значительных труд-
ностей, связанных с канализированием
сточных вод в условиях ГНС и необходи-
мостью принятия защитных мер для де-
талей, изготовленных из цветных метал-
лов.
На рис. 5.25 показана установка для
мойки баллонов конструкции института
Мосгазниипроект. Установка предназна-
чена для наружной мойки грязных балло-
нов, а также для мойки после очистки от
старой краски и коррозии. Установка
представляет собой металлическую про-
ходную камеру /, через которую про-
ходят баллоны 2, подвешенные на ка-
ретки подвесного конвейера. Сопла 4
внутри камеры установлены таким обра-
зом, что разбрызгиваемая вода промывает
баллон со всех сторон. Вода подается
центробежным насосом из бака 5, распо-
ложенного в нижней части камеры. Гряз-
ная вода стекает в этот же бак и после
отстоя и прохождения через фильтр снова
подается насосом к соплам. Бак постоянно
Рис. 5.25 Установка для
мойки баллонов.
наполняется чистой
водой из водопровода. Во избежание перелива бака уровень воды
регулируется поплавковым клапаном. В нижнем баке устроен
сливной патрубок, через который по мере надобности удаляется
загрязненная вода. Во избежание попадания брызг воды в ре-
монтное отделение в установке устроены входные и выходные
двухсекционные двери.
Техническая характеристика: вместимость промываемых баллонов 27
и 50 л; производительность 40 бал/ч; габаритные размеры 2400 XI200 X
Х2700 мм; масса 1000 кг.
После мойки баллоны должны быть осушены. Установка для
сушки баллонов после мойки представляет собой камеру, через
которую проходят мокрые баллоны, подвешенные на подвесном
конвейере. Сушка баллонов производится горячим воздухом, ко-
торый нагнетается вентилятором через паровой калорифер, смон-
тированный на верху камеры. Для достижения наилучшего кпд
установок обычно применяется принцип рециркуляции воздуха.
Корпус камеры выполнен из блоков с тепловой изоляцией.
На рис. 5.26 показана полуавтоматическая установка для ок-
раски наружной поверхности баллонов, разработанная Мосгаз-
ниипроектом. Установка представляет собой металлическую про-
ходную камеру /, через которую проходят баллоны, подвешенные
на подвесном конвейере. Камера освещается светильником 2.
26&
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
4
Рис 5 26 Полуавтоматическая установка для окраски баллонов
Баллоны, проходя камеру, получают вращательное движение от
шестерни подвески баллона, которая входит в зацепление с рей-
кой, установленной внутри по всей длине камеры. Благодаря
этому поверхность баллона окрашивается равномерно. Баллон
окрашивается краскораспылителем через проем в фасадной части
камеры К пистолету краска поступает под давлением из краско-
нагнетателя. Чтобы распыленная краска не попадала в помеще-
ние, устроена вытяжная вентиляция. До вентилятора 4 загрязнен-
ный воздух проходит гидрофильтр 5, который задерживает взве-
шенные частицы краски. Это предотвращает засорение краской
отводящих воздуховодов. Гидрофильтр состоит из форсунок, рас-
пыляющих воду и образующих водяную завесу. К форсункам вода
подается насосом 8 из бака 9, в который стекает загрязненная
краской вода. В специальных отстойниках краска улавливается
и периодически удаляется. Бак постоянно пополняется чистой во-
дой. Необходимый уровень воды в баке обеспечивается наличием
поплавкового клапана 7. Нижняя часть баллона вместе с башма-
ком окрашивается путем окунания в поддон, установленный перед
266
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
камерой по ходу движения баллонов. Вентилятор и водяной насос
вращаются электродвигателями 3 и 6
Техническая характеристика вместимость окрашиваемых баллонов
27 и 50 л, производительность до 40 бал/ч, вместимость красконагнета-
геля 20 л, рабочее давление воздуха для красконагнетателя 0,3 МПа,
расход воздуха 12 м3/ч, тип вытяжного вентилятора ЭВР-5, мощность
электродвигателя 4,5 кВт, расход воды 0,9 м3/ч, тип насоса для рецирку-
ляции воды 2к-6а, мощность электродвигателя для насоса 2,8 кВт, габа-
ритные размеры 2300X1600X3500 мм, масса 1500 кг
В настоящее время производство этих установок еще не на-
лажено.
На рис. 5.27 показана конвективная сушильная установка кон-
струкции Мосгазниипроекта. Сушильная установка представляет
собой трехходовую проходную камеру, через которую движутся
окрашенные баллоны, подвешенные на подвесном конвейере
Сушка баллонов осуществляется горячим воздухом, который на-
гнетается в камеру вентиляторами через три паровых калори-
фера. Для увеличения времени сушки конвейер внутри камеры
имеет три изгиба, образующих петли. Горячий воздух поступает
в камеру через воздуховоды прямоугольного сечения, имеющие
ряд задвижек, позволяющих регулировать количество поступаю-
щего воздуха Для достижения высокого кпд установки применен
принцип рециркуляции воздуха. Корпус установки теплоизолиро-
ван шлаковатой Установка состоит из камеры 1, теплоизоляции 2,
вентилятора 3, калорифера 4, монорельса подвесного конвейера 5,
поворотной звездочки 6, задвижки для регулирования подачи го-
рячего воздуха 7.
Рис 5 27 Установка для сушки баллонов после окраски
267
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Техническая характеристика: вместимость осушаемых баллонов 27 и
50 л, производительность до 40 бал/ч; число калориферов 3; тип калори-
фера ПНМ-2; число вентиляторов 3; тип вентилятора ЭВР-3; число элек-
тродвигателей 3; мощность электродвигателя 1 кВт; расход пара 4,5 кг/ч,
давление пара 0,17 МПа; средняя температура сушки 100 °C; габарит-
ные размеры 5200x2800x3300 мм; масса 5000 кг.
На рис. 5.28 и 5.29 показаны устройства для гидравлических
испытаний баллонов и пневматической проверки плотности по-
садки клапанов, разработанные Гипрониигазом. Устройства пред-
назначены для испытания баллонов вместимостью 5 л. Гидравли-
ческое давление 2,4 МПа создается в баллоне пневмогидроусили-
телем. Заполнение водой емкости и удаление ее после испытания
производятся сжатым воздухом через сифон. Устройство укомп-
лектовано десятью сифонами, которые ввертываются и выверты-
ваются на механическом ключе КМБК- Устройство состоит из сле-
дующих основных частей: емкости для воды 1, каркаса 2, органов
управления 3, пневмоцилиндра 4, коллектора 5, сифона 6, крон-
штейна 7 для установки баллона, пневмогидроусилителя. Сжатый
воздух подается в баллоны через струбцины, устанавливаемые
на клапаны баллона. Утечка воздуха из баллонов определяется
по пузырькам воздуха в водяной ванне.
Техническая характеристика: число одновременно испытываемых бал-
лонов при гидроиспытаниях 1, при пневмоиспытаниях 4; производитель-
ность устройства для гидроиспытаний 13, для пневмопроверки 28 бал/ч,
давление сжатого воздуха при пневмопроверке 1,6 МПа; давление сжа-
того воздуха для работы устройства гидроиспытаний 0,5 МПа; давле-
ние жидкости при гидроиспытаниях 2,5 МПа; габаритные размеры устрой-
ства для гидроиспытаний 1335X575X1683 мм и для пневматической про-
верки 1150X500X1475 мм; масса устройства для гидроиспытаний 265 и
для пневмопроверки 134,5 кг.
На рис. 5.30 показан стенд, предназначенный для гидравли-
ческого испытания баллонов и проверки плотности соединения
запорных устройств с баллонами вместимостью 27 и 50 л, разра-
ботанный Гипрониигазом. Стенд карусельного типа, двухпозици-
онный, снабжен специальной головкой с телескопической трубкой
для гидроиспытания и принудительного удаления воды из бал-
лона после испытания. Ввертывание и вывертывание баллонных
запорных устройств, а также головки для гидроиспытания осу-
ществляются от электроприводов ЭВ-80П. Головка ключа быстро-
съемная. Управление исполнительными органами осуществляется
с пульта управления. На раме пульта установлен гидронасос
ГН-60, имеющий привод от пневмоцилиндра. Вода нагнетается
в баллон под давлением до 2,5 МПа. Слив воды из баллона осу-
ществляется через телескопическую трубку за счет подачи в бал-
лон воздуха давлением 0,4—0,6 МПа. Слив воды из баллона
можно производить опрокидыванием баллона в тисках.
Техническая характеристика: тип стенда карусельный; пробное давле-
ние 2,5 МПа; рабочее давление 1,6 МПа; производительность 7 бал/ч;
268
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
4
Рис 5.28. Устройство для гидравлического испытания
баллонов
Рис. 5 29. Устройство для пневмопроверки плотности по-
садки клапанов
Рис. 5.30 Стенд для гидравлического испытания балло-
нов вместимостью 27 и 50 л.
давление при пневмоиспытании 1,6 МПа; крутящий момент при вверты-
вании запорных устройств и головки для гидроиспытания 48 кгс-м; габа-
ритные размеры 2875X1470X2240 мм; масса 1170 кг.
Кроме приведенных в качестве примеров конструкций имеется
целый ряд устройств, разработанных различными организациями
СССР, которые не вошли в данную главу, в том числе станок
Южниигипрогаза, предназначенный для нанесения надписи «Про-
пан», комплект приспособлений КПРК-09 конструкции Гипронии-
газа, предназначенный для ремонта запорных клапанов в усло-
виях ГНС, и др.
Для транспорта баллонов в ремонтном отделении могут быть
использованы подвесные, напольные конвейеры и пневматический
подъемник.
Подвесной конвейер предназначен для транспортировки бал-
лонов через вышеописанный комплекс технологических проходных
камер. Основные технологические узлы конвейера — приводная
и натяжная станции, поворотное и подвесное устройства, тяговая
цепь и двухтавровая балка. При помощи приводной станции при-
водится в движение конвейер с заданной скоростью. Она состоит
270
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
из электродвигателя, коробки скоростей, понижающего червячно-
планетарного редуктора, соединительных муфт и блока открытых
передач.
Натяжная станция обеспечивает определенное натяжение тяго-
вой цепи и состоит из натяжной тележки и винта.
Поворотное устройство, представляющее собой звездочку, за-
крепленную в опорной плите, обеспечивает требуемые повороты
конвейерной линии в помещении и камерах.
Подвесной конвейер предназначен для подвески баллонов и
включает в себя два катка: профильную двухтавровую балку и
узел захвата баллона.
Напольный конвейер служит для транспортировки окрашен-
ных баллонов из ремонтного отделения в наполнительное и об-
ратно. Устройство его аналогично устройству погрузочного и раз-
грузочного конвейеров карусельного агрегата.
Пневматический подъемник служит для автоматического подъ-
ема баллона к узлу захвата подвесного конвейера и его съема
после ремонта. Он состоит из платформы для размещения бал-
лона, воздушного пневмоцилиндра и трехходового крана управ-
ления.
Все технологические камеры объединены подвесным цепным
конвейером, оборудованным пневматическим подъемником.
Поточную линию обслуживают два человека: один из них обе-
спечивает подачу к пневмоподъемнику, подвеску и съем с конвей-
ера баллона, второй обеспечивает обслуживание оборудования
линии
Следует обратить внимание на целесообразность внедрения
в настоящее время новой простой технологии, основанной на при-
менении грунта-преобразователя ржавчины, наносимого на бал-
лон, покрытый старой краской и ржавчиной, с целью упрощения
процессов автоматизации и механизации ремонта баллонов и про-
дления срока их эксплуатации. В ее основе использование в каче-
стве защитного слоя наружной поверхности баллона путем хими-
ческой обработки ржавчины и старой краски специальным грун-
том-преобразователем ржавчины, представляющим собой суспен-
зию пигментов в пластифицированной поливинилацетатной эмуль-
сии с добавкой в качестве растворителя соответствующего про-
цента ортофосфорной кислоты.
Нанесение грунта на ржавую поверхность баллона (и со ста-
рой краской) позволяет после его химического воздействия и вы-
сыхания превратить продукты коррозии железа в химически стой-
кие нерастворимые соединения, получить весьма прочную пленку
из пленкообразующих пигментов, входящих в состав грунта.
Испытания грунта-преобразователя ржавчины показали хоро-
шие результаты при обработке баллонов, поверхность которых
полностью или частично покрыта ржавчиной.
Нанесение грунта на поверхность баллона допустимо разными
методами, в том числе кистью, распылением пистолетом и оку-
нанием.
27!
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Грунт не является веществом с повышенной вредностью и по-
жароопасностью, работы с ним могут производиться без специаль-
ных мер защиты.
Технологическая схема с механизацией на поточной линии всех
операций по очистке и покраске баллонов с применением грунта-
преобразователя ржавчины показана на рис. 5.31. Баллоны, тре-
бующие ремонта, после их освидетельствования поступают на кон-
вейер, проходят через камеру мойки, устройство для покрытия
грунтом-преобразователем ржавчины, после покрытия грунтом
баллоны по конвейеру поступают в камеру окраски, из нее в су-
шильную камеру, после сушки — на установку для нанесения
надписи на баллоне, затем — на разгрузочную платформу. Поточ-
ную линию обслуживают два человека.
Применение указанной технологии позволит коренным обра-
зом улучшить качество защиты баллонов от коррозии; увеличить
срок службы лакокрасочного покрытия при хорошей степени за-
щиты от коррозии; упростить технологию окраски баллонов за
счет исключения операций по очистке и сушке баллонов после их
мойки; исключить ручной труд при удалении ржавчины и старой
краски с баллонов, а также за счет использования на операциях
по грунтовке и окраске наиболее производительного метода нане-
сения покрытия обливанием; избежать накопления и утилизации
вредных веществ — щелочи, ржавчины, старой краски; полностью
механизировать на поточной линии и автоматизировать процессы
защиты баллонов от коррозии, покраски, мойки, сушки и транс-
портировки баллонов; повысить производительность труда по срав-
нению со всеми методами ремонта баллонов, применяемыми в на-
стоящее время в нашей стране и за рубежом; увеличить срок экс-
плуатации баллонов не менее чем в 2 раза; получить значитель-
ный экономический эффект за счет упрощения технологии окраски
баллонов, исключения операции по очистке поверхности баллонов
272
Рис. 5 31. Технологическая схема автоматизированной
поточной линии по ремонту баллонов с применением
грунта-преобразователя ржавчины ВА-1ГП.
1 — конвейер; 2 — камера мойки баллонов; 3 — камера окраски
грунтом; 4 — камера окраски, 5 — сушильная установка; 6 —
станок для автоматического нанесения трафарета, 7 — при-
водная станция.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
от старой краски и ржавчины, мойке и сушке, увеличения срока
эксплуатации баллонов после мойки и сокращения объемов произ-
водственных площадей для ремонта при строительстве ГНС.
Данный метод целесообразно внедрить на заводах-изготовите-
лях баллонов, так как грунт-преобразователь ржавчины ВА-1ГП
рекомендуется под окраску и в качестве первого грунтового слоя
для подготовки поверхностей различных металлоконструкций,
изготовленных из черных металлов, в том числе: для межопера-
ционного хранения и на период транспортировки; в качестве ат-
мосферостойких систем лакокрасочных покрытий, а также для
подготовки под окраску поверхностей металлоконструкций под-
земных сооружений с высокими защитными свойствами и анти-
коррозионной защиты стальных резервуаров, предназначенных
для хранения жидких топлив.
8. ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСОВ
И КОМПРЕССОРОВ
На ГНС для перемещения сжиженных
газов используются в основном насосы и компрессоры, лишь не-
значительное число ГНС для перемещения газа использует сжа-
тый природный газ, испарители и др.
При нормальной работе ГНС компрессоры используются для
слива сжиженного газа из прибывающего транспорта (железнодо-
рожных и автомобильных цистерн) способом выдавливания; соз-
дания необходимого подпора для нормальной работы насосов; от-
сасывания остаточных паров из опорожненных цистерн и резерву-
аров хранилищ.
Остальные операции осуществляются с помощью насосов.
Иногда для указанных целей могут быть использованы ком-
прессоры.
Насосы и компрессоры, предусматриваемые для перемещения
жидкой и паровой фаз сжиженных газов по трубопроводам ГНС,
должны быть специально предназначенными или пригодными для
их перекачки. Компрессоры могут быть заменены испарителями
сжиженных газов.
Насосы и компрессоры следует, как правило, размещать в за-
крытых отапливаемых помещениях. Допускается, однако, их раз-
мещение на открытых площадках под навесами из несгораемых
материалов только при условии их размещения в районах, в кото-
рых климатические условия позволяют обеспечить нормальную ра-
боту устанавливаемого оборудования и обслуживающего пер-
сонала.
Пол помещения или открытой площадки, где размещаются на-
сосы и компрессоры, должен предусматриваться на отметке, пре-
вышающей прилегающую к ним территорию на 0,15 м.
Насосы и компрессоры должны устанавливаться на фундамен-
тах, не связанных с фундаментами другого оборудования и сте-
нами здания.
273
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При размещении в один ряд двух и более насосов или комп-
рессоров необходимо предусматривать:
— ширину основного прохода по фронту обслуживания не менее 1,5 м;
— расстояние между насосами не менее 0,8 м;
— расстояние между компрессорами не менее 1,5 м;
— расстояние между насосами и компрессорами 1 м;
— расстояние от насосов и компрессоров до стен помещения 1 м.
Всасывающие и нагнетательные патрубки насосов и компрес-
соров должны быть оборудованы запорными устройствами, а на-
гнетательные патрубки — обратными клапанами.
Перед насосами должны предусматриваться фильтры с проду-
вочными свечами, за насосами на напорных трубопроводах — про-
дувочные свечи, которые допускается объединять со свечами от
фильтров. Напорный коллектор насосов должен быть оборудован
дифференциальным клапаном, соединенным перепускной линией
с трубопроводом от базы хранения.
На всасывающих линиях компрессоров должны предусматри-
ваться конденсатосборники, а на нагнетательных линиях за комп-
рессорами— маслоотделители. Конденсатосборники должны иметь
дренажные устройства.
Передачу от электродвигателей к насосам и компрессорам сле-
дует предусматривать при помощи упругих соединительных муфт,
редукторов или клиноременных передач, однако при условии, что
их конструкция исключает возможность искрообразования. Пре-
дусматривать плоскоременную передачу не допускается.
Насосы и компрессоры должны быть оборудованы автомати-
кой, отключающей электродвигатели при недопустимых измене-
ниях параметров, обеспечивающей нормальную работу насосов
и компрессоров, а также в случае необходимости при превышении
уровня в отделителях жидкости.
Насосы для перекачки сжиженных углеводородных газов.
В настоящее время перекачка сжиженных газов специальными
насосами является одним из самых распространенных методов
перемещения газов. Применение насосов на ГНС и ГНП упро-
щает технологическую схему слива и налива, снижает размер
капиталовложений, значительно уменьшает расход электроэнер-
гии. Для перекачки сжиженных газов используются насосы самых
различных видов: вихревые, центробежные, поршневые, шестерен-
ные и т. д. На ГНС применяют насосы, специально предназначен-
ные для сжиженных газов, а также насосы, работающие на «го-
рячих» нефтепродуктах, и химические насосы, предназначенные
для перекачки легкокипящих жидкостей.
При перекачке сжиженных газов необходимо проводить меро-
приятия, которые предотвращали бы образование паров или воз-
вращали пары (если они образовались) в хранилище. Насосы
должны быть установлены так, чтобы обеспечить избыточное
давление над упругостью паров перед насосом. Это может быть
достигнуто более высокой установкой резервуаров хранилища по
отношению к насосам, а также путем применения компрессоров
274
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
для создания избыточного давления в резервуарах или примене-
ния инжекторов и испарителей, позволяющих поддерживать избы-
точное давление перед насосами. Кроме того, необходимо помнить,
что всасывающий трубопровод насоса должен иметь минимальное
сопротивление и необходимые специальные сальниковые уплотне-
ния повышенной надежности, так как вязкость сжиженных газов
значительно меньше по сравнению с вязкостью других жид-
костей.
Выбор типа насоса зависит от рабочих условий, т. е. от требуемой подачи,
напора и температуры. Насос необходимо подобрать так, чтобы обеспечить мак-
симально возможную подачу его при работе на данной системе. Напор насоса
определяется по формуле
Н = (р2 — Р1)- Ю6/р + Ла — /11Н- Лтр),
где Н — необходимый напор насоса в метрах столба перекачиваемой жидкости;
pz — максимальное абсолютное давление над поверхностью жидкости в резер-
вуаре, куда производится перекачка, МПа (для сжиженных газов это давление
равно упругости насыщенных паров при максимальной температуре); pi — мак-
симальное абсолютное давление в расходном резервуаре, равное упругости на-
сыщенных паров при минимальной температуре, МПа; р — плотность жидкости,
кг/м3; hz—hi — разность отметок поверхностей сжиженного газа в расходном и
приемном резервуарах, м; Лтр — полная потеря на трение по всему пути от
приемного до расходного резервуара, м.
Основным фактором, ухудшающим работу как динамических,
так и объемных насосов, является кавитация, т. е. возникновение
в жидкости газовых пузырьков — каверн при уменьшении давле-
ния ниже упругости паров и дальнейшее их смыкание (конденса-
ция) после попадания в область высокого давления. В районе
смыкания пузырька происходит сильный гидравлический удар.
При возникновении кавитации уменьшается подача, напор и кпд
насоса, а при сильно развитой кавитации происходит срыв ре-
жима работы насоса. Кроме того, кавитация является основной
причиной разрушения деталей насосов, регулирующих и запор-
ных вентилей, а также других элементов системы, в которых
вследствие гидравлических сопротивлений создается опасность
резкого повышения давления. Отрицательное влияние кавитации
состоит также в усилении шума и в возникновении вибрации на-
соса, вызывающей нарушение герметичности соединений трубо-
проводов и утечки сжиженных газов.
Насосы на ГНС перекачивают насыщенные или близкие к со-
стоянию насыщения сжиженные газы, поэтому они должны быть
устойчивы к кавитации на различных режимах работы. Для ра-
боты насоса без кавитации необходимо, чтобы минимальное дав-
ление на всасывающей линии всегда превышало критическое, за
которое обычно принимают давление насыщенного пара жидкости
(упругость паров):
Рн^>Руп«
Давление на всасывающей линии, Па,
р« = Руп + А/гр—w2p/(2g)—Арвс,
где руп —давление упругости паров, Па; Д/г — геометрический под-
275
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Пор на всасывании, м; w — скорость потока на всасывающей ли-
нии, м/с; р — плотность жидкости, кг/м3; Дрвс— гидравлическое
сопротивление всасывающего трубопровода насоса, Па.
Кавитация возникает в области пониженного давления, когда
запас механической энергии (подпор) на входе в насос меньше
минимально необходимого: АЛ = (рп—руп + Дрвс)/р + w2/(2g)
Здесь Д/гМин=Д^ — допустимый кавитационный запас, т. е. пре-
вышение удельной энергии жидкости во всасывающем патрубке
насоса над энергией, соответствующей давлению насыщенных
паров жидкости при температуре перекачки.
Кроме того, необходимо помнить, что насосы для сжиженных
газов не могут работать, когда уровень жидкости в резервуаре
ниже уровня всасывающего патрубка насоса. При подземном рас-
положении резервуаров на всасывающей линии насоса происхо-
дит интенсивное испарение жидкости с большим увеличением ее
объема, в результате чего насос «срывает» и жидкость не пода-
ется.
Для нормальной работы насос должен быть всегда залит
перекачиваемой жидкостью, т. е. необходим подпор. Создание
подпора на всасывающей линии насоса принципиально возможно
осуществить заглублением насосной (как это осуществляется
в ряде зарубежных стран), поднятием резервуара, установкой
газоотделителя-сепаратора и включением специальных устройств,
повышающих давление перед насосом (компрессоров, испарите-
лей, инжекторов).
Чтобы производительность и напор сохранялись неизменными, частота
вращения двигателя должна быть постоянной. Потребляемая мощность пред-
ставляет собой мощность на валу насоса, измеряемую в киловаттах. Мощность
определяется по универсальным характеристикам или по формуле
N = <?Яр/(3670т]).
где Q — подача насоса, м3/ч; Н — напор в метрах столба подаваемой жидкости;
р — плотность подаваемой жидкости, кг/м3; т] — кпд насоса, соответствующий
подаче Q, принимаемой по его характеристике.
На характеристиках приведена величина потребляемой мощности для пере-
качки жидкости, имеющей плотность 1 кг/л.
Мощность, потребная в фактических условиях, определяется по формуле
N'=Np'/p, где N— мощность насоса, соответствующая его характеристике; р' —
плотность перекачиваемой жидкости; р — условная плотность, равная 1,0 кг/л.
Для повышения надежности работы насосов на ГНС жела-
тельно, чтобы каждый насос имел индивидуальный всасывающий
трубопровод. Несколько насосов на общем всасывающем трубо-
проводе часто является причиной взаимных помех из-за срыва
струи на одном из них при изменении рабочих условий. Всасы-
вающий трубопровод по возможности необходимо выполнить
прямым с некоторым уклоном в сторону насоса, при минималь-
ном количестве устанавливаемой арматуры. Диаметр всасываю-
щего трубопровода насоса также влияет на работу насоса: при
малом диаметре повышается сопротивление сети, а при боль-
шом — наблюдается значительное закручивание потока перед вхо-
276
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
дом в насос, вплоть до образования у стенок трубопровода обрат-
ных токов. Оптимальная скорость потока во всасывающем трубо-
проводе не должна превосходить 0,8—1,0 м/с. Не рекомендуется
применять как меньшую, так и большую скорость потока.
Насосы, работающие на сжиженных газах, всегда должны
находиться под заливом. Уровень жидкости в насосе должен кон-
тролироваться поплавковым датчиком уровня, который отклю-
чает электродвигатель насоса от сети при опасном понижении
уровня.
На напорной линии насоса устанавливается обратный клапан
для предотвращения обратного тока жидкости и связанного с ним
обратного вращения вала насоса при наличии неплотностей в за-
пирающей задвижке.
Для уменьшения чрезмерного повышения давления в установ-
ках с насосами объемного типа целесообразно предусмотреть
предохранительный клапан, который при определенном давлении
сбрасывает или возвращает во всасывающую магистраль пере-
качиваемую жидкость.
У насосов, особенно объемного типа, на всасывающей линии
должен быть установлен фильтр для предотвращения попадания
в рабочие органы посторонних предметов, например остатков
сварки, могущих привести к аварийной ситуации.
При выборе арматуры необходимо обращать внимание на
эксплуатационную безопасность, простоту обслуживания, надеж-
ность уплотнения в процессе эксплуатации, малые потери давле-
ния и простоту ремонта. Кроме того, арматуру следует выбирать
с учетом допускаемого давления, температуры и свойств сжижен-
ных газов.
Во избежание гидравлических ударов открывание и закрыва-
ние задвижек и вентилей должно быть плавным, без рывков.
Необходим постоянный контроль рабочих параметров сжижен-
ных газов (давление, температура, уровень).
Для насосов для сжиженных газов должна быть предусмот-
рена надежная защита против опасного контактного напряжения,
т. е. проводник хорошей проводимости, связанный с землей или
защитной системой заземления. Провод заземления насосного
агрегата желательно заметно окрасить. Вблизи насосов должны
быть установлены кнопки для их аварийной остановки. Привод
насоса во всех случаях должен быть во взрывозащищенном ис-
полнении не выше В-2Б.
В настоящее время промышленностью выпускается несколько
типов насосов, разработанных специально для перекачки сжи-
женных газов, в том числе насосы С-5/140М, С-5/140 и вертикаль-
ные насосы типа ХГВ.
Насос С-5/140М (рис. 5.32, а) — многоблочный вихревой. Вса-
сывающая камера в нем расположена со стороны электродвига-
теля, что создает условия работы торцового уплотнителя под
Давлением всасывания, рабочее колесо посажено на консольный
вал электродвигателя, корпус насоса прикреплен к фланцу
277
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
360
Рис. 5 32 Насосы для сжиженных углеводородных газов
а — С-5/140М; б — моноблочный С-5/140, в — характеристика насоса С-5/140 при /=15,6 вС
(р =506 кг/м’) и р=0,75 МПа (сплошной линией показана рекомендуемая зона работы
насоса).
278
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
электродвигателя. Кроме того, всасывающая камера отлита
вместе с крышкой шарикоподшипника электродвигателя.
Насос С-5/140 (рис. 5.32, б) самовсасывающий, с подачей
5 м3/ч и напором 140-м столба перекачиваемой жидкости, состоит
из электродвигателя 1, всасывающей камеры с входным патруб-
ком 2, рабочего колеса 3. Напорный канал 4 выполнен в корпусе
насоса 5 и сообщается с напорным патрубком через окно 6 Пере-
качиваемая жидкость из всасывающей камеры подводится через
окно 7 к рабочему колесу 3, укрепленному на консольном валу 9
электродвигателя. При включении электродвигателя жидкость
поступает на лопатки рабочего колеса, увлекается им вместе
с жидкостью, заполняющей напорный канал 4 и через окно 6 под
напором выбрасывается в напорный патрубок. Вал электродвига-
теля имеет одинарное торцовое уплотнение, состоящее из свободно
перемещающейся по валу стальной втулки 10 и неподвижной
бронзовой втулки 11. На рабочей поверхности стальной втулки
наплавлен твердый сплав. Под действием пружины 8 обе втулки
постоянно находятся в контакте, что обеспечивает герметичность
уплотнения при неработающем насосе. В период работы насоса
кроме пружины 8 герметичность создается еще и избыточным
давлением жидкости на приеме насоса. Работа насоса характери-
зуется рис. 5 32, в. Техническая характеристика насосов С-5 при-
ведена в табл. 5.14.
Таблица 5.14
Техническая характеристика насосов типа С-5
Характеристика ' С-5 140 М С-5 140
Подача, м3/ч 5 5
Напор, м столба перекачиваемой жидкости 140 143
Максимальная высота всасывания, м —4,5 От 0 до +2
Мощность двигателя, кВт 8 8
Частота вращения, об/мин 1450 2150
Пробное давление, МПа 3,6 2,5
Число ступеней 8 1
Диаметр патрубков (всасывающего и на- 40/40 40/40
гнетательного), мм
ВНИИгидромашем разработана конструкция химических гер-
метичных вертикальных насосов, которые в исполнении 4 предна-
значены для перекачки жидких углеводородов. Особенностью этих
насосов является то, что в едином агрегате объединяются элек-
тродвигатель и центробежный насос. Электронасосы ХГВ в испол-
нении 4 предназначены для установки в помещениях всех клас-
сов, где возможно образование взрывоопасных концентраций
газовоздушных смесей до категории III групп Г включительно.
279
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Нижняя часть I электронасоса (рис. 5.33) — собственно вер-
тикальный центробежный консольный насос, расположенный под
электродвигателем 11. Насос и электродвигатель соединены на
фланцах 4. Рабочие колеса посажены на свободный конец вала
двигателя. Перекачиваемая жидкость по подводу 6 (расположен-
ному сверху насоса) поступает к рабочему колесу первой сту-
пени насоса 15, затем в направляющий аппарат 14 и к рабочему
колесу второй ступени 13 (для многоступенчатых насосов к рабо-
чим колесам следующих ступеней). Из последней ступени, пройдя
направляющий аппарат, жидкость поступает в кольцевую ка-
меру 11 и напорный патрубок 10. Всасывающий и напорный па-
трубки расположены горизонтально и направлены в разные сто-
роны. В целях разгрузки насоса от радиальных сил после каж-
дой ступени поставлены направляющие аппараты, а для разгрузки
от осевой гидравлической силы в рабочих колесах имеются раз-
грузочные отверстия. Диаметры же уплотняющих щелей разные.
Внизу на корпусе насоса имеется фланец 9 для установки элек-
тронасоса на фундамент или балки. За напорным патрубком на-
соса ставится фильтр, корпус которого служит продолжением
напорного патрубка. Часть жидкости, проходящей через напор-
ный патрубок, проходит через сетку фильтра, поступает в охлади-
тель (на рисунке не показан), затем в нижнюю часть электро-
двигателя через штуцер 16. Конструктивно охладитель представ-
ляет собой емкость, заполненную хладагентом. Внутри емкости
помещены два змеевика, по которым протекает охлаждаемая жид-
кость (часть перекачиваемой жидкости). Насос снабжается трех-
фазным электродвигателем II, предназначенным для работы
в продолжительном номинальном режиме от сети переменного
тока напряжением 220 или 380 В. Причем электродвигатель ДГВ
конструктивного исполнения 4 может быть использован для ра-
боты только в сборе с центробежным насосом, ибо при работе че-
рез двигатель циркулирует часть перекачиваемой жидкости, слу-
жащей для охлаждения двигателя и обеспечивающей работу опор.
Перекачиваемая жидкость протекает в щели между ротором и
статором двигателя, снимая основную часть тепла, выделяюще-
гося в двигателе. Затем жидкость из-под крышки двигателя 18
поступает в рубашку статора 2, расположенную на внешнем его
диаметре, и снимает остальное тепло, главным образом тепло,
выделяющееся со спинки статора. В крышке двигателя имеется
штуцер 1, к которому присоединяется трубопровод для отвода
воздуха и паров при заполнении электронасоса жидкостью и от-
вода жидкости и паров во время работы электронасоса. Штуцер 19
служит для отвода жидкости из-под крышки двигателя к шту-
церу 17, связанному с рубашкой статора. Следует помнить, что
запуск электронасоса в работу недопустим, если из него не уда-
лены полностью воздух, газ и пары и он не заполнен перекачи-
ваемой жидкостью.
Техническая характеристика насосов типа ХГВ приведена
в табл. 5.15,
280
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 5 33. Химический
герметичный вертикаль-
ный насос ХГВ.
I — вертикальный центро-
бежный консольный насос;
II — трехфазный электро-
двигатель ДГВ; 1 — штуцер
выходной; 2 — рубашка
статора; 3 — штуцер вход-
ной; 4 — фланцы для сое-
динения насоса с электро-
дви! ателем; 5 — втулка; 6 —
всасывающий патрубок; 7 —
кольцо прокладки; 8 —
шпилька, 9 — фланец опо-
ры, 10 — напорный патру-
бок, 11 — кольцевая камера;
12 — кольцо уплотняющее;
13, 15 — колеса рабочие,
14 — аппарат направляю-
щий; 16 — штуцер охлаж
денной жидкости, 17 — шту-
цер входной рециркуляции
жидкости, 18 — крышка
двигателя, 19 — штуцер —
выходной рециркуляции
жидкости.
Компрессоры и испарители для перекачки паров сжиженных
газов. В настоящее время специальных компрессоров, рассчи-
танных на компрессирование сжиженных газов, промышленность
не выпускает. Для перекачки паров сжиженных газов используют
аммиачные компрессоры одноступенчатого и двухступенчатого
сжатия. Можно использовать аммиачные компрессоры, если они
рассчитаны по механической прочности для работы на давление
281
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ьэ Таблица 5.15
Техническая характеристика вертикальных насосов типа ХГВ
Электронная библиотека http://tgv.khstu.:
Тип насоса Подача, м3/ч Напор, м столба перекачивае- мой жидкости Минимально допустимый под пор на всасывании (сверх уп- ругости паров), м столба жид- кости Максимальное давление в по лости насоса, МПа Максимальная плотность пе- рекачиваемой жидкости, кг/м3 Характеристика двигателя Габаритные размеры насоса, мм Масса агрегата, кг
Мощность на валу, кВт Частота вращения, об мин Напряжение, В Длина Ширина Высота
1,5ХГВ-6ХЗА-2,8-4 8,6 53,3 3 5,0 500 2,8 2820 380 1025 912 1080 330
2ХГВ-5Х2А-7-4 19,8 88,0 5 5,0 500 7,0 2850 380 500 950 550 1180 450
ЗХГВ-7Х2А-10-4 45,0 90,0 5 5,0 500 10,0 2850 380 500 950 580 1200 480
2ХГВ-6Х2А-4,5-4 19,8 61 6 3 3,0 690 4,5 2770 380 726 455 1095 360
4ХГВ-6АХ-40-4 90,0 80,0 5 5,0 500 40,0 2900 380 500 1540 1690 1555 847
Примечание Буквы и цифры, составляющие марку насоса, означают впереди стоящая цифра — диаметр всасывающего патрубка,
дюймы; X — химический, Г — герметичный, В — вертикальный, следующая цифра (5, 6 или 7) —удельная быстроходность, уменьшенная в 10
раз; затем цифра 2 — двухколесный, А — углеродистая сталь, цифры 2, 8, 4, 5, 7, 10 и 40 — мощность электродвигателя (кВт), 4—исполнение
насоса для сжиженных газов и сред, близких к ним
до 1,6 МПа. Применение воздушных и других компрессоров не-
допустимо. Ввиду отсутствия специализированных компрессоров
для перекачки паров сжиженных газов широкое применение полу-
чили поршневые прямоточные аммиачные компрессоры АВ-22,
АУ-45, АВ-100, АУ-200. Их техническая характеристика приве-
дена в табл. 5.16.
В настоящее время отечественные заводы прекратили выпуск
компрессоров АВ-100 и АУ-200. Вместо указанных компрессоров
освоен выпуск компрессорных агрегатов марок А-110, А-165,
А-200. Компрессорные агрегаты с автоматическим регулирова-
нием хладопроизводительности предназначены для работы в со-
ставе стационарных аммиачных машинных установок.
Таблица 5.16
Техническая характеристика поршневых прямоточных
аммиачных компрессоров
А В-22 АУ 45 АВ -100 АУ-200
Показатель Частота вращения вала, об мин
960 1440 910 1440 720 960 980
Число цилиндров Ход поршня, мм Объем описываемый порш- нями, м3/ч Диаметр цилиндров, мм Подача по пропану, кг/ч, при давлении всасывания, МПа- 0,4 0,7 1,4 Установленная мощность на валу компрессора, кВт Расход воды на охлаждение, М3/ч Масса с маховиком, кг 2 70 40,5 80 159,1 267,8 58,0 5,5 0,2 175 2 70 61 80 239,7 403,3 87,3 7,8 0,3 175 4 70 81 80 318,2 535,5 116,0 10,7 0,3 225 4 70 122 80 479,3 806,5 174,5 15,2 0,5 225 2 130 198,5 150 779,8 1312,2 284,0 25,0 0,8 900 2 130 264 150 1037,1 1795,2 378,0 34,0 1 900 4 130 528 150 2074,2 3490,4 755,0 65,0 2 1290
Примечание Расчет производительности выполнен при коэффициенте подачи 0,45.
Компрессорные агрегаты включают в себя поршневой компрес-
сор с приводом через эластичную муфту от асинхронного двига-
теля, щит приборов автоматики, приборов автоматической защиты
компрессора, приборов визуального наблюдения за его работой
и приборов управления и контроля, маслоотделитель, ограждение
муфты и привода. Однако следует иметь в виду, что все приборы
автоматической защиты компрессорных агрегатов предусмотрены
в нормальном исполнении. При использовании компрессоров П110,
П165, П220 для перекачки паров сжиженных газов необходимо
предусматривать приборы автоматической защиты во взрывоза-
щищенном исполнении: реле давления, отключающее электродви-
гатель при разности давления масла в системе смазки компрес-
283
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сора и картера ниже заданной; реле давления, отключающее
электродвигатель при давлении нагнетания выше заданного; реле
температуры, отключающее электродвигатель при температуре
нагнетания выше заданной.
Необходимо также при привязке компрессора предусматри-
вать следующие устройства: обратный клапан на нагнетательном
трубопроводе; маслоотделитель; приборы контроля давления на
линии всасывания и нагнетания; конденсатосборник на всасываю-
щей линии. Техническая характеристика указанных компрессоров
приведена в табл. 5.17.
Таблица 5.17
Техническая характеристика поршневых аммиачных компрессоров
Показатель П-110 П-165 П-220
Число цилиндров 4 6 8
Ход поршня, мм 82 82 82
Диаметр цилиндров, мм Объем, описываемый поршнями, м3/ч при частоте вращения, об/мин: 115 115 115
1470 501 450 602
960 Подача по пропану при п = 1470 об/мин, кг/ч, и давлении всасывания, МПа: 196 294 392
0,14 420 644 862
0,4 1182,5 1767,8 2365
0,7 Подача по пропану при п — 960 об/мин, кг/ч, и давлении всасывания, МПа: 1989,8 2981 3979,5
0,14 280,2 420 560,4
0,4 769,1 1155 1540
0,7 1295,7 1943,5 2591,3
Масса компрессора без маховика, кг 850 1050 1150
П р и меч ан и е. Расчет подачи произведен при коэффициенте подачи 0,45
В действующих типовых проектах ГНС для перекачки паров
сжиженных газов к установке приняты компрессоры двойного
действия, с двумя параллельно работающими цилиндрами для
дожатия водорода от 0,35 до 1,8 МПа, типа 202ГП 2,7/3,5-18 со
следующей технической характеристикой.
Рабочий агент — водород; подача, отнесенная к условиям всасывания,
2,7 м3/мин; давление всасывания 0,35 МПа; наибольшее рабочее давление
1,8 МПа; ход поршня 125 мм; диаметр цилиндров 125 мм; частота вра-
щения 735 об/мин; потребляемая мощность 52 кВт; расход охлаждающей
воды при ее температуре 25 °C 25 л/мин; расход масла для смазки ци-
линдров и сальников 36 г/ч; масса компрессора 1062 кг; тип электродви-
гателя АВ2-101-8НЧТ5-П; мощность электродвигателя 75 кВт; частота
вращения электродвигателя (синхронное) 750 об/мин; напряжение
220/380 В; масса электродвигателя 510 кг; общая масса установки в объ-
еме поставки 1998 кг.
Данный компрессор поставляется с приборами автоматической
защиты во взрывозащищенном исполнении. Однако в соответ-
ствии с требованиями технического описания и инструкции по
284
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
эксплуатации «Двигатели трехфазные асинхронные АВ2 и
АВЗН4Т5-П» (ОБА. 140.060) (п. 11.1) необходимо обеспечивать
взрывозащищенность встроенного электродвигателя АВ2-101-
8Н4Т5-Г компрессора 202 ГП 2,7/3,5-18. Взрывозащищенность
электродвигателя обеспечивается тем, что его корпус должен про-
дуваться чистым воздухом под избыточным давлением по разом-
кнутому циклу вентиляции, вследствие чего исключается доступ
в корпус (к токоведущим частям) горючих паров, газов, пыли и
образование там взрывоопасных смесей.
Для обеспечения избыточного давления воздуха на месте ус-
тановки двигателя необходимо создать систему вентиляции, кото-
рая должна удовлетворять следующим требованиям.
Вентиляционные параметры: частота 50 Гц; номинальное напряже-
ние 220/380 В; внутренний свободный объем двигателя 0,1 м3; расход
воздуха на входе в двигатель 0,18 м3/с; время продувания двигателя при
пятикратном объеме 3 мин; избыточное статическое давление на входе
двигателя 500 Па; избыточное статическое давление на выходе двига-
теля 450 Па; избыточное статическое давление в точке установки сиг-
нализатора контроля 450 Па; избыточное статическое давление, при ко-
тором подается сигнал опасности или отключается двигатель, 250 Па;
забор воздуха из невзрывоопасных помещений; выброс отработанного
воздуха за пределы взрывоопасного помещения; используемый для про-
дувки воздух не должен содержать взрывоопасных примесей и приме-
сей, вредно влияющих на изоляцию и другие изделия; температура ох-
лаждающего воздуха в пределах от —40 до +40 °C
Система вентиляции должна иметь следующие блокировки:
— позволяющую подать напряжение на двигатель и его вспомогательные
электрические цепи только после того, как через двигатель будет продут воз-
дух в течение не менее 3 мин. Это время должно быть увеличено, если в тече-
ние его не будут продуваться пятикратным объемом все воздуховоды электро-
двигателя;
— действующую на отключение двигателя от всех источников электроэнер-
гии или на сигнал опасности при снижении избыточного статического давления;
— двигатель должен иметь блокировку, отключающую его от всех источни-
ков электроэнергии при повышении давления против атмосферного в картере
компрессора около подшипника. При этом избыточное статическое давление не
должно превышать 50 % номинального избыточного давления двигателя.
Вентилятор, система воздуховодов и воздухоотводов для про-
дувки электродвигателя, а также блокировки системы вентиляции
в поставку компрессора завода-изготовителя не входят.
Московским институтом нефтехимической и газовой промыш-
ленности им. И. М. Губкина (МИНХ и ГП) экспериментально
было установлено, что в зависимости от сливаемого продукта и
температурных условий для слива 1 т сжиженного газа необхо-
димо закачать в сливаемый резервуар пары этого продукта в ко-
личестве 4—9 % от массы слитого продукта.
Перемещение сжиженных углеводородных газов на ГНС мо-
жет также производиться помимо компрессоров с помощью объ-
емных испарителей.
В действующих типовых проектах ГНС предусматривается ус-
тановка объемных испарителей с паровым пространством по
ГОСТ 14248—79. Испарители с паровым пространством выпуска-
285
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ются с диаметром кожуха от 800 до 2800 мм, рассчитаны на ус-
ловное давление в кожухе от 1,0 до 2,5 МПа и в трубном пучке
от 1,6 до 4,0 МПа для рабочих температур от —30 до 4-450 °C.
Испарители предназначены для использования в нефтеперераба-
тывающей, нефтехимической, химической и смежных отраслях
промышленности.
Испарители изготовляются двух типов: с плавающей головкой
и с U-образными трубками.
Стандартом предусматривается два исполнения испарителей:
с коническим днищем от 800 до 1600 мм; с эллиптическим днищем
диаметром от 2400 до 2800 мм.
Испаритель с паровым пространством, плавающей головкой и
коническим днищем (рис. 5.34, а) представляет собой цилиндри-
ческий корпус, снабженный одним эллиптическим и одним кониче-
ским днищем. В верхней части корпуса размещены: муфта диа-
метром 40 мм для регулятора уровня, люк-лаз диаметром 450 мм,
штуцер диаметром 80 мм для предохранительного клапана и шту-
цер для выхода паров продукта. Коническое днище испарителя
с одной стороны приварено к корпусу, с другой — снабжено флан-
цем, к которому крепится своим фланцем распределительная ка-
мера, прикрытая крышкой и уплотненная прокладкой. Между
фланцем конического днища и фланцем распределительной ка-
меры зажата неподвижная трубная решетка, уплотненная про-
кладкой. Подвижная трубная решетка, полукольцо, прокладка и
крышка головки образуют плавающую головку испарителя В не-
подвижной и подвижной трубной решетке размещены и завальцо-
ваны теплообменные трубы, жесткость пучка которых поддержи-
вается стяжками и перегородками. У кромки приваренного кони-
ческого днища вварена муфта диаметром 15 мм для установки
манометра. Сверху распределительной камеры вварен штуцер для
подвода теплоносителя, а снизу — штуцер для отвода теплоноси-
теля. Оба штуцера снабжены муфтами, служащими для выпуска
воздуха. Испаритель устанавливается на опоры, которые прикреп-
ляются к специальным подкладкам, приваренным к аппарату.
Между опорами в корпус испарителя вварен штуцер диаметром
50 мм для присоединения дренажного клапана.
Испаритель с паровым пространством, плавающей головкой и
эллиптическим днищем показан на рис. 5.34, б.
Основные типоразмеры и технические характеристики объем-
ных испарителей приведены в табл. 5.18
Так как испарители с паровым пространством имеют большую
поверхность теплообмена, их целесообразно использовать на ГНС
большой производительности.
Для перемещения паров сжиженных газов на ГНС небольшой
производительности и ГНП возможно использовать следующие
проточные испарители: форсуночные испарители конструкции Мос-
газниипроекта, электрические испарители типа ИП-04 конструкции
Гипрониигаза и др. С помощью указанных теплообменников-ис-
парителей возможно повышать давление, обеспечивающее нор-
286
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 5 34. Испарители с паро-
вым пространством и с плава-
ющей головкой
а —с коническим днищем, б —
с эллиптическим днищем
^У
мяльную работу насосов. Конструкция и технические характери-
стики указанных испарителей будут приведены далее.
Выбор числа и типа компрессоров и испарителей производится
из расчета количества паров, требуемых на проведение операций
слива—налива сжиженных газов на ГНС в зависимости от произ-
водительности станций.
Общий расход паров для слива—налива пропан-бутанов на
ГНС складывается из следующих составляющих: расход паров
на слив газа из железнодорожных цистерн; расход паров на слив
из резервуаров базы хранения в автоцистерны; расход паров при
наполнении газом баллонов.
Таблица 5.18
Основные типоразмеры и технические характеристики
объемных испарителей
Показатель Ш-16-16-800 1 П-25-40-800 Ш-16-25-1100 Ш-16-25-1200
Давление в корпусе, МПа 1,6 2,5 1,6 1,6
Давление в трубе, МПа 1,6 4,0 2,5 2,5
Поверхность теплообмена, м2 38,6 38,6 62,4 99,0
Площадь сечения одного хода по трубам, 103 м2 13,0 13,0 21,0 33,0
Диаметр кожуха, мм 800 800 1100 1200
Общая длина, мм 7825 7900 8040 8485
Масса, кг 3100 3360 4100 6000
Расход паров подсчитывается исходя из суточного числа опо-
рожняемых цистерн, заполняемых автоцистерн и баллонов, вре-
мени слива железнодорожной цистерны, а также времени запол-
нения автоцистерны.
При проведении операций слива — налива на ГНС необходимо
компенсировать следующие статьи расхода паров сжиженных га-
зов: на повышение давления в паровом пространстве резервуара
(GH); на конденсацию паров на поверхности жидкости
на конденсацию паров на стенках парового пространства резерву-
ара за счет теплопотерь в окружающую среду (GT. п); на запол-
нение объема опорожняемого резервуара, ранее занятого жидко-
стью (G3); на прогрев металла (GM).
Таким образом, общий расход паров, необходимых для операции слива —
налива, определяется по формуле, кг,
^общ — + GK. ж -j- GT. п -f- G3 GM;
при этом Gh=Vh(Pk"—рн"), где VB — объем парового пространства резервуара;
Рк", Рн" — плотность паров в конце и начале слива;
Ок. ж — акГ9 (tr /ж) т/г;
288
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
где ак__коэффициент теплоотдачи от пара к жидкости, Fa — площадь поверх-
ности жидкости, /г, /ж — температура паровой и жидкой фаз т — время слива
газа, г — скрытая теплота парообразования,
GT п = kFп (tr tB) %/г,
где k — коэффициент теплопередачи от пара к стенке резервуара, Fn — среднее
значение поверхности резервуара, соприкасающейся с паром, tB — температура
наружного воздуха,
G3- Vp 0,85рк,
где Vp — полезный объем опорожняемого резервуара
Gm — GpM (Zp /в)/(30/'),
где Gp — теплоемкость металла, М—масса металла, 30 — коэффициент, учиты
вающий долю прогрева металла
Исходя из общего расхода паров определяют их часовой расход по фор-
муле, кг,
Gr - Собщ/т
По требуемому часовому расходу паров для ГНС и подачи компрессора
или испарителя определяется необходимое их число
п = Gr/G,
где G — часовая подача компрессора или испарителя
Часовая подача испарителя определяется по формуле
G — kF (tT-tr)/(r + cp\t),
где k— коэффициент теплопередачи от теплоносителя к сжиженному газу; F —
поверхность теплообмена испарите 1я /т —• температура теплоносителя, ср — теп-
лоемкость паров пропан бутанов, А/ — перегрев паров пропан бутанов
Монтаж компрессоров и испарителей должен производиться
в соответствии с требованиями инструкции по их эксплуатации
Перемещение с помощью энергии природного газа. Слив сжи-
женных газов из транспортных цистерн в стационарные храни-
лища или другие транспортные резервуары можно осуществлять
созданием в этих хранилищах избыточного давления нерастворяю-
щимся в жидкости газом. Этот же принцип может быть использо-
ван и для наполнения баллонов из стационарного хранилища Для
осуществления процесса передавливания транспортная цистерна
соединяется со стационарным резервуаром только жидкостным
трубопроводом, а в паровое пространство опоражниваемого ре-
зервуара подают азот, природный газ или какой-либо другой
инертный газ Воздух и кислород для этой цели запрещается при-
менять во избежание образования горючих и взрывоопасных
смесей
Исходя из требований СНиП II—37—76 допускается использо-
вать энергию природного газа для проведения процессов слива и
налива сжиженных газов, давление насыщенных паров которых
при температуре 45 °C не превышает 1,2 МПа При этом парци-
альное давление природного газа в опорожняемых резервуарах
должно быть не более 0,2 МПа При больших парциальных дав-
лениях природного газа, но не более 0,5 МПа, необходимо преду-
сматривать контроль компонентного состава сжиженных газов
Ю Заказ № 614 289
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При этом содержание этано-этиленовых фракций в природном
газе должно быть не более 5 %, а содержание метана К, % (мол.)
в сжиженных газах не должно быть более значения, определяе-
мого по формуле К=0,05Кч + 0,35, где Кч— концентрация бутано-
вых фракций в сжиженных газах, % (мол ).
Смесь природного газа с парами сжиженных газов следует
утилизировать из опорожненных резервуаров.
Метод перемещения сжиженных газов с использованием энер-
гии сжатого природного газа (метана) отличается простотой и
экономичностью, так как не устанавливается дорогостоящее и
сложное в эксплуатации оборудование (компрессоры, испарители).
Поэтому, когда в населенном пункте имеется ГНС и вблизи про-
ходит магистральный газопровод природного газа, целесообразно
проводить сливо-наливные операции на ГНС и ГНП по технологи-
ческой схеме с использованием энергии сжатого метана.
Как показали работы, проведенные Гипрониигазом, использовать энергию
сжатого метана экономически целесообразно при удалении ГНС и ГНП от ма-
гистрального газопровода на расстояние до 10—15 км При этом подается при-
родный газ из магистрального газопровода высокого или среднего давления
в паровое пространство опорожняемого резервуара, где создается давление, до-
статочное для перемещения сжиженных газов Для ГНС производительностью
3—40 тыс т/год рекомендуется проводить слив и налив при парциальном дав-
лении природного газа 0,2—0,5 МПа, что является оптимальным При этом не-
обходимо контролировать углеводородный состав сжиженных газов для исклю-
чения возможности диффузии и растворения природного газа вследствие его
соприкосновения с зеркалом сжиженных газов Однако во всех случаях сливо-
наливные операции сжиженных газов на ГНС и ГНП по технологической
схеме с использованием энергии природного газа следует выполнять при соот-
ветствующих оптимальных режимах и с соблюдением требований действующих
«Рекомендаций и инструкций по использованию энергии сжатого природного
газа для заправки баллонов сжиженным газом», разработанных Гипрониигазом
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ШЕСТАЯ
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ
Отмеченные ранее специфические свойства
сжиженных газов обусловливают кон-
структивные особенности оборудования,
применяемого при их транспортировке,
хранении и использовании.
Учитывая, что сжиженные газы вы-
рабатываются в соответствии с требова-
ниями государственных стандартов, их
состав является постоянным. Однако
в связи с тем, что оборудование для
транспортировки, хранения и использо-
вания технического пропана и техниче-
ских бутанов является одинаковым, его,
как правило, рассчитывают исходя из
свойств технического пропана, имеющего
наибольшую упругость паров.
Важным фактором, который учиты-
вается при разработке оборудования
для сжиженных газов, является темпе-
ратура окружающей среды. Транспорти-
ровка, хранение и использование сжи-
женных газов для энергетических целей
осуществляются в основном в условиях
естественных температур. Следова-
тельно, за расчетную принимают макси-
мально возможную температуру окру-
жающей среды 45 °C, при которой упру-
гость паров пропана составляет около
1,6 МПа. Следовательно, основное обо-
рудование для сжиженных газов рабо-
тает в условиях повышенных давлений.
1. ТРАНСПОРТ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Сжиженные газы от заводов-поставщи-
ков к потребителям или к базам их при-
ема, хранения и раздачи доставляются
291
10*
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
в сосудах, работающих под давлением Доставка является слож-
ным организационно хозяйственным и технологическим процес-
сом, включающим транспортирование сжиженных газов на даль
ние расстояния, обработку газов на ГНС, транспортирование их
на ближние расстояния для непосредственной доставки газа мел-
ким потребителям
Транспорт сжиженных газов может осуществляться следую-
щими способами по железной дороге в железнодорожных цистер-
нах и крытых вагонах для транспорта баллонов, автотранспортом
в автомобильных цистернах и автомобилях для транспорта балло-
нов, морским или речным транспортом на специальных судах-тан-
керах или танкерах и баржах, груженых резервуарами и балло-
нами; авиатранспортом — в баллонах; по трубопроводам
Крупные промышленные потребители сжиженных газов, распо-
ложенные, как правило, вблизи от газоперерабатывающих и неф-
теперерабатывающих заводов, получают сырье от заводов-постав-
щиков непосредственно по трубопроводам Сжиженные газы, пред-
назначенные для коммунально бытовых, промышленных, сельско-
хозяйственных и других потребителей, для автотранспорта,
отпускаются через ГНС ГНС можно отнести к разряду крупных
потребителей сжиженных газов, получающих сжиженный газ от
заводов-поставщиков На ГНС сжиженные газы транспортируются
преимущественно в железнодорожных цистернах, при этом сред-
нее расстояние транспортировки по СССР равняется примерно
1600 км и доходит в отдельных случаях до 2000 км Небольшая
часть ГНС, в основном те, которые расположены вблизи произ-
водства, получают сжиженные газы по трубопроводам или авто-
мобильными цистернами ГНС обычно сооружаются в районе га-
зопотребления На ГНС осуществляется кратковременное хране
ние и разлив сжиженных газов в потребительские резервуары
С ГНС сжиженные газы доставляются потребителям в основном
автотранспортом или через промежуточные склады, организуемые
для газоснабжения отдаленных зон обслуживания
Назначением ГНС большой производительности служит также
экспорт и импорт сжиженных газов В этом случае транспорта
ровка газов осуществляется в основном по морю в судах-танкерах
Речной и авиатранспорт сжиженных газов применяется в СССР
в настоящее время для газоснабжения северных районов
Схема перемещения сжиженных газов от заводов поставщиков
к потребителям представлена на рис 6 1
Годовое и квартальное планирование перевозок сжиженных
газов в СССР производят железнодорожным транспортом — Ми-
нистерство путей сообщения СССР; автомобильным транспор-
том — органы управления автомобильным транспортом союзных
республик; морским транспортом — Министерство морского флота
СССР; речным транспортом — Министерство речного флота
РСФСР и органы управления речным транспортом других со
юзных республик; воздушным транспортом — Министерство граж-
данской авиации СССР
292
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Коммунально бытовые
установки потребителей
Рис. 6 1 Схема перемещения сжиженных углеводородных газов от за-
водов-поставщиков к потребителям различными видами транспорта
/ — трубопроводный, 2 — железнодорожный, 3 — автомобильным, 4 — водный,
5 — авиационный
Годовые и квартальные планы перевозок сжиженных газов
обеспечивают полное и своевременное удовлетворение потребно-
стей в перевозках с наименьшими транспортными затратами; эко-
номически целесообразное распределение перевозок по видам
транспорта; рациональное взаимодействие всех видов транспорта
по периодам года; эффективное использование всех видов транс-
порта (максимальное использование грузоподъемности или вме-
стимости вагонов, резервуаров и автомобилей, сокращение по-
рожних пробегов подвижного состава и т д.).
Однако способ транспорта сжиженных газов выбирается ис-
ходя из следующего основного принципа: стоимость перевозки
единицы массы газа в заданных условиях должна быть минималь-
ной. При разработке схемы транспорта, распределения и до-
ставки сжиженных газов следует стремиться устанавливать мини-
мальное число сливных и наполнительных операций, так как ука-
занные операции резко увеличивают стоимость перевозок.
Железнодорожные цистерны. Доставка сжиженных газов в на-
стоящее время и на протяжении ближайших лет по сети желез-
ных дорог будет основным средством перевозки.
В нашей стране выпускается один вид железнодорожных ци-
стерн— с верхним наливом и сливом сжиженного газа (рис 6.2. а).
Цистерна расположена на четырехосной железнодорожной плат-
форме 1 и представляет собой сварную цилиндрическую емкость
с эллиптическими днищами 2. В верхней части цистерны по ее
вертикальной оси вварена горловина, так называемый люк-лаз,
через который осматривают внутреннюю полость цистерны.
Крышка люка-лаза выполнена в виде фланца, на котором кре-
пится вся арматура цистерны, кроме манометра. Люк-лаз с арма-
293
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 2 Железнодорожная цистерна для сжиженного газа вместимостью 75,5 м3 с верхним на-
ливом и сливом
а — общий вид, б — крышка люка лаза с размещенной на ней арматурой р — схема расположения сливо налив
ных и уравнительного вентилей на крышке люка лаза железнодорожной цистерны (1 ~ скоростные клапаны 2,
4 — сливо наливные вентили 3 — вентиль отбора (подачи) паров сжиженного газа 5 — крышка люка лаза
6 — люк-лаз, 7 — труба для отбора (или подачи) паров сжиженного газа 8 — сливно наливные трубы, 9 — нчз
цистерны)
турой прикрывается предохранительным клапаном 5 диаметром
685 мм и высотой 340 мм. При следовании пустой или заполнен-
ной железнодорожной цистерны к месту наполнения или слива
колпак 3 должен быть запломбирован. Для обслуживания арма-
туры при сливе и наливе железнодорожной цистерны и для про-
верки ее состояния вокруг колпака, прикрывающего люк-лаз,
укреплена площадка с поручнями 4, на которую поднимаются по
стремянкам 6 по обе стороны цистерны. Наверху цистерны рядом
с площадкой обслуживания арматуры под специальным колпаком
установлен узел манометродержателя 7 с трехходовым краном,
позволяющий вести наблюдение за давлением газа в цистерне.
Цистерна крепится к раме железнодорожной платформы стяж-
ными хомутами и к хребтовой балке лапами. Платформа обору-
дована автосцепкой, стояночным тормозом и автотормозом с ры-
чажной передачей.
На крышке люка-лаза (рис. 6.2, б) крепится сливо-наливная
и предохранительная арматура и арматура для контроля сливо-
наливных операций. В центре крышки люка-лаза установлен пру-
жинный предохранительный клапан 7; через него сбрасываются
пары сжиженных газов в атмосферу, если давление в цистерне бу-
дет сверх нормативного (больше 2,3 МПа). По обе стороны пре-
дохранительного клапана по оси цистерны установлены два сливо-
наливных угловых вентиля 4 и 9, которые через скоростные
клапаны соединены с трубками, доходящими почти до конца ци-
стерны. Для отбора из цистерны или подачи в нее паров сжижен-
ного газа служит угловой вентиль 6, соединенный с паровым про-
странством цистерны также через скоростной клапан. Правиль-
ность наполнения цистерны сжиженным газом контролируют вен-
тилями 2 и 3, заканчивающимися внутри трубками на уровне мак-
симального наполнения цистерны. При этом трубка вентиля 2,
маховик которого окрашен в зеленый цвет, заканчивается на
уровне максимального допустимого заполнения цистерны сжижен-
ным газом, а трубка вентиля 3, маховик которого окрашен в крас-
ный цвет,— на 50 мм выше. Таким образом, вентиль 2 является
сигнальным, а слой жидкости в 50 мм (заключенный между кон-
цами трубок вентилей 2 и 3)—допустимо контролируемым пере-
полнением железнодорожной цистерны сжиженным газом. Опо-
рожнение цистерны контролируют вентилем /б, трубка которого
установлена на уровне низа сливно-наливных трубок. Вентиль 1
предназначен для удаления столба жидкости из трубки вентиля 10
после его закрытия. Вентиль 8 (дренажный) служит для удале-
ния из цистерны воды и тяжелых (неиспаряющихся) остатков
сжиженного газа. Конец трубки вентиля 8 заканчивается на рас-
стоянии 5 мм от низа цистерны. Термометр для измерения темпе-
ратуры сжиженного газа размещается в кармане 5, представляю-
щем собой трубку длиной 2796 мм, верхний конец которого за-
глушается пробкой.
Железнодорожную цистерну окрашивают алюминиевой крас-
кой. Вдоль боковой ее поверхности по нижней образующей делают
296
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
красную полоску и надпись «Пропан Сжиженный газ Огне
опасно». На цистерне указывают полную и полезную вместимость
цистерны и ее номер На цилиндрической нижней части указы
вают рабочее и гидравлическое испытательное давления, а также
даты прошедших и предстоящих испытаний
На рис 6 2, в показано расположение сливных — наливных уг
ловых вентилей и углового вентиля отбора (подачи) паров сжи-
женных газов на крышке люка-лаза цистерны
Техническая характеристика общая длина четырехосной платформы
12020 мм, длина рамы платформы 10800 мм, длина цистерны по днищам
12020 мм, полная высота цистерны (от головки рельса до верхней точки
предохранительного клапана) 5050 мм, высота оси автосцепок от го
ловки рельса 1040—1080 мм, база цистерны 7800 мм, тележки 1850 мм
материал сосуда — сталь марки 09Г2С 12, диаметр колпака 685 мм, вы
сота колпака 340 мм, полный геометрический объем цистерны 75,5 м3
почезный объем цистерны (при коэффициенте заполнения 0,85) 64,2 м3,
масса сжиженного газа (при максимально допустимом наполнении ци
стерны) 32,1 т, масса цистерны с ходовой частью (тара) 36,8 т, рабочее
давление 2,0 МПа, гидравлическое испытательное давление 2 5 МПа
В цистернах вместимостью 54 м3, изготовленных до 1980 г, уровень
верхнего предела (вентиль с маховиком зеленого цвета) соответствует
объему наполнения 43,87 м3, в цистернах вместимостью 54 м3 более
позднего выпуска — 45,2 м3, в цистернах вместимостью 51 м3 — 4166 м3
Перевозка сжиженных газов по железным дорогам в крытых
вагонах. Доставка сжиженных газов потребителям по сети желез-
ных дорог кроме специальных цистерн может осуществляться
также в крытых вагонах, груженых баллонами Необходимость
перевозки баллонов со сжиженным газом по железной дороге воз
никла при снабжении газом потребителей, расположенных в райо-
нах, находящихся на значительном расстоянии от ГНС (отдален-
ные северные районы страны) В некоторых случаях доставка
сжиженных газов потребителям в баллонах по железной дороге и
внутри района обслуживания ГНС целесообразнее, чем доставка
газа автотранспортом. Целесообразность доставки сжиженного
газа от ГНС потребителю внутри района обслуживания авто
транспортом или по железной дороге определяется выявлением
наиболее экономичного варианта путем сравнения приведенных
затрат, включающих в себя годовые эксплуатационные расходы и
долю капитальных вложений, соответствующих нормативному ко-
эффициенту эффективности. По железной дороге баллоны с газом
перевозят в двух- и четырехосных крытых вагонах При этом пе-
ревозятся баллоны вместимостью 27 и 50 л
Перевозка баллонов допускается только при условии полной
исправности баллонов и запорных устройств, а также наличия на
баллонах установленной окраски и надписей, предохранительного
колпака с пломбой отправителя.
Погрузка баллонов в вагоны в основном производится вруч-
ную Баллоны вместимостью 50 л грузятся двумя способами- стоя
в один ряд; лежа, один на другой Первый способ не требует спе-
циальных прокладок между ними Второй способ требует специ-
альных прокладок и приспособлений для закрепления, чтобы из-
297
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
бежать ударов при перевозке. В настоящее время в основном при-
меняется первый способ транспортировки 50-л баллонов. Погрузка
27-л баллонов производится в три ряда, один на другой стоя.
Железнодорожные вагоны, перевозящие сжиженные газы, яв-
ляются собственностью Министерства путей сообщения СССР,
отправителей, получателей или арендуются в Министерстве путей
сообщения. Арендованные вагоны должны специально оборудо-
ваться и быть приписанными к станции погрузки. На вагонах
должны быть нанесены следующие надписи: «Собственность (на-
именование организации)», «Приписан к станции (наименование
станции и дороги)», «Подлежит срочному возврату на станцию
приписки». Транспорт сжиженных газов позволяет успешно обес-
печивать газом потребителей отдаленных районов.
Автомобильные цистерны. На сравнительно небольшие рас-
стояния (до 300 км) сжиженные газы могут быть перевезены
в автоцистернах. Автомобильные цистерны представляют собой
горизонтальные цилиндрические сосуды, в задних днищах кото-
рых вварен люк с требуемыми приборами. Автоцистерны по кон-
струкции и назначению делят на транспортные и раздаточные.
Транспортные цистерны служат для перевозки относительно боль-
ших количеств с завода-поставщика до ГНС, от ГНС до крупных
потребителей и групповых установок со сливом газа в резервуары
Раздаточные автоцистерны предназначены для доставки сжижен-
ного газа потребителю с разливом в баллоны и снабжены полным
комплектом оборудования (насос, раздаточная рампа) для раз-
лива. При необходимости раздаточные автоцистерны могут быть
использованы как транспортные.
Основные требования к автоцистернам, перевозящим сжижен-
ные газы, следующие: шасси автоцистерны должны быть на-
столько прочными, чтобы обеспечить транспортировку наполнен-
ной цистерны; трубопроводы должны быть сварными, фитинги и
отключающие устройства должны быть рассчитаны на соответст-
вующие давления и сделаны с учетом растворяющих свойств сжи-
женных газов; глушитель автомобиля должен быть выведен впе-
ред; предохранительный клапан и указатель уровня должны иметь
защитные колпаки; цистерна и вспомогательное оборудование
должны быть надежно закреплены, шланги правильно уложены;
цистерна и коммуникации должны иметь надежную защиту от по-
вреждений; огнетушители должны быть установлены в кабине и
на шасси; автоцистерну должен вести водитель, знающий конст-
рукцию цистерны; автомобиль и цистерна должны быть заземлены.
Изготовление автоцистерн должно проводиться в соответствии
с требованиями ГОСТ 21561—76 «Автоцистерны для транспортиро-
вания сжиженных углеводородных газов на давление до 1,8 МПа.
Общие технические условия», который распространяется на авто-
цистерны исполнения У по ГОСТ 15150—69, монтируемые на базе
автомобилей, автомобильных прицепов и полуприцепов при их
эксплуатации на автомобильных дорогах СССР, допускающих
движение автомобилей групп А и Б.
298
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В зависимости от транспортной базы стандартом предусматри-
ваются следующие типы автоцистерн: АЦ—автомобили-ци-
стерны; ПЦ — прицепы-цистерны; ППЦ—полуприцепы-цистерны.
В зависимости от назначения стандартом устанавливаются
две группы автоцистерн: Т — транспортные, предназначенные
только для транспорта сжиженных газов; 3 — заправочные, пред-
назначенные как для транспорта газов, так и для использования
в качестве заправщиков.
В настоящее время широко используются автоцистерны
АЦЖГ-4-164, смонтированные на шасси автомобиля ЗИЛ-164 и
автоцистерны АЦ-5-130 полезной вместимостью 5 м3 на базе авто-
мобиля ЗИЛ-130, разработанные Мосгазниипроектом.
Автоцистерна АЦ-5-130 (рис. 6.3, а) представляет собой гори-
зонтальный цилиндрический резервуар 3, смонтированный на
шасси автомобиля. В заднем днище 1 резервуара вварен люк 2
с приборами. Для защиты от непосредственного воздействия сол-
нечных лучей резервуар защищен теневым кожухом, через перед-
нюю часть которого наружу выходит предохранительный клапан 4.
На кабине сзади шофера предусмотрено место для установки
огнетушителя 5. Глушитель 6 выведен вперед. В передней правой
части автоцистерны имеется кронштейн 7 для крепления запас-
ного колеса. Узел коммуникаций 8 со сливо-наливной арматурой
смонтирован в нижней задней части цистерны с боковым обслу-
живанием вентилей. Резервуар, кожух и сливо-наливная арматура
в случае неаккуратной подачи автоцистерны назад защищаются
буфером 9. Сливной шланг 10 и шланг-вставка 11 помещаются
между теневым кожухом и резервуаром на специальных полках-
ящиках. Резервуар автоцистерны наружным диаметром 1420 мм
и длиной 4000 мм сварен из листовой стали 20К или стали 16ГС.
Для гашения гидравлических ударов в резервуаре уголками за-
креплены волнорезы. В верхней части резервуара прикреплены
муфты, предназначенные для крепления теневого кожуха, и гнездо
для предохранительного клапана. Резервуар с помощью уголков,
прокладок, боковин, кронштейнов и опорных полок крепится
к раме шасси автомобиля. В нижней части резервуара на крон-
штейнах крепятся трубопроводы, присоединяемые к фланцам
жидкой и паровой фаз. На заднем днище вблизи люка приборов
находится место для клеймения резервуара.
Для ремонта резервуара и периодического освидетельствова-
ния внутренней его полости в заднем эллиптическом днище име-
ется люк-лаз (рис. 6.3,6), выполненный в виде фланца (крышки)
1 с вваренным в него эллиптическим днищем 2. В днище с по-
мощью запорного углового вентиля 3 диаметром 6 мм и муфты 4
установлен манометр 5 на давление до 2,5 МПа. В центральной
части днища 2 смонтированы поворотный указатель уровня 6 и
указатель уровня максимального наполнения 7. Крышка 1 люка-
лаза крепится 16 шпильками 8 М22Х55 и гайками 9 того же диа-
метра. Указатель уровня 6 снабжен специально градуированной
шкалой 10, прикрепленной к втулке 11 указателя винтами М6Х15
299
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
4220
Рис. 6.3. Автоцистерна АЦ-5-130.
а — общий вид; б — люк-лаз автоцистерны
и уплотненной паронитовой прокладкой 12. Крышка люка-лаза
также уплотняется паронитовой прокладкой 13.
В люке-лазе установлен указатель уровня типа поворотной
трубки. Указатель уровня состоит из кожуха 2, ввинчиваемого
в муфту вогнутого днища, и вращающейся втулки, помещенной
внутри корпуса. К муфте эллиптического днища крепится шкала 4.
Уплотнение втулки обеспечивается кольцом 7, манжетой 8 и за-
жимной гайкой 9. На втулку насажен держатель, закрепленный
на ней с помощью двух шплинтов 1,5X15, которые зажимаются
гайкой, навинчиваемой на втулку. На выходящем за держатель
конце втулки навинчивается гайка, а отверстие втулки уплотня-
ется резиновой прокладкой. Гайка прикреплена цепью к планке.
На погружаемый в резервуар конец втулки насаживается и прива-
ривается поворотная трубка. Измерение объема (уровня) сжи-
женного газа производится путем поворота трубки и периодиче-
ского открывания отверстия трубки при совмещении его с отвер-
стием на гайке-заглушке. Уровень газа будет показан на шкале.
Держатель при этом фиксируется в необходимом положении спе-
циальной осью, перемещающейся в специальной втулке держателя
в горизонтальном положении при оттягивании оси и сжатия пру-
жины. Пружина закреплена на оси держателя ограничителем и
шплинтом.
Трубопроводные коммуникации на автоцистерне состоят из
патрубка 3, через который осуществляется налив и слив сжижен-
ного газа, патрубка паровой фазы и колен. На конце патрубков
паровой и жидкой фаз смонтированы запорные фланцевые вен-
тили. Сами патрубки при переезде автоцистерны закрываются
специальными заглушками. В период слива и налива сжиженных
газов заглушки снимаются и к патрубкам присоединяются специ-
альные шланги.
Наружная поверхность автоцистерны окрашена алюминиевой
краской в светло-серый цвет (резервуар и теневой кожух). На
кожухе цистерны по всей его длине с обеих сторон по средней
линии проходит полоса красного цвета, над которой буквами чер-
ного цвета высотой не менее 100 мм сделана надпись: «Пропан.
Огнеопасно». В верхней части заднего днища выбито клеймо, где
указано; наименование завода-изготовителя, номер автоцистерны
по списку завода, год изготовления и дата освидетельствования,
общая масса автоцистерны (т), вместимость (м3), значение рабо-
чего и пробного давления (МПа). Такое же клеймо в виде ме-
таллической таблички имеется на швеллерном бруске автоцис-
терны. Здесь владелец автоцистерны выбивает ее регистрацион-
ный номер.
Техническая характеристика: геометрический объем резервуара ци-
стерны 5,8 м3; длина автоцистерны 7000 мм; длина резервуара 4000 мм;
внутренний диаметр резервуара 1400 мм; высота автоцистерны 2490 мм,
база 3800 мм; расчетное давление резервуара 1,6 МПа; масса 2400 кг.
За последнее время взамен указанной автоцистерны АЦ-5-130
начат серийный выпуск аналогичной модернизированной автоци-
301
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
стерны для транспорта и заполнения стационарных резервуаров
сжиженными газами АЦТ-8-130 с резервуаром геометрическим
объемом 7,25 м3 и полезной вместимостью 6,2 м3, рассчитанной
на давление 1,8 МПа. Основное отличие от приведенной выше ав-
тоцистерны заключается в отсутствии теневого кожуха. В целях
предупреждения нагрева газа в автоцистерне выше расчетной тем-
пературы под действием солнечной радиации наружная поверх-
ность сосуда автоцистерны имеет покрытие эмалью серебристого
цвета ХВ-125 по ГОСТ 10144—74, класс покрытия 3, группа экс-
плуатации Жз по ГОСТ 9.032—74.
Для увеличения транспортных возможностей институтом Ги-
прониигаз была разработана цистерна-прицеп (рис. 6.4) для
сжиженного газа на автоприцепе ГКБ-817, типа ЦАП5-817, пред-
назначенная для транспорта, хранения и раздачи сжиженных га-
зов в сцепе с автоцистерной типа АЦ-5-130 или АЦТ-8-130 на
шасси автомобиля ЗИЛ-130.
Техническая характеристика: геометрический объем 6,3 м3, полезная
вместимость 5,4 м3; рабочее давление 1,8 МПа, испытательное — 2,3 МПа;
масса в снаряженном состоянии 4400 кг; масса газа 3000 кг, полная
масса 7400 кг; длина с дышлом 7000 мм, ширина 2100 мм, высота без
нагрузки 1620 мм.
На рис. 6.5, а показана автоцистерна ЦППЗ-16-741, разрабо-
танная Гипрониигазом и предназначенная для транспорта сжи-
женных газов и наполнения баллонов на специально оборудован-
ных наполнительных пунктах. Автоцистерны рассчитаны на бук-
сировку седельным тягачом УРАЛ-377С или МАЗ-504. Основными
составными частями автоцистерны являются: цистерна, состоящая
из сосуда с приваренными к нему передней, средней и задней опо-
рами 7; клапаны предохранительные 3; установка электронасоса
4; установка балансирной тележки 10\ установка опорных уст-
ройств 75; установка электрооборудования 5; установка пневмо-
оборудования цистерны 77; установка ручного тормоза 7; уста-
новка опорных штанг 2; установка огнетушителей 5; установка
заземления цистерны 5; крыло заднее 9; установка запасного
колеса 12; установка лестницы 75; установка труб для шлангов
74; установка предохранительного устройства; принадлежности
(башмаки, колодки, приспособления).
Автоцистерна представляет собой цистерну-полуприцеп безрам-
ной конструкции, выполненную на базе прицепа ММЗ-771.
Цистерна представляет собой сосуд полезной вместимостью
15 м3 с приваренными к нему передней, средней и задней опо-
рами. На цистерне размещены: узел коммуникаций и арматуры,
люк приборов, люк-лаз, люк вентиляционный, предохранительные
клапаны. Внутри сосуда цистерны установлены четыре волнорез-
ные перегородки для гашения гидравлических ударов жидкости
во время движения. Сосуд задней опорой устанавливается на ба-
лансирную тележку 10 от серийно-выпускаемого прицепа ММЗ-771,
а средней опорой — на опорные устройства 75 от полуприцепа
МАЗ-5245. Автоцистерна оборудована ручным тормозом 7, пнев-
302
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 4 Цистерна прицеп для сжиженного газа
/ — тележка передняя, 2- огнетушитель 3 — сосуд, 4 — предохранительный клапан, 5 —
люк приборов, 6 — сливо наливная и паровая линии, 7 — электрооборудование, 8 — зазем-
ление, 9 — тележка задняя, 10 — установка запасного колеса, 11 — пневмооборудование.
мотормозами 11, электрооборудованием 6. Для производства и
контроля сливо-наливных операций автоцистерна оборудована
сливо-наливными трубопроводами, контрольно-измерительной ап-
паратурой и арматурой. На автоцистерны установлены предохра-
нительные клапаны 3, противопожарные 5 и заземляющие 8 сред-
ства.
Установленные на автоцистерне приборы и оборудование обес-
печивают выполнение следующих операций: наполнение автоци-
стерны сжиженным газом; контроль за давлением газа в резер-
вуаре; контроль за уровнем наполнения резервуара; слив газа из
автоцистерны; удаление тяжелых остатков газа и конденсата из
автоцистерны; автоматическое отключение потока газа при ава-
рийном обрыве сливо-наливных рукавов; наполнение баллонов
сжиженным газом.
Узел коммуникаций и арматуры (рис. 6.5, б) состоит из напол-
нительного трубопровода 1, сливного трубопровода 6, трубопро-
вода паровой фазы 13, запорных вентилей 4, сбросных вентилей 2,
электронасоса 15, фильтра 10, обратного клапана 5, скоростного
клапана И, ограничителя налива 3, манометра 12 и трехходового
крана 9. Узел коммуникаций и арматуры обеспечивает производ-
ство сливо-наливных операций. Газ из наполнительной колонки
ГНС поступает в линию налива автоцистерны и, проходя через
запорный вентиль, обратный клапан и ограничитель налива, по-
ступает в автоцистерну. При сливе автоцистерны газ поступает
через линию слива в электронасос и далее из электронасоса, че-
рез вентиль запорный и скоростной клапан в наполняемый резер-
вуар Линия паровой фазы автоцистерны при наливе или сливе
газа соединяется с линией паровой фазы наполнительной колонки
или наполняемого резервуара. Узел коммуникаций обеспечивает
также слив газа из автоцистерны помимо насоса.
Техническая характеристика тип конструкции — безрамная, полный
геометрический объем 17,6 м3, номинальная вместимость 16,0 м3, полез-
303
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 6.5. Автоцистерна ЦППЗ-16-771.
« — общий сид, б—схема узла коммуникаций и арматуры автоцистерны; 1— наполни-
тельный трубопровод жидкой фазы; 2— вентиль сбросной, 3 — ограничитель налива; 4 —
вентиль запорный, 5 — клапан обратный; 6 — сливной трубопровод жидкой фазы; 7 —
всасывающая линия насоса; 8 — напорная линия насоса; 9 — кран трехходовой; 10 —
фильтр; // — клапан скоростной; 12 — манометр; /3 — трубопровод паровой фазы; 14 —
заглушка; 15 — электронасос.
ная вместимость 15,0 м3; рабочая температура от —40 до 4-45 °C; давле-
ние среды 1,8 МПа, давление гидроиспытания резервуара 2,3 МПа; масса
газа не более 8600 кг, масса автоцистерны в снаряженном состоянии не
более 9150 кг, масса автопоезда в снаряженном состоянии без газа
15 980 кг, то же с газом 24 580 кг; длина автопоезда 13 200 мм, ширина
2500 мм, высота (без нагрузки) 3450 мм; колея цистерны 2047,5 мм,
дорожный просвет под осями 300 мм.
Аналогичная автоцистерна ЦППЗ-258 разработана Мосгазнии-
проектом и отличается от ЦППЗЗ-16-771 в основном большим
геометрическим объемом резервуара. Сливо-наливные коммуни-
кации и насос расположены в задней части резервуара. Резервуар
устанавливается на седельном тягаче КрАЗ-258.
Техническая характеристика: тип конструкции — безрамная; полный
геометрический объем 33,9 м3, полезная вместимость 29,8 м3; рабочая
температура от —40 до 4-50 °C; давление среды 1,8 МПа, давление гид-
роиспытания резервуара 2,3 МПа; масса газа не более 14 400 кг, масса
станции с газом (без автомобиля) не более 30 000 кг, масса автопоезда
с газом 38 280 кг; наименьший наружный радиус поворота по крылу пе-
реднего колеса 12 м; угол наклона продольной оси цистерны 4°; мощ-
ность электродвигателя насоса 8 кВт; напряжение питания электродвига-
теля 380 В; габаритные размеры (без тягача)—длина 12570 мм, ширина
304
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
2630 мм, высота 3750 мм, колея колес тележки станции 1920 мм; наи-
большая скорость движения 40 км/ч.
Автомобили для перевозки баллонов. Индивидуальные потре-
бители, расположенные вблизи ГНС (до 30—50 км), получают
сжиженные газы непосредственно с ГНС в баллонах. Баллоны
могут доставляться бортовыми или специальными автомобилями,
приспособленными для развозки баллонов. При больших расстоя-
ниях от индивидуальных потребителей до ГНС непосредственная
доставка сжиженных газов становится нерациональной. В таких
случаях желательно организовать промежуточные пункты обмена
баллонов. Баллоны, заправленные на ГНС, доставляются на такие
пункты в большегрузных автомобилях (бортовые или специально
приспособленные). На ПСБ производится разлив сжиженных га-
зов в баллоны, куда они доставляются с ГНС в автоцистернах.
В зависимости от установленного оборудования сжиженные газы
могут сливаться в резервуар из автоцистерны. Баллоны, заправ-
ленные на ПСБ, доставляются автотранспортом потребителю. Та-
ким образом, газ может доставляться потребителям либо в бал-
лонах непосредственно с ГНС, либо через ПСБ.
Автотранспорт можно, следовательно, разделить на два вида:
специальные (баллоновозы) и бортовые автомобили.
Кроме того, в последнее время для перевозки баллонов часто
применяют автопоезда, образованные соединением автомобиля-
тягача с полуприцепом. Передняя часть полуприцепа опирается
через специальное опорно-сцепное устройство на раму тягача, ко-
торый транспортирует полуприцеп. Такая система обеспечивает
повышение грузоподъемности автопоезда и представляет удоб-
ства, так как сокращается простой тягача в период погрузки и
разгрузки полуприцепа.
Сжиженные газы могут перевозиться в грузовых автомобилях
с обычным кузовом: ГАЗ, ЗИЛ, УАЗ и др. Баллоны в этом случае
перевозятся в вертикальном положении при условии, что задний
ряд баллонов закрепляется специальным деревянным приспособ-
лением или веревками. Летом для защиты от солнечной радиации
баллоны покрывают брезентом. В грузовых автомобилях 50-л бал-
лоны размещаются в кузове вертикально в один ярус. Баллоны
вместимостью 27 л размещаются в два яруса, один на другой.
Портативные баллоны вместимостью 1—5 л перевозятся в дере-
вянных ящиках и устанавливаются обычным способом.
Обычные бортовые грузовые автомобили, применяемые для
перевозки баллонов, в настоящее время заменяются специально
оборудованными. Это позволяет значительно облегчить погрузку
и разгрузку наполненных баллонов в пунктах доставки. Некото-
рые виды автомобилей рассматриваются ниже.
На рис. 6.6, а показан спецавтомобиль, разработанный Гипро-
ниигазом, предназначенный для транспорта баллонов и смонти-
рованный на шасси автомобиля типа ГАЗ. Кузов спецавтомобиля
представляет собой сваренный из труб и уголков каркас 2,
в ячейки которого помещают в горизонтальном положении венти-
305
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
со
О
05
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 6 Спецавтомобиль для транспортировки баллонов
а —в горизонтальном положении б —в вертикальном положении СТБВ 1 54 (1— автомобиль ГАЗ 52
4 — корытообразны» профиль 5 — уголок 6 — пружинное устройство 7 — прижим 8— огнетушитель
12— втулка резьбовая, /3 —рама)
2 — тент 3 — пружинный захват
9 — амортизатор 10, 11 — винты
лями к середине кузова баллоны 1. Баллоны укладывают на под-
весные ролики 6, обтянутые резиновыми трубками, смягчающими
удары. Подвесные ролики облегчают погрузку и разгрузку балло-
нов в автомобиль. В кузове баллоны укладывают в шахматном
порядке, что позволило уменьшить его размеры. Верхней частью
баллоны упираются в деревянную перегородку 8 с отверстиями
для колпаков с вентилями, что исключает их сталкивание. Чтобы
баллоны не выпадали из ячеек при перевозке, их запирают штан-
гами 3, помещенными в специальные кронштейны. Каркас для
размещения баллонов устанавливается на раме шасси и крепится
к ней системой уголков 5. В ячейке 7 помещается тележка для
развозки баллонов. От нагрева солнечными лучами баллоны за-
щищает теневой кожух 4, выполненный в виде разделенной бре-
зентовой крыши, собранной на каркасе из дюралевых уголков.
Автомобиль снабжается двумя углекислотными огнетушителями,
а глушитель двигателя вынесен вперед. По обеим сторонам кабины
проходит красная полоса с надписью: «Пропан. Огнеопасно». Ав-
томобиль рассчитан на перевозку баллонов вместимостью 50 л.
В настоящее время нет еще автомобилей, удовлетворяющих
всем требованиям транспортировки баллонов. Основные требова-
ния к таким автомобилям: устройство кузова должно допускать
механизацию, а в дальнейшем и автоматизацию погрузки заправ-
ленных баллонов и выгрузки пустых на ГНС; при транспорти-
ровке баллоны должны быть надежно закреплены, конструкция
не должна допускать повреждения баллонов, истирания краски и
выпадания баллонов; машина должна иметь защиту от нагрева
солнечными лучами; проходимость по узким улицам с заснежен-
ным покровом или в распутицу; возможность разгрузки на узких
улицах поселков с кюветами по сторонам; возможность одному
человеку снять любой баллон; наклон автомобиля не должен
приводить к выпаданию баллонов при разгрузке; иметь приспо-
собление, облегчающее и убыстряющее разгрузку баллона и по-
грузку пустого; иметь тележку, на которой баллон может быть
доставлен к потребителю по любой дорожке, или санки, прохо-
дящие по любому снегу; иметь весовое приспособление для взве-
шивания остатков в баллонах.
Баллоны надо получать со склада ГНС только с заглушками
на штуцерах вентилей и с предохранительными колпаками, на-
вернутыми до конца резьбы на горловину баллона. Перед от-
правкой в рейс автомобиля следует проверить закрытие и запи-
рание всех дверок; передвижение даже на малое расстояние
с открытыми дверцами категорически воспрещается. Перед раз-
грузкой автомобиля, особенно с клетками, следует проверить его
положение. При заметном боковом крене следует принять меры
против выпадания баллонов из автомобиля при открытии дверок.
Воспрещается открывать дверцы при значительном крене автомо-
биля. Категорически запрещается перевозка баллонов навалом
или вместе с другими предметами и материалами, а также про-
воз людей в кузове с баллонами.
307
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В настоящее время серийно изготовляются спецавтомобили
1ля перевозки баллонов на шасси автомобиля ГАЗ-52-01 типа
Ч.Г-52 (число баллонов вместимостью 50 л — 36) и типа СТБ1-52
(60 баллонов).
На рис. 6.6, б показан спецавтомобиль, представляющий собой
1втомобиль ГАЗ-52 с кузовом, переоборудованным для транспор-
тировки баллонов в вертикальном положении. Для предохранения
баллонов от ударов на внутренних стенках переднего и боковых
бортов крепятся резиновые амортизаторы Чтобы увеличить жест-
кость, на наружных стенках боковых бортов установлены корыто-
образные профили К нару/кным стенкам всех бортов прикреп-
лены уголки для крепления защитного тента. Для удержания
баллонов от смещения при транспортировке служит навесное при-
жимное устройство Прижимное устройство состоит из трубчатой
замы, имеющей на концах струбцины для закрепления устройства
за боковых бортах кузова автомобиля. Через резьбовые втулки
замы проходят винты, предназначенные для перемещения при-
жима На наружной стенке переднего борта кузова по обе сто-
зоны кабины в специальных кронштейнах крепятся два огнетуши-
теля Выхлопная система и глушитель двигателя автомобиля
выведены под передний бампер. Возможно использовать спецав-
томобили с прицепом, масса которого с грузом не должна превы-
шать 2500 кг. Число транспортируемых баллонов с газом 52, по-
рожних— 75.
Водный транспорт сжиженных газов. Значительное развитие
в нашей стране зон производств сжиженных газов при нефтепро-
мыслах и на нефтеперерабатывающих заводах, многие из которых
тяготеют к морским и речным бассейнам, а также организация
новых районов потребления сжиженного газа, значительная часть
которых близко расположена к действующим морским и речным
портам, создают реальные предпосылки для транспортировки сжи-
женного газа морскими и речными судами. Развитие этого вида
транспорта сжиженных газов становится особенно перспектив-
1ым, если сочетать строительство портовых баз хранения сжи-
женного газа с трубопроводным транспортом этих газов на ГНС
в районы сосредоточенного потребления.
Морской и речной транспорт сжиженных газов в специально
для этого приспособленных судах получил значительное распро-
странение за рубежом В ряде стран накоплен значительный опыт
по этому виду перевозок, представляющий определенный интерес
Цля водных перевозок сжиженных газов применяют как специ-
ально приспособленные для этого танкеры, так и баржи
Грузоподъемность некоторых танкеров достигает 12 тыс т и
более Резервуары обычного типа для сжиженных газов, разме-
щаемые на судне, имеют преимущественно цилиндрическую форму,
в эксплуатации находятся также сферические резервуары
Для перекачки сжиженного газа из судовых резервуаров
в прибрежные хранилища обычно применяют двух- и трехступен-
патыс центробежные насосы в сочетании с компрессорами Ци-
308
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
линдрические резервуары располагают в зависимости от типа
судна как горизонтально, так и вертикально.
За рубежом в настоящее время для перевозки сжиженных газов исполь-
зуют не только специальные танкеры, но и обычные грузовые судна, переобору-
дованные для перевозки такого груза, полезной грузоподъемностью от 60 до
150 т Заполнение и опорожнение резервуаров на судне осуществляется, как
правило, при помощи одного или двух компрессоров, установленных на судне.
Кроме того, на судне имеется насос, обеспечивающий давление на выходе до
2,5 МПа
Наряду с широко применяемыми резервуарами, наполненными
сжиженными газами под давлением, в последние годы получает
распространение перевозка сжиженных газов в изотермических
резервуарах. Значительное снижение затрат металла на сооруже-
ние таких резервуаров в сравнении с толстостенными резервуа-
рами обычного типа и применение несложной технологической
схемы охлаждения делают изотермические резервуары более эко-
номичными в эксплуатации. Существенной технологической осо-
бенностью транспорта в изотермических резервуарах является на-
личие рефрижерационной системы; резервуары в данном случае
могут быть изготовлены из обычной углеродистой стали. Для теп-
ловой изоляции наружной поверхности могут быть использованы
специальные синтетические материалы. Применение изотермиче-
ских хранилищ, особенно на крупных судах, позволяет гораздо ра-
циональнее использовать как рабочую площадь судна, так и его
грузоподъемность. Это вызвано тем, что изотермические танкеры,
в которых сжиженный газ находится под атмосферным давлением,
намного легче стандартных цилиндрических резервуаров, рассчи-
танных на значительное рабочее давление.
На основании изложенного можно сделать вывод, что в на-
стоящее время существует три типа судов для транспорта сжи-
женных газов:
— танкеры с резервуарами, работающими под давлением. Ре-
зервуары этих танкеров рассчитываются на максимальную упру-
гость паров продукта при 45 °C, что составляет около 1,6 МПа;
— танкеры с теплоизолированными резервуарами под пони-
женным давлением (полуизотермические). Сжиженный газ транс-
портируется при промежуточном охлаждении (от —5 до +5 °C)
и пониженном давлении (0,3—0,6 МПа);
— танкеры с теплоизолированными резервуарами под давле-
нием, близким к атмосферному (изотермические). В изотермиче-
ских резервуарах (танкерах) сжиженные газы транспортируются
при давлении, близком к атмосферному, и низкой относительной
температуре (—40 °C для пропана, аммиака; —103 °C для этана,
этилена и —161 °C для сжиженного природного газа).
По форме устанавливаемых на танкере резервуаров газовозы
могут быть разделены на танкеры, оборудованные сферическими,
цилиндрическими и прямоугольными резервуарами.
Принципиальная схема транспортных изотермических резер-
вуаров представлена на рис. 6.7. Хранилище состоит из цилиндри-
309
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 7 Схема хранения сжиженных газов при атмосферном
давлении и отрицательной температуре
ческого вертикального тонкостенного стального резервуара 1, ком-
прессора 2, теплообменника 3 и конденсатора 4. Сжиженный газ
находится в резервуаре под давлением 1—5 кПа, при температуре
в верхней части резервуара, соответствующей этому давлению.
Температура в нижней части резервуара вследствие гидростатиче-
ского давления будет несколько выше. Резервуар изолирован шла-
коватой толщиной 200—250 мм. Испаряющийся в результате теп-
лового притока извне газ проходит через теплообменник 3,
сжимается в компрессоре 2 до давления 0,4—0,9 МПа (абс.) (в за-
висимости от химического состава газа и температуры внешней
среды), конденсируется при этом давлении в конденсаторе 4 и че-
рез теплообменник 3 направляется обратно в резервуар. Расход
энергии на поддержание низкой температуры в тысячетонном ре-
зервуаре в наиболее невыгодных условиях — хранение пропана
при наружной температуре 25 °C — составляет 60—100 кВт • ч/сут.
В резервуаре вместе со сжиженным газом хранится диэтиленгли-
коль, который имеет такую же температуру, как и сжиженный
газ. При заливке газа в резервуар диэтиленгликоль вытесняется
через теплообменник слива — наполнения 5 в бак гликоля 6.
В теплообменнике при заполнении резервуара происходит охлаж-
дение сжиженного газа и нагрев гликоля. При отборе сжижен-
ного газа из резервуара происходит обратный процесс — гликоль
из бака 6 перетекает в резервуар и по пути в теплообменнике 5
охлаждается Возможно применение контактного теплообменника
вместо поверхностного.
На рис. 6 8, я показана схема размещения на танкере цилинд-
рических резервуаров под давлением для сжиженного газа. В этом
случае эффективно используется только '/з площади судна. Схема
танкера со специальными изотермическими резервуарами для пе-
ревозки сжиженного газа показана на рис. 6 8, б. Площадь этого
судна, примерно такая же, но полезная грузоподъемность по
сжиженному газу в 3 раза больше.
310
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 8 Схема размещения резервуаров для сжижен-
ного газа на морском танкере
а — с цилиндрическими резервуарами под давлением, б —
с изотермическими резервуарами
Перед транспортом сжиженных газов по водным путям СССР в настоящее
время открываются большие перспективы, так как крупными поставщиками
сжиженных газов являются газобензиновые заводы, расположенные в Волжско-
Камском бассейне Кроме того, значительные количества сжиженных газов мо-
гут быть перевезены по рекам Северо-Западного бассейна и Днепру В СССР
в настоящее время разработаны конструкции отечественных судов газоганкеров
и также специально оборудованных сухогрузных барж для перевозки сжижен-
ных газов как в резервуарах под давлением, так и в изотермических резервуа-
рах Изотермическим газотанкерам ввиду их большой экономичности в этом
виде отечественного судостроения, по-видимому, будет отдаваться предпочте-
ние В связи с относительно небольшой плотностью сжиженных газов представ-
ляется целесообразным и перспективным вариант их перевозки также в плаву-
чих баллонах, скомплектованных в секциях При диаметре баллонов 3 м и
длине 50 м трузоподъемность одной секции, состоящей из двух труб, состав-
ляет около 300 т Такие секции предполагается толкать толкачами, оборудован-
ными насосами и компрессорами для перекачивания газа
Вошедшая в эксплуатацию Волго-Балтийская глубоководная магистраль,
дающая возможность вести бесперевалочную транспортировку грузов между го-
родами Белого, Балтийского, Каспийского, Черного и Азовского морей, откры-
вает огромные возможности в развитии водных перевозок сжиженного газа
Перспективы использования водного транспорта возросли также в связи с вво-
дом в эксплуатацию сплошного глубоководного Днепровского пути от портов
Черного моря до Киева и городов Белоруссии
Перевозка сжиженных газов авиатранспортом. Необходимость
в авиаперевозках сжиженного газа возникает в основном в зим-
ний период в северных районах в случаях отсутствия тары и не-
достаточного запаса газа в навигационный период у промышлен-
ных и бытовых потребителей, а также для газоснабжения экспе-
диций в Арктике и Антарктиде.
Авиаперевозки осуществляются грузовыми самолетами, гру-
женными баллонами в соответствии с требованиями «Правил воз-
душных перевозок опасных грузов».
Число загружаемых баллонов вместимостью 27 л в зависимо-
сти от дальности полета и типа самолета доходит до 500. По-
грузка баллонов в самолет, а также выгрузка производятся вруч-
311
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ную непосредственно с автомобилей. На баллоны обязательно на-
девают амортизационные веревки. Установка баллонов может
производиться в вертикальном положении по двум вариантам,
в один и два яруса. Баллоны внутри самолета крепят по указа-
нию экипажа и лиц, ответственных за погрузку. Разрешается про-
изводить загрузку баллонов с использованием контейнерных уст-
ройств на 8 и 16 баллонов каждое.
Авиатранспорт является самым дорогим из существующих ви-
дов транспорта. Пути снижения стоимости авиатранспорта лежат
в использовании большегрузных самолетов и вертолетов, а также
в применении специальных вертолетов, снабженных резервуарами,
которые заполняются на ГНС и опорожняются у отдаленного по-
требителя по принципу автомобильных цистерн.
Транспорт сжиженных газов по трубопроводам. Этот вид
транспорта в настоящее время используется преимущественно для
перекачки сжиженного газа от пунктов производства до предприя-
тий-потребителей по межзаводским газопроводам небольшой про-
тяженности. Однако трубопроводный транспорт приобретает в по-
следние годы все большее значение. Особенно перспективен транс-
порт сжиженных газов по магистральным трубопроводам. Как
показывает отечественный и зарубежный опыт, трубопроводный
транспорт сжиженных газов весьма практичен и в ряде случаев
оказывается экономически наиболее приемлемым в сравнении
с другими видами транспорта. Экономичность трубопроводного
транспорта значительно возрастает с повышением степени пол-
ноты его использования, а это в свою очередь во многом зависит
от наличия в районе приема газа мощных баз его хранения, как
надземных, так и подземных.
Для транспорта сжиженных газов по трубопроводам могут
быть использованы: трубопроводы, специально предназначенные
только для перекачивания сжиженных газов; существующие бен-
зопроводы с периодическим, последовательным перекачиванием по
ним сжиженных газов и бензинов.
Первый метод применяется, когда необходимо постоянно пода-
вать большое количество сжиженных газов от места производства
к месту погрузки в транспортные резервуары, например от газо-
бензиновых заводов и в порты и на пристани. Специальные трубо-
проводы целесообразно применять для перекачки большого коли-
чества сжиженных газов и на большие расстояния (до 400—
1000 км). Если направление транспорта сжиженных газов совпа-
дает с направлением транспорта бензина, причем для транспорта
бензина имеется специальный трубопровод, то этот трубопровод
может быть использован периодически также и для транспорта
сжиженных газов. Опыт показывает, что при последовательной
перекачке бензина, бутанов, пропана и пропан-бутановых смесей
по одному и тому же трубопроводу смешение этих продуктов не-
значительно.
Важнейшим технологическим требованием при этом является
поддержание такого давления в трубопроводе, которое обеспе-
312
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
чивало бы предотвращение кипения в нем перекачиваемых сжи-
женных газов (чтобы давление не упало ниже их упругости паров
при данных температурах). Несоблюдение этого требования может
вызвать образование в трубопроводе паровых пробок. Минималь-
ное значение давления сжиженных газов в трубопроводе прини-
мается обычно на 0,6—0,8 МПа больше давления насыщения. Как
показывает опыт эксплуатации ряда трубопроводов, организация
автоматической системы контроля надежно гарантирует требуе-
мое давление на перекачивающих станциях и по всей трассе. Для
каждой перекачивающей станции должен быть разработан график
требуемого давления на входе в зависимости от характера
рельефа и температуры перекачиваемого продукта.
При рассмотрении проблем трубопроводного транспорта сжи-
женных газов особое внимание должно быть уделено меро-
приятиям, предотвращающим гидратообразование, зависящее от
содержания влаги в перекачиваемой жидкости и ее состава. Экс-
плуатационные затруднения, возникающие при образовании гид-
ратов, усугубляются зимой при минусовых температурах. К числу
важнейших мер по борьбе с образованием гидратов в трубопрово-
дах является прокладка их ниже зоны промерзания грунта,
а также устройство для ввода в трубопровод метанола в качестве
антифриза. Однако радикальным мероприятием, устраняющим об-
разование гидратов в транспортируемых по трубопроводу сжи-
женных газах, является их тщательная осушка перед поступле-
нием в магистраль. Одним из зарекомендовавших себя в практике
методов осушки следует считать адсорбционный метод. В качестве
адсорбента может служить активированная окись алюминия,
обеспечивающая доведение точки росы до —40 °C. На выходе
сжиженного газа из дегидратационных установок должен быть
установлен постоянный контроль. При последовательной пере-
качке нескольких видов нефтепродуктов по одному трубопроводу
большое значение в эксплуатации приобретает выявление точ-
ного значения давления на входе в перекачивающую станцию.
Для упрощения работы оператора перекачивающей станции при-
меняются в ряде случаев несложные приспособления, позволяю-
щие в любой момент ориентировочно определить упругость паров
продуктов, проходящих через станцию.
Учитывая относительно высокую экономическую эффектив-
ность трубопроводного транспорта сжиженных газов в сравнении
с железнодорожным и автомобильным, следует рекомендовать раз-
работку широкой сети трубопроводов для подачи сжиженных га-
зов в города, на промышленные и другие крупные объекты газо-
снабжения.
На рис. 6.9 приведена схема установки для транспорта сжи-
женных газов по трубопроводу. Установка состоит из резервуаров
хранения 1 в головном пункте трубопровода, головной насосной
станции 2, пункта измерения 3, промежуточных насосных станций
4, собственно трубопровода 5, резервуаров хранения в конечном
пункте 6, насосной станции конечного пункта 7 и распределитель-
313
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
7 8
Рис 6 9 Схема транспортировки сжиженных 1азов по трубопроводам.
кого пункта 8. Сжиженные газы забираются из резервуаров 1 на-
сосами. При подземном расположении резервуаров, единственно
рекомендуемом из соображений пожарной безопасности, насосы
должны выполняться самовсасывающими. Для обеспечения воз-
можности непрерывной работы рекомендуется последовательная
установка не менее двух насосов, с возможностью байпасирования
вокруг одного из насосов. Насосы, через пункт измерения газа 3,
в котором производится измерение расхода объемными или диаф-
рагменными расходомерами, подают сжиженные газы в соб-
ственно трубопровод 5. Промежуточные насосные станции 4 обо-
рудуются аналогично головной станции. Так как давление в ко-
нечном пункте трубопровода должно на 0,6—0,8 МПа превышать
давление насыщения, заполнение копейных резервуаров 6 проис-
ходит без всяких затруднений. Выдача сжиженного газа потреби-
телю из резервуаров 6 производится при помощи насосов, уста-
новленных на станции 7, число которых должно быть также не
меньше двух. Все промежуточные и конечная насосные станции
оборудуются регуляторами давления типа «до себя», поддержи-
вающими на входе в станцию давление, для промежуточных стан-
ций на 1,0—1,2 МПа, а для конечной станции на 0,3—0,5 МПа
превышающее давление насыщения.
В практике транспорта сжиженного газа по трубопроводам
применяется метод последовательной перекачки светлых нефте-
продуктов и пропан-бутанов. При этом смешение перекачиваемых
продуктов происходит на очень небольшом участке трубопровода
(до 1—2 км в самом неблагоприятном случае). Начало поступле-
ния другого вида топлива устанавливается автоматическим при-
бором по изменению плотности продукта, вязкости или коэффи-
циента преломления.
Относительно большие значения упругости паров и малые зна-
чения вязкости и плотности сжиженных газов обусловливают ряд
специфических особенностей их транспорта по трубопроводам.
О влиянии упругости паров на минимальное значение давления
в трубопроводе было указано выше. В соответствии с этим на
основании соотношения рМИн= (Рнас + 0,7) МПа в табл. 6.1 приве-
дены значения минимально допускаемых давлений в трубопроводе
при транспорте сжиженных газов в летних и зимних условиях,
при укладке труб на поверхности или в земле, ниже зоны про-
мерзания.
314
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Верхнее предельное значение давления (давление за насосной
станцией) определяется прочностью труб и оборудования насос-
ных станций. Обычно принимаемое максимальное значение дав-
ления не должно превышать 5,0 МПа. Поэтому возможный пере-
пад давления между насосными станциями, а вместе с этим и
пропускная способность трубопровода в летнее время уменьша-
ются. Особенно сильно уменьшение перепада давления в летних
условиях сказывается на производительности трубопровода при
транспорте пропана. При этом перед последующей промежуточной
станцией давление в трубопроводе должно быть выше давления
насыщения не менее чем на 0,6 МПа Так как давление в конеч-
ном участке трубопровода всегда превышает давление насыще-
ния на 0,6—0,8 МПа, заполнение конечных резервуаров происхо-
дит безо всяких затруднений.
Таблица 6.1
Минимальные значения давления в трубопроводах
для сжиженных газов, МПа
Г аз °С £5 С,
Зимой Летом 25
на поверхно- сти 20 в земле 0
Пропан 0,94 1,2 1,7
Бутаны 0,7 0,8 1,05
Пропан-бутаны (504- 4- 50%) 0,9 1,1 1,3
Оптимальное решение при строительстве трубопровода прини-
мают в зависимости от местных условий путем сравнения вариан-
тов по суммам годовых приведенных затрат. Трубопроводы необ-
ходимо проектировать в соответствии с требованиями СНиП
11—45—75.
Начальное давление в газопроводе после насосной станции оп-
ределяется из расчета преодоления сопротивления трубопровода
и предупреждения вскипания жидкой фазы. Для предупреждения
закипания жидкой фазы и образования паровых пробок, которые
могут вызвать резкое сокращение пропускной способности газо-
провода, минимальное давление в любой его точке, как было упо-
мянуто выше, должно быть на 0,6—0,8 МПа выше давления на-
сыщения при возможной температуре продукта. При значитель-
ных длинах трубопровода за возможную температуру продукта
принимают максимальную температуру грунта в летнее время на
глубине укладки трубопровода. Таким образом, при температуре
грунта 15 °C у пропана абсолютное давление паров при указан-
ной температуре составляет 0,725 МПа, следовательно, абсолют-
ное давление в конце газопровода при перекачке пропана не дол-
жно быть ниже 1,4 МПа.
315
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Магистральные газопроводы сжиженного газа должны быть,
как правило, проложены в грунте вне территории населенных
пунктов Надземная прокладка может быть принята только при
условии специального обоснования и обычно в местах переходов
через естественные и искусственные препятствия. При прокладке
газопроводов вблизи населенных пунктов, промышленных пред-
приятий или отдельно стоящих зданий и сооружений, расположен-
ных по отметкам ниже трубопровода, расстояния между ними
принимают в соответствии с данными табл 6 2
Таблица 62
Расстояния между трубопроводами для сжиженных газов
и сооружениями, м
Объекты, здания и сооружения Диаметр трубопровода мм
до 150 150—300 300—500
1. Города, населенные пункты, отдельные здания с массовым скоплением людей, промышленные предприятия и склады легковоспламеняющихся и горючих жидкостей 150 250 500
2 Отдельно стоящие жилые здания, сельскохозяй- ственные фермы и усадьбы 100 175 350
3. Автомобильные дороги IV, V, Ш-п, IV-n кате- горий при параллельной прокладке 50 75 150
Кроме того, при прокладке газопроводов для сжиженных га-
зов необходимо руководствоваться следующими указаниями.
1 При прокладке магистральных трубопроводов на отметке ниже 5 м, рас-
положенных вблизи населенных пунктов, промышленных предприятий и отдель-
ных зданий, расстояния от них до магистральных трубопроводов могут быть
уменьшены на 25 % (без увеличения толщины стенки труб) по согласованию
с органами государственной газовой инспекции
2 Допускается совместная прокладка нескольких трубопроводов диаметром
до 150 мм в одной траншее при условии предъявления соответствующего обос-
нования
3 В особых случаях при предъявлении соответствующего технико-экономи-
ческого обоснования допускается сокращение расстояний, приведенных в п 1 и 2
табл 6 2, не более чем на 30 % при условии увеличения толщины стенок трубы
на столько же процентов
4 Участки газопроводов, укладываемые выше насеченных пунктов, про
мышленных предприятий и отдельных зданий и сооружений, относятся к кате
гории 1 Здесь предъявляются повышенные требования к толщине стенок труб
При проектировании магистральных газопроводов для сжи-
женных газов необходимо обязательно выполнять гидравлический
расчет, расчеты на прочность и др.
Гидравлический расчет выполняется на основании данных вы-
бора оптимального варианта трассы газопровода и расположения
перекачивающих станций.
Как известно, система сжиженный газ — газ является динами-
ческой, она постоянно сопровождается конденсацией и испаре-
316
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
нием- При равенстве скоростей конденсации и испарения насту-
пает равновесие системы, и пары над жидкостью будут насыщен-
ными, а их давление называется давлением насыщения. Одно из
главных положений, учитываемых при гидравлическом расчете
трубопроводов,— создание условий, при которых давление в любой
точке трубопровода (особенно в самой высокой) не снижалось бы
ниже давления насыщения. Оптимальным для верхней точки
трассы трубопровода должно быть давление насыщения. При этом
следует принимать во внимание изменения упругости паров в за-
висимости от температуры и химического состава перекачивае-
мого газа. Все это необходимо учитывать, так как в процессе экс-
плуатации трубопровода давление в какой-либо точке может
упасть ниже давления насыщения, что в свою очередь может вы-
звать интенсивное гидратообразование. При этом пропускная спо-
собность трубопровода резко упадет, увеличатся скорости потоков
в нем, что может вызвать резкий перепад давления. Вероятной
«опасной» точкой трубопровода является верхняя точка профиля
трассы. Поэтому при расчете минимальное давление в самой вы-
сокой точке профиля трубопровода принимают с определенным
запасом: рМин=Рнас + Рдоп, где рНас — давление насыщения при вы-
бранной температуре, МПа; рдоп — давление, превышающее дав-
ление насыщения, МПа [при проектировании принимают рдоп=
= (0,6Н-0,8) МПа], что исключает возможность газообразования.
Если сжиженный газ из трубопровода поступает в резервуар для
хранения, то можно принять рдоп = (0,15^-0,2) МПа.
В поверочном расчете необходимо учитывать гидравлические
потери в местных сопротивлениях (задвижки, вентили, отводы,
клапаны, шайбы и др.).
Расстояния между пунктами перекачки определяют из условия,
что давление после насосной станции не должно превышать
5,0 МПа. При этом перед последующей перекачивающей станцией
превышение давления должно быть Лр>0,5 МПа.
Гидравлический расчет трубопровода складывается из следую-
щих этапов:
1 . Определяют физические параметры сжиженного газа в зависимости от его
химического состава (плотность в зависимости от колебания температуры жид-
кости в трубопроводе; вязкость в зависимости от температуры; упругость при
максимальной температуре). Плотность сжиженного газа определяется исходя
из заданного состава и температуры в газопроводе. Температуру в газопроводе
на каком-то расстоянии х от его начала определяют по формуле Шухова
tx = t0 + (*н + t0)e °'27knD™x l(Vpcp),
где t0 - температура грунта, °C; — начальная температура газа в трубопро-
воде, °C; k — коэффициент теплопередачи от газа к грунту, кВт/(м2-ч-°С);
Овн — внутренний диаметр трубопровода, м; V — объемный расход перекачивае-
мого газа, м3/ч; р — плотность перекачиваемого газа, кг/м3; сР — теплоемкость
перекачиваемого газа, кДж/(кг-°С).
Температуру грунта определяют по климатологическому справочнику как
среднемесячную температуру на глубине заложения трубопровода. Для ориен-
тировочных расчетов коэффициент теплопередачи k можно принять для сухого
песка 1,16, для влажной глины 1,45 и для мокрого песка 3,48
317
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
2 Задаются оптимальной скоростью сжиженного газа в трубопроводе в пре-
делах 1,2—3,0 м/с
3 В зависимости от пропускной способности трубопровода Q, м3/с, и ско-
ро сти потокa v, м/с, рассчитывают диаметр трубопровода по формуле d=
= y4Q/(iw)
4 В зависимости от качества труб и их состояния определяют шерохова-
тость (табл 6 3)
Таблица 63
Рекомендуемые значения эквивалентной абсолютной
шероховатости для стальных цельнотянутых труб
Состояние труб Шероховатость мм э
Новые 0,05—0,06
Не бывшие в употреблении, но продол- 0,10—0,15
жительное время пролежавшие на
складе
Находящиеся в эксплуатации до 8 лет 0,50—0,60
По выбранной эквивалентной шероховатости и диаметру труб определяется
относительная шероховатость и гладкость трубопровода.
5 . Потери напора (давления) Н, МПа, в трубопроводах жидкой фазы сжи-
женных газов, в соответствии с рекомендациями п 9 70 главы СНиП II—37—76
определяют по формуле Дарси — Вейсбаха H=ph(Lv2)/(2gd), где X — безраз-
мерный коэффициент гидравлического сопротивления; L — длина трубопровода,
м, v — средняя скорость движения сжиженного газа, м/с; g— ускорение силы
тяжести, м/с2, d — внутренний диаметр трубопровода, м; р — плотность газа,
кг/м3
С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жид- кой фазы следует принимать’ во всасывающем трубопроводе — не свыше 1,2 м/с; в напорных трубопроводах — не свыше 3 м/с Коэффициент гидравлического сопротивления рекомендуется рассчитывать по формуле А = 0,11 (fe3/tZ + 68/Re)° 25, где ka — эквивалентная абсолютная шеро- ховатость стенки трубы, м, Таблица 6 4 d-внутренний диаметр тру- бопровода, м, Re — критерии Значения коэффициентов Рейнольдса Числовые значе- сопротивления ния А. для наиболее употреби- ТРИКНУУ QUflUPUUM ППИВР
d/^э A, Ю2 d k Э дены в табл 6 4. ’ u 6 Задаются потерями на- пора на местные сопротивле-
2500 2000 1500 1000 800 600 1,589 1,669 1,782 1,963 2,074 2,234 500 400 300 200 150 ния Обычно такие потери со- 2,342 ставляют 1 —1,3 % линейных 2,486 сопротивлений. Тогда /7общ = 2,694 =//+//2(0,01+0,013) 3,035 В полученное значение 3,318 потерь вносят поправку ±//г в зависимости от геодезиче- ского положения начальной
и конечной точек трубопро-
вода
7 Принимая давление в конце трубопровода равным давлению насыщения
и суммируя его с потерями напора в трубопроводе, выраженными в единицах
давления, получают ориентировочное значение давления, необходимою в начале
газопровода, Цн = Рк + #общР, где р — среднее значение плотности сжиженного
газа, кг/см3
318
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Для магистрального газопровода начальное давление рекомендуется прини-
мать 5 0 МПа Если в результате расчета окажется, что начальное давление
превышает рекомендуемое менее чем на 50 %, необходимо произвести пересчет,
уменьшив значения скорости Это приведет в свою очередь к уменьшению дав-
ления Если расчетное начальное давление превышает рекомендуемое более чем
на 50 %, необходимо установить дополнительную перекачивающую станцию
8 Перекачку сжиженных газов по трубопроводу предусматривают при ре-
жиме шероховатого трения Этот режим движения жидкой фазы возможен при
определенных скоростях потока Наличие шероховатого трения определяется
предельным значением числа Рейнольдса Re у. Фактическое значение числа Рей-
нольдса Re должно быть равно Re || или превышать его (Re^Ren) Re опре-
деляется по формуле Re || =[120 (d/Лэ)]1 125(v/vB)0>67, где v — кинематическая вяз-
кость сжиженною юза, м2/с, vB — кинематическая вязкость воды, м2/с Re опре-
деляется по формуле Re = c’d/v, где v — кинематическая вязкость сжиженного
газа при средней температуре, м2/с
Если Re<Re||, производят пересчет трубопровода, увеличив скорость жид-
кости в трубопроводе Это приведет к уменьшению давления перекачки
9 Определив скорость потока v, диаметр труб d, потери напора в трубо-
проводе //общ, давление в начале трубопровода рн и Re, находят давление
в «опасной» зоне, которая определяется в соответствии с геодезическими изыска-
ниями Составляется уравнение Бернулли для начальной и возвышенной точек
При этом необходимо учитывать, что потери напора Нв на участке трубопро-
вода от начальной точки до возвышенной определяются по формуле Нв —
= //общ(Ав/^общ), где Lb — расстояние по трассе от начальной точки до возвы-
шенной, £общ — общая протяженность трубопровода
По уравнению Бернулли с учетом того, что viz/(2g) = цв2(2£), вследствие
равенства скоростей может быть определен пьезометрический напор в возвы
шенной точке pBlp=Zi—zB+pt/p—Нв, где zx и zB — отметки начальной и возвы-
шенной точек
По пьезометрическому напору и плотности определяется величина давления
рв в возвышенной точке трубопровода По принятому условию оно должно на
0,6—0,8 МПа превышать давление насыщения Рв = рнас + (0,64-0,8) МПа
Значение, на которое повышается давление во всей системе, равно Др=
= (0,64-0,8)—Дрв, где Дрв — разница между давлением в «опасной» точке, полу-
ченным путем расчета, и давлением насыщения
Если условия конечного давления не выдерживаются, то в системе необхо
димо поднять давление на величину Дрдоп
Если сжиженный газ подают в резервуары, то Дрдоп= (0,154-0,2)—Др, МПа,
а если газ поступает на очередную перекачивающую станцию, то Дрдоп=(0,5—
—Др), МПа
В табл. 6.5 приведены технические показатели трубопроводов
для перекачки сжиженного углеводородного газа
Гидравлический расчет трубопроводов паровой фазы произво-
дится по формуле
(Рн —Рк)/(0,И) = 1,45- 10“3(V^+ 1922vrf/Q)0’25 (Q2/d5),
где рн— абсолютное давление газа в начале газопровода, МПа;
рк — то же, в конце газопровода, МПа; Q— расход газа, м3/ч; р —
плотность газа, кг/м3, при температуре 0 °C и давлении 101,3 кПа;
v — коэффициент кинематической вязкости газа, м2/с, при темпе-
ратуре 0 °C и давлении 101,3 кПа. Остальные обозначения были
приведены выше
При проектировании трубопроводов сжиженных газов следует
предусматривать устройства для компенсации тепловых удлине-
ний, когда это необходимо по условиям температурного режима
трубопроводов
319
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Табл и'ц а 6.5
Технические показатели трубопроводов для перекачки
сжиженного пропана
Длина трубо- провода, км Объем транспортируемого газа, тыс. т в год
10 50 100 500 1000 2000
Оптимальный диаметр, мм
50 89X5 89X5 114X6 245X7 325X8 377X8
100 89X5 114X6 133X6 273X7 325X8 377X8
500 89X5 133X6 159X6 273X7 325X8 426X10
1000 89X5 133X6 159X6 273X7 325X8 426X10
2000 89X5 133X6 159X6 273X7 325X8 426X10
Число насосных станций
50 1 1 1 1 1 1
100 1 1 1 1 1 1
500 2 2 2 2 2 2
1000 3 2 3 3 4 4
2000 6 4 5 5 7 7
Таблица 6.6
Нормативные характеристики стальных труб
Показатель Условное обозначение ^Значение
Нормативное сопротивление растяжению материала труб и сварных соединений из условий работы на разрыв Коэффициент однородности при разрыве стали: «Г авр
низколегированной — в сварных трубах и углеро- дистой — в бесшовных трубах /^1НЛ 0,80
низколегированной нормализованной и углероди- стой — в сварных трубах /С1у 0,85
Коэффициент однородности труб из стали: 0,85
низколегированной /^2НЛ 0,90
углеродистой ^2У 0,80
Коэффициент условий работы материала при разрыве труб /Пх
Нормативное сопротивление растяжению, сжатию и из- гибу материала труб и сварных соединений, определяе- мое из условия достижения предела текучести ат
Модуль упругости при растяжении, сжатии и изгибе, МПа Е 210 000
Коэффициент линейного расширения а 0,000012
Коэффициент Пуассона Н 0,30
Плотность стали, г/см3 Р 7,85
Примечания: 1. Значения временного сопротивления и предела текучести стали
•руб принимаются по техническим условиям или государственным стандартам на соответ-
:твующие вицы труб.
2. Нормативные сопротивления сварных соединений принимаются равными нормативным
•опротивлениям основного металла труб.
320
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Подземные магистральные трубопроводы рассчитываются на
прочность в зависимости от воздействия внутреннего давления
в трубах
Расчетное сопротивление материала труб и их соединении 7?i
определяется как произведение нормативного сопротивления /?1"
на коэффициенты безопасности по материалу и условий ра
боты металла т\, принимаемые по табл 6 6, а также на коэффи-
циент условий работы т2 по табл 6 7, учитывающий особенности
Таблица 67
Расчетные сопротивления и R2 и коэффициент условий
работы т2 магистральных трубопроводов
R, 1 R
для труб из стали
Участки трубопроводов т2 низколеги рованной ненормали зованной в сварных трубах, углеродисто? в бесшов ных трубах низколегиро ванной нормализо ванной и углеро диетой в сварных трубах низколегиро ванной углеродистой
Участки трубопро водов III и IV ка- тегорий Участки трубопро- водов I и II катего- рий, участки трубо проводов на под- рабатываемых тер- риториях, перехо ды висячих, ароч ных и шпренгель- ных систем незави- симо от категории участка трубопро- водов на терри- тории и внутри на- сосных станций Участки газопрово- дов, расположен- ные на территории и внутри компрес- сорных станций, ГНС, ГРП 0,90 0,75 0,55 0,58 (ТВр 0,48 овр 0,35 <твр 0,61 овр 0,51 овр 0,37 овр 0,76 от 0,65 ат 0,47 от 0,81 от 0,68 от 0,56 от
работы трубопровода в различных условиях, степень ответствен
ности, доступности для осмотра и ремонта и др Расчетное сопро-
тивление /?2 определяется как произведение нормативного сопро
тивления /?2Н на коэффициент однородности К2, принимаемый по
табл 6 6, и коэффициент условий работы т2 — по табл 6 7
Кольцевые напряжения от нормального (рабочего) давления,
МПа, определяются по формуле 5/грПвн/д<7?21!, номинальная тол-
11 Заказ № 614
321
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
щина стенки труб 6 может быть определена по формуле b = 5npDH/
/(Ri+np). При наличии продольных осевых сжимающих напря-
жений номинальная толщина стенки определяется по формуле 6 =
= 5npZ>H/(0,9/?2H+np), где 6 — номинальная толщина стенки
грубы, см; п— 1,15—коэффициент перегрузки рабочего давления
в трубопроводе; р — рабочее (нормативное) давление в трубопро-
воде, МПа; jDh —наружный диаметр трубы, см; /?2Н — норматив-
ное сопротивление, равное наименьшему значению предела теку-
чести при растяжении металла труб перпендикулярно к их
оси; R\ — расчетное сопротивление металла трубы, принимае-
мое по данным табл. 6.7; D3n^=Dn— 26 — внутренний диаметр
грубы, см.
В соответствии с требованиями СНиП II—45—75 толщина
стенки трубы должна быть не менее 1/140 диаметра трубы, но не
менее 4 мм.
2. ХРАНЕНИЕ СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ.
ТИПЫ И КОНСТРУКЦИИ БАЛЛОНОВ
Специфические свойства сжиженных уг-
леводородных газов обусловливают конструктивные особенности
оборудования, применяемого при их транспортировке, хранении и
использовании. Основные специфические свойства были ранее об-
условлены. В связи с тем, что оборудование для транспорти-
ровки, хранения и использования технических пропана и бутанов
является одинаковым, его рассчитывают, как было указано выше,
исходя из свойств технического пропана, имеющего наибольшую
упругость паров. Важный фактор при разработке оборудования,
в том числе и баллонов,— температура окружающей среды. Транс-
портировку, хранение и использование сжиженных газов осущест-
вляют в основном в условиях естественных температур.
Баллоны. К баллонам относятся простейшие сосуды вмести-
мостью до 120 л, предназначенные для хранения и перевозки сжи-
женных газов при рабочей температуре стенки баллона от —40
до +45 °C и давлении до 1,6 МПа.
К устройствам, предназначенным для использования сжижен-
ных газов, относятся газобаллонные установки, которые снабжают
газом небольшие одноэтажные и двухэтажные здания, а также
коммунальные и промышленные предприятия.
В СССР в настоящее время применяются две основные схемы
установки баллонов для газоснабжения: однобаллонная и двух-
баллонная. По первой схеме баллоны размещаются в том же по-
мещении, где эксплуатируется газовая аппаратура. По второй
схеме, при которой один баллон используется для питания уста-
новок потребителя, а второй является резервным, баллоны разме-
щаются снаружи здания.
Кроме указанных схем при газоснабжении коммунальных и
промышленных предприятий можно применять многобаллонные
установки.
322
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В настоящее время в СССР баллоны стальные сварные для
сжиженных газов на давление до 1,6 МПа выпускаются в соот-
ветствии с требованиями ГОСТ 15860—84, который был разрабо-
тан институтом Мосгазниипроект и внесен в Госстандарт СССР
Министерством газовой промышленности СССР.
Целью разработки государственного стандарта было создание
рационального размерного ряда и установление экономически це-
лесообразных типов баллонов для сжиженных газов с учетом
действующих технических нормативных документов, а также обоб-
щение опыта изготовления баллонов в СССР и за рубежом.
ГОСТ 15860—84 распространяется на баллоны вместимостью
5, 12, 27, 50 л. Приведенный параметрический ряд является пер-
спективным и учитывает нужды потребителей не только на совре-
менном уровне, но и в будущем. Стандарт устанавливает три
типа баллонов в зависимости от конструктивного исполнения
(табл. 6.8).
Таблица 6.8
Типы баллонов в зависимости
от конструктивного исполнения
Обозначе- ние типа Вместимость баллона, л Конструктивное исполнение
1 5, 12, 27 Без обечайки, с воротником
2 12, 27 С обечайкой и воротником
3 50 С обечайкой и колпаком
Форма, вместимость и основные размеры баллонов должны со-
ответствовать данным, приведенным на рис. 6.10 и в табл. 6.9.
Таблица 6.9
Основные габаритные размеры, мм, и характеристики
баллонов для сжиженных углеводородных газов
Вместимость баллона, л Масса пропана, кг, не более D S Dr D2 D3 [и Hi Масса баллона, кг
5 2,0 222 2,0 200 155 160 285 197 4,0
12 5,0 222 2,0 200 155 160 470 384 6,0
27 11,4 299 3,0 270 222 230 575 474 14,5
50 21,2 299 3,0 299 — — 960 830 22,0
В качестве основного параметра (по которому построен ряд,
предусмотренный стандартом) вместо вместимости баллонов по
массе заполняемого газа принята вместимость в литрах, как это
установлено действующими в СССР «Правилами устройства и
безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». Это
11* 323
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Тип 1
Тип 2
Тип 3
Рис 6 10 Баллоны для сжиженных тазов
/ — днище верхнее 2 — подкладное кольцо J — обечайка 4 — днище нижнее, 5 —
башмак 6 — горловина 7 — воротник, 8 — паспортная таблица, 9 — колпак
безусловно целесообразнее, так как нормы заполнения баллонов га-
зами различного химического состава различны Нормирование
массы заполняемого газа может привести либо к ухудшению ко-
эффициента использования баллонов, либо к переполнению балло
нов Поэтому норма заполнения баллона газом принята из расчета
0,425 кг на 1 л вместимости
Баллоны вместимостью 5 и 12 л, предназначенные в основном
для целей туризма, используются в быту, в лабораториях, на про
изводстве (пайка, резка и сварка металлов и др), а также в по
левых условиях.
Баллоны вместимостью 27 л применяются в основном в одно
баллонных внутриквартирных установках, для плит и каминов со
встроенными баллонами, в промышленных установках, в передвиж-
ных газовых установках с газовыми горелками инфракрасного из
лучения В соответствии с рекомендациями СЭВ баллон вмести
мостью 27 л может быть рекомендован как единый типовой бал-
лон для условий бытового газоснабжения
Баллоны вместимостью 50 л используются в наружных установ-
ках индивидуальных потребителей, когда их нельзя держать вну
три помещения, а также для газоснабжения систем отопления и
в том случае, если потребитель находится от ГНС на расстоянии
более 200 км. Эти баллоны можно широко применять при газоснаб-
жении групп домов от групповых баллонных установок, а также
коммунальных и промышленных потребителей в условиях город
ского и сельского хозяйства
В настоящее время отечественная промышленность выпускает
серийно баллоны всех приведенных вместимостей.
324
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Баллоны вместимостью 5 л изготовляют без обечайки; с ворот-
ником, т. е. сваренными из двух отштампованных днищ. Баллоны
вместимостью 12 л и более состоят из башмака 5 (рис. 6.10), пред-
назначенного для устойчивой вертикальной установки баллона,
нижнего 4 и верхнего 1 днищ, обечайки 3, горловины 6 и ворот-
ника 7. Чтобы облегчить центровку обечайки и днищ, горловину
и воротник приваривают к обечайке с применением внутренних под
кладных колец 2. На каждом баллоне в верхней его части (на гор-
ловине для баллонов вместимостью 50 л и на воротнике для ос-
тальных баллонов) крепится паспортная таблица 8. Баллоны вме-
стимостью 50 л комплектуются специальными колпаками 9.
Для баллонов вместимостью 5, 12, 27 л вместо колпака приме-
няется защитный воротник, имеющий отверстия, благодаря кото-
рым облегчается и упрощается механизация процессов налива и
ремонтных работ. Хорошо подобранные размеры защитного ворот-
ника и башмака дают возможность осуществить многоярусную
установку баллонов, вследствие чего площадь для складирования
баллонов уменьшается. Кроме того, в защитном воротнике возмо-
жен сток воды в том случае, если баллоны находятся на открытом
воздухе. Для баллонов вместимостью 50 л предусмотрена конструк-
ция защитного колпака, так как многоярусное хранение для них
исключается. Конструкция башмака имеет вогнутость, вследствие
чего увеличивается жесткость и тем самым срок службы. В ниж-
ней части башмака находится четыре отверстия диаметром 6 мм
для стока воды.
Баллоны вместимостью 5, 12, 27 л должны поставляться с за-
порными устройствами и защитными воротниками, 50 л — с вен-
тилями и колпаками.
Паспортные данные: товарный знак завода-изготовителя; тип;
номер; дата (месяц и год) изготовления (испытания) и следую-
щего испытания; рабочее давление, МПа; пробное давление, МПа;
вместимость (л); масса пустого баллона, кг; масса баллона с га-
зом, кг; клеймо технического контроля; номер стандарта; отпуск-
ная цена, руб.— фиксируются на прямоугольной паспортной таб-
лице, прикрепляемой непосредственно к воротнику баллонов
вместимостью 5, 12, 27 л, и на круглой табличке, прикрепляемой
к горловине баллонов вместимостью 50 л. Выбивание паспортных
данных непосредственно на днище баллона из-за появления корро-
зии и ослабления конструкции стандартом запрещено.
Соотношение высоты и наружного диаметра баллонов выбрано
из условия обеспечения максимальной устойчивости баллонов. От-
ношение высоты баллона без воротника к наружному диаметру
находится в пределах от 0,68 до 4,26.
В связи с тем что стандартом предусматривается изготовление
баллонов с толщиной стенки 2 и 3 мм, особенно важным является
вопрос о более надежной защите наружной поверхности от атмо-
сферной коррозии в период их эксплуатации. Следовательно, тре-
бования стандарта о необходимости очистки и покрытия баллонов
грунтовкой и атмосферостойкой краской в два слоя позволяют зна-
325
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
чительно увеличить срок службы баллонов и безопасность их экс-
плуатации.
Как было указано выше, баллоны вместимостью 50 л комплек-
туются вентилями, а баллоны 5, 12, 27 л — запорными регулирую-
щими клапанами типа КБ. Изготовление вентилей и запорных ре-
гулирующих клапанов регламентируется требованиями ГОСТ
22804—83 при температуре окружающей среды от —40 до +45 °C.
Запорные устройства баллонов должны обеспечивать: герметич-
ное отключение внутренней полости баллона от атмосферы; макси-
мальные скорости заполнения баллона жидкой фазой; автоматиза-
цию заполнения баллонов; высокую степень надежности в работе.
Конструкция запорного устройства должна быть достаточно
простой, чтобы обеспечивалась возможность изготовления и замены
быстроизнашиваемых деталей в условиях ГНС. Для изготовления
указанных устройств следует применять недефицитные материалы
и использовать прогрессивные методы при серийном изготовлении.
Запорным приспособлением для многолитражных баллонов яв-
ляется вентиль ВБ-16 (рис. 6.11), рассчитанный на то же рабочее
давление, что и баллоны. Боковой штуцер вентилей должен снаб-
жаться заглушкой и иметь левую резьбу. Вентиль ВБ-16 состоит
из корпуса 1 (рис. 6.11, а) с боковым отводом для подсоединения
к нему регулятора давления. Внутри корпуса расположен шток 2
с уплотнительными кольцами 3 и завальцованным в нижней части
капроновым уплотнением 4. Открытие и закрытие вентиля осуще-
ствляются посредством вращения упорного винта 5 с помощью ма-
ховичка 6, закрепленного на винте гайкой 7 с шайбой 8. Упорный
винт 5 установлен в гайке 9. На боковом штуцере установлена за-
глушка 10 с прокладкой 11.
Техническая характеристика: условная пропускная способность при
давлении газа на входе 1,0 МПа не менее 10 кг/мин; масса не более
0,54 кг.
На рис. 6.11,6 показан клапан запорно-регулирующий КБ-3,
предназначенный для установки на баллонах, являющийся его
запорным устройством и осуществляющий первую ступень редуци-
рования при работе в комплекте с регулятором давления «Бал-
тика». Клапан относится к группе самозапорных клапанов, являю-
щихся неотъемлемой частью газового баллона, обеспечивающих за-
крытие и открытие баллонов при их заправке и расходовании
газа, а также осуществляющих первую ступень редуцирования
в сочетании с регулятором давления типа «Балтика». Клапан КБ-3
состоит из пустотелого штампованного корпуса-штуцера /, имею-
щего в нижней части стандартную присоединительную коническую
резьбу К29 ГАЗ (ГОСТ 9909—81). В верхней части шестигранник
под ключ 30 мм. В расточке корпуса 1 имеется седло клапана, че-
рез отверстие которого проходит шпиндель 2, снабженный клапа-
ном 3 с уплотнителем из резины. Верхняя часть штока шпинделя
служит для автоматического открытия клапана при насадке регу-
лятора давления. Возврат шпинделя и перекрытие прохода газа
осуществляются пружиной 4. опирающейся на фигурную шайбу 5,
326
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
установленную на выступах в расточке корпуса. На внешней сто-
роне корпуса крепится уплотнительное кольцо 6 из резины и преду-
смотрен кольцевой выступ для шарикового замка регулятора дав-
ления. Во входной части клапана имеется цилиндрический буртик
для присоединения и фиксации наполнительной головки. Клапан
снабжен защитным пластмассовым колпаком 7.
Техническая характеристика: начальное давление газа до 1,6 МПа;
условная пропускная способность клапана при давлении газа 1,0 МПа не
менее 8 кг/мин; масса 0,291 кг.
Полупередвижные резервуары. Из установок использования
сжиженных газов наиболее металлоемкими являются групповые
баллонные установки.
В целях повышения экономичности таких установок Гипронии-
газ разработал ряд типоразмеров так называемых полупередвиж-
ных резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л. В таких резер-
вуарах сжиженный газ транспортируют от ГНС до потребителя на
специальных автомобилях, оборудованных необходимыми кранами.
У потребителей эти резервуары устанавливаются на специальных
площадках и подсоединяются к газопотребляющим установкам. Та-
ким образом, полупередвижные резервуары начинают выполнять
функции надземных хранилищ сжиженного газа.
Полупередвижной резервуар (рис. 6.12) состоит из цилиндриче-
ской обечайки 1, сваренной из листовой стали марки 16ГС. К обе-
чайке 1 встык приварены эллиптические днища. Необходимая арма-
тура и приборы расположены на приборной доске 2, приваренной
в верхней части резервуара и прикрытой защитным колпаком 3.
На приборной доске крепится следующая арматура и приборы:
327
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
328
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
магнитный указатель уровня 4, манометр 5, указатель уровня мак-
симального наполнения 6, предохранительный клапан 7, регулятор
давления 8, сообщающийся с паровым пространством резервуара
через расходный вентиль, наполнительный вентиль со штуцером 9
для присоединения шланга и вентиль паровой фазы 10. К нижней
части резервуара приварены лапы для неподвижной И и подвиж-
ной 13 опор, а также сливной вентиль 12. Так как все три типораз-
мера резервуаров имеют один и тот же диаметр 812 мм, высота
уровня максимального наполнения 14 во всех резервуарах равна
635 мм Одинакова в этих резервуарах и высота от центра резер-
вуара (оси вращения магнитного указателя уровня) до низа лап.
Заполняется резервуар непосредственно в зону парового простран-
ства Чтобы избежать повышения давления в резервуаре при та-
ком методе заполнения, наполнительный вентиль снабжается спе-
циальной трубкой с боковыми отверстиями Когда сжиженный газ
проходит через эти отверстия в зону паровой фазы, имеет место
эффект дросселирования, позволяющий поддержать пары в насы-
щенном состоянии. Коэффициент металлоемкости таких резервуа-
ров значительно ниже, чем у баллонных установок. Так, например,
для резервуаров вместимостью 1000 л он составляет 0,81 кг/кг,
а для групповой баллонной установки для хранения этого же ко-
личества газа—1,53 кг/кг. Техническая характеристика приведена
в табл 6 10.
Таблица 6 10
Техническая характеристика полупередвижных резервуаров
Показатель Номинальный геометрический объем резервуара, л
600 1000 1600
Полезная вместимость по пропану, л Условный диаметр, мм Толщина стенки корпуса, мм Толщина стенки днища, мм Габаритные размеры, мм. длина ширина £)Нар высота Масса пустого резервуара, кг Масса резервуара с газом, кг Рабочее давление, МПа Гидравлическое испытательное давление, МПа Коэффициент металлоемкости (количество металла на 1 кг газа), кг/ki 520 800 6 6 1362 812 1126 247 507 1,8 2,3 0,95 820 800 6 6 2062 812 1126 333 743 1,8 2,3 0,81 1330 800 6 6 3262 812 1126 484 1149 1,8 2,3 0,73
Стационарные резервуары для сжиженных газов вместимостью
до 5 м3. Установки использования сжиженных газов чаще всего
комплектуются стационарными резервуарами геометрическим объ-
емом 2,5 и 5 м3 Учитывая, что данные резервуары предусмотрено
устанавливать под землей (на глубине 0,6—0,7 м до верхней обра-
зующей резервуара), рассчитаны они на рабочее давление 1,0 МПа.
329
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В комплект таких резервуаров обычно входят: собственно ре-
зервуар, горловина, на которой на специальном фланце крепится
арматурная головка, защитный кожух с двухстворчатой
дверкой.
Резервуары (рис. 6.13) представляют собой цилиндрический со-
суд 3 с эллиптическими днищами 11, изготовленный сваркой из
стали СтЗ. Для установки резервуара предусмотрены специальные
опоры 2. Между опорами, несколько ближе к правой из них, вва-
рен зачистной карман 4 — труба диаметром 325 мм и длиной
150 мм, заглушенная днищем 5. Сверху резервуара, несколько пра-
вее вертикальной его оси, вварена горловина 8, изготовленная из
трубы диаметром 478 мм, толщиной стенки 9 мм и высотой 875 мм.
Вырез под горловину, как и другие вырезы в резервуаре, укрепля-
ется кольцами жесткости 6, 7. На конце верхней, наружной, части
горловины приварен фланец арматурной головки 9, предназначен-
ной для крепления арматуры. С левой стороны резервуара вварен
патрубок паровой фазы 10, а снизу — патрубок жидкой фазы 1.
Основные размеры указанных резервуаров приведены в табл. 6.11.
Таблица 6.11
Основные размеры, мм, резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м3
Геометриче- ский объем, м! L Li l2 Дз D А h й Л Н, Н2 а
2,5 3320 2750 1182 1002 1000 400 600 500 285 702 1302 750 900
5,0 3460 2650 1330 1150 1400 520 750 500 400 900 1510 980 1200
Арматурные головки резервуаров однотипны и включают в себя:
узел наполнения резервуара сжиженным газом; узел паровой фазы;
узел слива сжиженного газа из резервуара; трубки контроля уровня
сжиженного газа в резервуаре, показывающие 10, 40 и 85 % запол-
нения; предохранительный клапан высокого давления; манометр
для измерения давления газа в резервуаре; расходную колонку и
запорную арматуру. Расходная колонка комплектуется регулято-
ром давления РД-32М, запорным предохранительным клапаном
ПКК-40М и запорной арматурой. Арматурная головка, или головка
управления, разработана и может использоваться для работы
с естественным и искусственным испарением сжиженных газов. Не-
сущей частью головки управления является фланец диаметром
575 мм, на котором крепится вся арматура и трубопроводы арма-
турной головки. Принципиальная схема арматурной головки пока-
зана на рис. 6.14, арматурная головка в сборе — на рис. 6.15 Длины
импульсных трубок фланца арматурной головки приведены
в табл. 6.12.
330
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
со
со
Рис. 6.13. Подземный резервуар установок использования сжиженных газов.
Рис 6 14 Принципиальная схема арматурной головки для работы с естествен-
ным и искусственным испарением
1 — предохранительный клапан-отсекатель ПК.К-40М, 2 — регулятор давления РД-32М
3— коллектор, 4 5 — трубки импульсные, 6 — трубка сбросная, 7 — дроссель 0 10 мм
8 — кран 50 мм, 9 — манометры, 10 — V-образный манометр с водяным заполнением, 11 —
кран, 12 — трехходовой кран, 13 — вентиль
На штуцерах трубок уровня в резервуаре белой краской напи-
саны числа, указывающие уровень жидкости в резервуаре в про-
центах (10, 40, 85).
Таблица 6.12
Длина трубок фланца арматурной головки, мм
Геометрический объем резервуара, м! н н Н1 Но
2,5 2630 1717 1659 1019 1399 1920
5,0 3035 2117 2000 1105 1629 2325
Трубы (стояки) для крепления арматуры и трубопроводов при-
вариваются к фланцу с двух сторон по периметру сплошным швом.
Таким же образом на фланце закреплены стояк наполнительной
колонки, стояк колонки для удаления тяжелых остатков, трубки,
служащие для контроля соответственно 10-, 40-, 85 %-ного уровня
наполнения резервуара сжиженным газом, стояк паровой фазы,
патрубок для установки предохранительного клапана и стояк рас-
ходной колонки. Сверху резервуара приварены ручки. Длина ука-
занных стояков и трубок зависит от объема резервуара. Техниче-
ская характеристика резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м3 приве-
дена в табл. 6.13.
332
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 6 15. Арматурная головка для работы с естест-
венным и искусственным испарением в сборе.
333
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 6 13
Техническая характеристика резервуаров
вместимостью 2,5 и 5 м3
Показатель Геометрический объем, м3
2,5 5,0
Рабочее давление, МПа 1,0 1,0
Гидравлическое испытательное давление, МПа 1,3 1,3
Рабочая (полезная) вместимость резервуара, м3 2,1 4,2
Допустимая температура при эксплуатации резервуа- От —30 От —30
ров, °C до +50 (+35) до +50 (+35)
Рабочее давление после регулятора давления, кПа 3,0 3,0
Пробное давление после регулятора давление, МПа Пределы срабатывания пружинных сбросных клапанов: 0,2 0,2
высокого давления, МПа 1,15 1,15
низкого давления (встроенного в регулятор давле- ния), кПа 3,5—4,0 3,5—4,0
Давление срабатывания предохранительного запорного клапана, кПа Основные размеры, мм: 4,5+100 4,5+100
длина наружная 3330 3460
внутренний диаметр 1000 1400
толщина стенки обечайки 8 10
Масса резервуара без головки, кг 910 1612
Масса головки при работе с испарителями, кг 160,1 164
В комплект резервуаров вместимостью 2,5 и 5 м3 входят соб-
ственно резервуар с горловиной, головка с запорной, регулирующей
и предохранительной арматурой, контрольно-измерительными при-
борами и другими деталями, а также защитный кожух.
Резервуары большой вместимости. Для сжиженных газов на
ГНС и ГНП используются горизонтальные цилиндрические резер-
вуары вместимостью 25, 50, 100, 160 и 200 м3, изготовляемые по
отраслевому стандарту ОСТ 26—02—1519—76, разработанному ин-
ститутом ВНИИнефтемаш.
На газобензиновых, нефтеперерабатывающих, химических и дру-
гих заводах нашли также применение шаровые резервуары, схема
которых приведена на рис. 6 16.
Горизонтальные резервуары для сжиженных газов изготовля-
ются из стали марки 16ГС для хранения продуктов с температурой
гтенки не выше +50 и не ниже —40 °C.
Согласно указанному отраслевому стандарту резервуары клас-
сифицируются по продукту и условному объему (табл. 6.14).
Полезный объем Уп принят равным 0,83 действительного объ-
ема при температуре наполнения продукта >15 °C. При меньшей
температуре следует производить перерасчет уровня заполнения
В верхней части резервуара (рис. 6.17) вырезаны отверстия для
установки муфт и штуцеров различного назначения Для крепле-
ния изоляции на месте установки на наружной поверхности резер-
134
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 16 Схема сферического резервуара вместимостью 600 м3 для хранения
бутанов
а — вид спереди; б — вид сверху в увеличенном масштабе, 1 — автоматический прибор для
измерения уровня; 2 — вход продукта в резервуар, 3 — выход продукта из резервуара,
4 — воздушный предохранительный клапан, 5 — пружинный предохранительный клапан,
6 — трехходовой кран, 7 — вакуумметр, 8 — люк лаз
вуаров предусматриваются устройства, привариваемые к корпусу,
конструкция которых должна соответствовать требованиям
ГОСТ 17314—81. При заказе резервуара, предназначенного для
эксплуатации без изоляции, устройства для крепления изоляции
не предусматриваются.
В резервуарах для пропана установлены штуцеры на условное
давление ру = 2,5 МПа, кроме резервного штуцера на ру = 4,0 МПа.
В резервуарах для бутана применены штуцеры на ру = 1,6 МПа
кроме штуцеров для предохранительных клапанов (ру = 2,5 МПа),
Таблица 6.14
Классификация резервуаров для хранения сжиженных газов
Продукт Шифр Объем, м: Диаметр внут- ренний, мм Общая длина, мм Наибольшая вы сота налива, мм Рабочее давле- ние, МПа Гидравлическое испытательное давление, МПа
условный действитель- ный полезный
Пропан 41*1 ПС-25 25 25,2 20,8 2000 8 332 1550 1,8 2,3
ПС-50 50 49,4 41,5 2400 11 356 1860 1,8 2,3
ПС-100 100 99,9 82,6 3000 14 684 2320 1,8 2,3
ПС-160 160 162,4 133,0 3400 18 512 2640 1,8 2,3
ПС-200 200 202,3 166,0 3400 22 912 2640 1,8 2,3
Бутан БС-50 50 49,3 41,5 2400 И 324 1860 0,7 1,0
БС-100 100 99,8 82,6 3000 14 644 2320 0,7 1,0
БС-160 160 162,2 133,0 3400 18 448 2640 0,7 1,0
(БС-200 200 202,1 166,0 3400 22 848 2640 0,7 1,0
335
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 17. Резервуар для хранения сжиженных газов
1, /5 — штуцеры для указателя уровня, 2 — штуцер 0 15 мм для установки манометра;
3 — штуцер 0 80-100 мм ввода сжиженного газа, 4, 5 — штуцеры 0 100 мм для предо-
хранительного клапана; 6 — штуцер 0 100 мм для сигнализатора уровня; 7 — люк-лаз
0 450 мм; 8 — штуцер для установки уровнемера 0 100 мм; 9 — штуцер резервный; 10 —
штуцер уравнительный 0 50 мм для удаления остатков газа; 11 — штуцер для вентиля-
ции; 12 — штуцер для установки уровнемера на выносной колонке; /3 — муфта для дре-
нажного незамерзающего клапана, 14 — штуцер для вывода сжиженного газа; 16 — шту-
цер для термометра, 17 — штуцер для вентиля отбора проб; /8 — штуцер для настройки
уровнемера
336
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сигнализатора уровня (ру = 2,5 МПа), уровнемера (ру = 2,5 МПа)
и резервного штуцера на ру = 4,0 МПа Конструкция штуцеров вы-
полняется в соответствии с требованиями от ОСТ 26—02—1403—76
до ОСТ 26—02—1417—76 «Штуцеры для сосудов и аппаратов
стальных сварных» Внутренние лестницы принимаются по
ОСТ 26—02—755—73.
Жесткость под опорами обеспечивается- одним кольцом с рамой
14 размером 100X100X12 мм для резервуаров вместимостью 160
и 200 м3, одним кольцом без рамы с такими же размерами — для
резервуаров вместимостью 50—100 м3, подкладкой 15 толщиной
12 мм и шириной 450 мм—для резервуаров вместимостью 25 м3
Основные размеры резервуаров для хранения пропана и бута-
нов приведены в табл 6 15.
Таблица 6 15
Основные размеры резервуаров для хранения пропана
и бутанов, мм
Продукт и услов- ная вмести мость резер вуара, м3 D L Ьз «1 S А Б 6 1 Масса об- щая кг
Пропан 25 2000 8 332 7 200 4 750 16 16 80 100 1100 1400 7 967
50 2400 11 356 10 500 6 600 18 18 80 100 1400 1400 13 986
100 3000 14 184 13 000 8 400 22 22 100 150 1400 1400 26 965
160 3400 18 512 16 600 10 600 26 26 150 200 1400 1400 43 960
200 3400 22 912 21 000 13 000 26 26 150 200 1400 2350 53 670
Бутан 50 2400 11 324 10 000 6 600 10 12 80 150 1400 1800 10 528
100 3000 14 644 13 000 8 400 12 12 100 150 1300 2100 16 478
160 3400 18 448 16 600 10 600 12 14 150 200 1100 2100 23 415
200 3400 22 848 21 000 13 000 12 14 150 200 1700 2390 28 080
Примечания 1 В таблице приведена минимальная допустимая толщина стенки
днища обусловленная расчетом на прочность с учетом прибавки на коррозию и без учета
утонения при штамповке при этом толщина стенки днища после установки не должна
быть в любом месте меньше указанной s
2 Масса резервуара дана с учетом массы ответных фланцев, заглушек прокладок и
крепежных деталей к ним
В комплект поставки резервуаров для хранения сжиженных
газов входят резервуар в собранном виде с опорами без арматуры,
ответные фланцы к штуцерам резервуаров, за исключением шту-
цера для трехходового крана Dv=100 мм и штуцера Dy=100 мм
для указателя уровня, подкладки и лапки, если резервуар уста-
навливается на железобетонные постаменты, металлические опоры
с прикрепленными к ним на болтах лапками (по требованию заказ-
чика) Резервуары поставляются с двумя металлическими опорами,
соответствующими от ОСТ 26—1265—73 до ОСТ 26—1267—73 или
с площадками (лапами) для установки резервуаров на два
337
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 18 Металлическая опора для резервуаров
/ — Плита опорная, 2 — лист подкладной, 3—6 — ребра, 7 —лист опорный
железобетонных постамента. Основные размеры металлических
опор приведены на рис. 6.18 и в табл. 6.16 Конструкция и размеры
площадок и железобетонных опор приведены на рис. 6 19 и
в табл. 6.17.
На каждом резервуаре через переключающийся трехходовой
кран устанавливают два или четыре предохранительных клапана,
один или два из которых должны работать с контрольным уста-
новочным давлением и один или два — с рабочим установочным
давлением При установке трехходового крана КТС-100-25 воз-
можно: осуществлять полное и одновременное сообщение внутрен-
338
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 6.16
Основные размеры металлических опор установки резервуаров, мм
Обозначение резервуара Число ребер R L Ll А А. А Hi «2
ПС-25 3 1082 1770 1790 1500 1400 1250 1240 2800
ПС-50 5 1232 2120 2140 1800 1600 750 1442 3285
ПС-100 5 1540 2640 2660 2200 2000 1000 1748 3815
ПС-160 5 1740 2990 ЗОЮ 2390 2190 1200 1950 4220
ПС-200 5 1740 2990 ЗОЮ 2390 2190 1200 1950 4220
БС-50 5 1224 2120 2140 1800 1600 750 1426 3680
БС-100 5 1528 2640 2660 2200 2000 1000 1414 3775
БС-160 5 1732 2990 ЗОЮ 2390 2190 1200 1936 4200
Б С-200 5 1732 2990 ЗОЮ 2390 2190 1200 1936 4200
Таблица 6.17
Размеры площадок для крепления резервуаров
к железобетонным постаментам, мм
Внутренний диаметр резервуара, мм А Б м н Масса под- кладного листа, кг
2000 2150 450 2100 520 27,0
2400 2500 450 2450 620 32,4
3000 3050 500 3000 770 50,0
3400 3400 500 3350 870 56,8
Вид А
%
Адо
м
А
R14
200
Рис 619 Площадки (лапки) для
крепления резервуаров к железобе-
тонным опорам
/ — лист опорный,
3 — фундаментный _.
кладка, 5 — лист подкладной стальной,
6 — железобетонный постамент
2 — площадка (лапа), 2 овальных'
болт М24; 4 -под- пткрпгг/11а Ч.
отверстия _
339
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
a.
Левый
штуцер.
Правый
/штуцер
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 6 20 Схемы установки предохранительных клапанов на резервуарах сжи-
женного углеводородного газа
а — перек [ючсние, б — компоновка двух предохранительных ктапанов на резервуарах, в —
компоновка четырех предохрани тельных клапанов на резервуарах
ней полости резервуара с двумя или четырьмя предохранитель-
ными клапанами в условиях нормальной эксплуатации резервуара
(рис 6 20, а, I)-, отключать один или два левых предохранитель-
ных клапана при снятии их для ремонта и осмотра
(рис 6 20, п,//); отключать один или два правых предохранитель-
ных клапана при снятии их для осмотра и ремонта (рис. 6.20, а, III).
При снятии одного или двух предохранительных клапанов не-
обходимо немедленно поставить заранее подготовленный исправ-
ный предохранительный клапан. Компоновка на резервуаре двух и
четырех предохранительных клапанов показана соответственно на
рис 6 20,6 и в, а установка манометра на резервуарах — на
рис. 6 21.
341
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
6 21 Схема установки манометра на резервуарах для хранения сжижен-
ных газов
лринципиальная схема (/ — корпус сосуда 2 — муфта, 3 — вентиль запорный, 4— раз-
тельный сосуд типа РС-4, 5 — трубопровод к контрольному манометру, 6 — бобышка
1нометру, 7 —манометр), б — монтажная схема (/ — манометр, 2 — кран трехходовой
говый с контрольным фланцем для манометра, 3 — соединительная стачьная бесшов-
трхбка, 4 — разделительный сосуд 5 — ниппель, 6 — обечайка резервуара 7 — муфта
15 мм)
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ГОРЕНИЕ ГАЗОВ
1. ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ ГАЗОВ
Теплотой сгорания газов называется
количество тепла, выраженное в кило-
джоулях, которое выделяется при полном
сгорании 1 кмоль или 1 м3 газа. В табл.
7.1 приведены значения молярной (отне-
сенной к 1 моль вещества), массовой (от-
несенной к 1 кг вещества) и объемной
отнесенной к 1 м3 вещества) теплоты сго-
рания. Различают высшую QB и низшую
QB теплоту сгорания газа. Высшая теп-
лота сгорания соответствует условиям,
при которых водяные пары, находящиеся
в продуктах сгорания, доводятся до жид-
кого состояния.
В практических условиях сжигания га-
за водяные пары, как правило, не конден-
сируются, а удаляются в виде пара с дру-
гими продуктами сгорания и инертными
газами во внешнюю атмосферу. С целью
приближения к реальным условиям сжи-
гания газа введено понятие низшей теп-
лоты сгорания. Разница между высшей и
низшей теплотой сгорания газа равна теп-
лоте конденсации водяных паров и их ча-
стичного охлаждения, составляющей
около 2520 кДж на каждый килограмм
водяных паров, образующихся в процессе
сгорания газа.
В процессе использования сжиженных
углеводородных газов прибегают часто
к смешению их паров с воздухом. К этому
прибегают главным образом в целях сни-
жения точки росы «-бутана и пропана и
получения таких смесей, которыми можно
временно заменить (покрытие «пиковых»
неравномерностей) другие виды горючих
343
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 7.1
Теплота сгорания горючих газов
Г аз Молярная Массовая Объемная
Q кДж моль Q„, кДж моль н QB, кДж кг QH, кДж кг -5- tt ш О' Q кДж м‘ н
Метан (СН4) Этилен (С2Н4) Этан (С2Н6) Пропилен (С3Н6) Пропан (С3Н8) н-Бутилен (н-С4Н„) Изобутан (i-C4H10) н-Бутан (и-С4Н10) н-Пентан (н-С5Н12) 800 952 1 412 066 1 560 955 2 059 585 2 221 497 2 720 126 2 873 580 2 880 405 3 539 145 800 931 1 333 518 1 425 790 1 937 450 2 041 497 2 549 790 2 648 361 2 655 060 3 274 401 55 546 50 341 52 019 48 944 50 385 48 487 51 222 51 344 49 052 49 933 47 540 47 415 46 042 46 302 45 450 47 208 47 327 45 383 40 157 63 039 69 685 91 945 99 173 121 434 128 284 128 500 158 000 35 756 59 532 63 652 88 493 91 138 113 830 118 230 118 530 146 178
газов. В этих случаях необходимо определять значение теплоты
сгорания воздушно-пропановой и воздушно-ц-бутановой смесей. На
рис. 7.1 показан график теплоты сгорания воздушно-пропановой и
воздушно-н-бутановой смесей, на ко-
Рис. 7.1. Зависимость теплоты
тором по оси абсцисс отложено про-
центное содержание пропана или
ц-бутана в смеси (в воздухе), а по
оси ординат—теплота сгорания смеси.
Высшая и низшая теплота ci орания газо-
вой смеси сухих горючих i азов может быть
определена по правилу смешения по составу
газа п теплоте сгорания компонентов в соответ-
ствии с общеизвестными соотношениями,
кДж/моль, или кДж/кг, или кДж/м3:
QC(O°C; 101,3) = ^ + ^2+ . . . ^ynQn,
где r/i, уг.уп — объемные (молярные, мас-
совые) доли компонентов, входящих в смесь,
Qi, 0.2, •• , 0п—высшая или соответственно
низшая теплота сгорания 1 м3 или 1 кг ком-
понентов при 0 °C и 101,3 кПа; Qr (0 °C;
101,3 кПа)—высшая или соответственно низ-
шая теплота сгорания 1 кмоль, или 1 кг, или
1 м3 смеси газов при 0 °C и 101,3 кПа
Низшая теплота сгорания 1 м3 влажного
газа при давлении р, кПа, температуре Т,
К, и относительной влажности ф определяется
по формуле, кДж/м3,
сгорания воздушно-пропановой
и воздушно-н-бутановой сме-
сей от содержания в них про-
пана и н бутана.
фвнл(/,р)-[Q^(0 C; 101,3)р7'о/(1О1,ЗТ)] {1 --
— (фРо/р) [1 Ч 18-600/(22,4(2= (0 42; 101,3))]},
344
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
где QHC (О °C; 101,3)—низшая теплота сгорания сухого газа, кДж/м3, ро —
упругость насыщенного пара, кПа; Т—абсолютная температура, К, То =
= 273,15 К
2. РЕАКЦИИ ГОРЕНИЯ
Горение топлива есть одна из форм окис-
ления, т. е. соединения горючего вещества с кислородом. Окис-
ление может протекать различно. Медленное соединение веще-
ства с кислородом называется собственно окислением. Примером
процесса более быстрого окисления является горение. Наконец,
в случае мгновенного соединения горючих веществ с кислородом
может произойти взрыв.
Окисление сопровождается выделением определенного количе-
ства тепла. При медленном окислении это тепло постепенно рас-
сеивается, не создавая заметного повышения температуры. Выде-
ляющееся в значительных количествах в процессе горения тепло
нагревает продукты сгорания до высокой температуры. При взрыве
теплота реакции горения выделяется практически мгновенно, что
приводит к быстрому расширению горючих газов.
Горение углеводородных газов СтНп в кислороде может быть
выражено в общем виде уравнением
CmHtt + (m + п/4) О2 = шСО2 + (п/2) Н2О.
Как известно, чаще всего сжигание газов происходит не в чи-
стом кислороде, а в кислороде воздуха. В воздухе на 21 объем
кислорода приходится 79 объемов азота (если пренебречь незна-
чительным количеством СО2 и редких газов), или на 23,2 массо-
вых частей кислорода приходится 79:21=3,76 м3 азота, или 1 м3
кислорода содержится в 100:21 = 4,76 м3 воздуха.
В связи с указанным приведенное уравнение горения углеводо-
родных газов в атмосфере воздуха можно написать в виде
CmHrt + (mH п/4)(О2 1 3,76N2) = mCO2 Р(п/2) H2O + (m-bn/4)3,76N2.
Начальное и конечное состояния реакций горения распростра-
ненных газов представлены уравнениями, приведенными в табл. 7.2
и 7.3.
Таблица 7.2
Реакции горения горючих газов в кислороде
Газ Реакция горения
Метан Этилен Этан Пропилен Пропан «-Бутилен и изобутилен «-Бутан и изобутан «-Пентан сн4 + 202->С02+ 2Н2О С2Н4 + ЗО2 -> 2СО2 + 2Н2О С2Н6 + 3,5О2 -> 2СО2 + ЗН2О С3НВ + 4,5О2 -> ЗСО2 + ЗН,О С3Н8 + 5О2 -> ЗСО2 + 4Н2О С4Н8 + 6О2 -> 4СО2 + 4Н2О С4Н10 + 6,5О2-> 4СО2 +5Н2О С5Н12 + 8О2 -> 5СО2 + 6Н2О
345
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 7.3
Реакции горения горючих газов в воздухе
Г аз Реакция горения
Метан
Этилен
Этан
Пропилен
Пропан
«-Бутилен и изобутилен
«-Бутан и изобутан
«-Пентан
СН4 + 2О2 + 7,52N2-> СО2 + 2Н2О + 7,52N2
С2Н4 + ЗО2 + 11,28N2 -> 2СО2 + 2Н2О + 11,28N2
С2Н6 + 3,5О2 + 13,16N2-> 2СО2 + ЗН2О + 13,16N2
С3Н(1 + 4,5О2 + 16,92N2 ЗСО, + ЗН,0 + 16,92N2
С3Н8 + 5О2 + 18,8N2-> ЗСО2 + 4Н2О + 18,8N2
С4Н8 + 6О2 + 22,56N2-> 4СО2 + 4Н2О + 22,56N2
С4Н10 + 6,5О2 + 24,44N2-> 4СО2 + 5Н2О |- 24,44N2
С5Н12 + 8О2 + 30,08N2 5СО2 + 6Н2О + 30,08N2
3. РАСЧЕТЫ ГОРЕНИЯ.
СУХИЕ И ВЛАЖНЫЕ ПРОДУКТЫ СГОРАНИЯ.
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗБЫТКА ВОЗДУХА.
ПЛОТНОСТЬ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ.
ТОЧКА РОСЫ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Количество сухого воздуха, необходимое
для сжигания газа, обычно определяется при нормальных усло-
виях, т. е. при температуре воздуха О °C и давлении 101,3 кПа.
С учетом того, что 1 кмоль любого газа при нормальных усло-
виях занимает примерно одинаковый объем, в табл. 7.3 приведены
реакции горения газов в воздухе.
Потребности в кислороде и воздухе при горении различных
газов, подсчитанные по приведенным реакциям горения (табл. 7.2
и 7.3), представлены в табл. 7.4.
Для технических газов теоретический расход сухого воздуха
может быть определен по уравнению, составленному на основании
потребности в кислороде компонентов, входящих в смесь, м3/м3:
LT=(1/21) (2СН44-ЗС2Н4-|-3,5С2Н6-|-4,5СзН6 -I- 5СзН8-|-С4Н8-|-6,5С4Н1о-|-
+ 8С5Н12-О2),
где СН4, С2Н4, С2Н6, ..., С5Н12 — компоненты, составляющие смесь,
об. %.
Зная величину низшей теплоты сгорания газов, можно прибли-
женно определить теоретический расход сухого воздуха, м3/м3, по
эмпирической формуле Лт= (2,662 QHp)/10 000, где Qnp— низшая
теплота сгорания газа, кДж/м3.
Практический расход воздуха Лп, м3/м3, вследствие несовершен-
ства перемешивания газа и воздуха принимается несколько больше
теоретического по формуле Ln = Lra, где Лт— теоретическая потреб-
ность в воздухе, м3/м3; а — коэффициент избытка воздуха.
Коэффициент избытка воздуха а в зависимости от качества
смешения газа и воздуха для промышленных установок обычно
принимается в пределах 1,05—1,20, для коммунально-быто-
346
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
вых установок— 1,5—2,0 Таким образом, в реальных условиях
сжигания газа коэффициент избытка воздуха а всегда должен быть
больше единицы, так как в противном случае неминуема химиче-
ская неполнота сгорания Исключение составляют лишь отдельные
процессы, при которых необходима восстановительная среда
Количество продуктов сгорания, подсчитанное по реакциям го-
рения газа в воздухе, приведено в табл 7 4, 7 5
Таблица 74
Состав и количество продуктов сгорания пропана
Показатель Коэффициент избытка воздуха
1 0 1 1 1 2 1,3 1 4 1 5 2 0
Расход воздуха, м3/м3 Количество продуктов сгорания, м3/м3 влажных 23,80 26,18 28,56 30,94 33,32 35,70 47,60
25,80 28,18 30,56 32,94 35,32 37,70 49,60
сухих Состав продуктов сгорания, об % 21,80 24,18 26,56 28,94 31,32 33,70 45,60
влажных Н2О 15,50 14,19 13,09 12,14 11,33 10,61 8,06
со2 11,63 10,65 9,82 9,11 8,49 7,96 6,05
о2 — 1,77 3,27 4,55 5,66 6,63 10,08
N2 72,87 73,39 73,82 74,20 74,52 74,80 75,81
сухих СО2 13,76 12,41 11,30 10,37 9,58 8,91 6,58
о2 — 2,07 3,77 5,18 6,39 7,43 10,96
N2 Плотность продуктов сгорания, кг/м3 влажных 86,24 85,52 84,93 84,45 84,03 83,66 82,46
1,27 1,27 1,27 1,27 1,27 1,27 1,28
сухих 1,35 1,35 1,34 1,34 1,33 1,33 1,32
Обьем продуктов сгорания смеси газов может быть подсчитан по дан
ным табл 7 4 либо по составу газа, м3/м3 объем двуокиси углерода
V со2 ~ 0,01 (СН4 + 2С2Н4 + тСтнп Ь СО2),
где CHi, С2Н4 СтпНп, СОг — содержание компонентов в смеси, об %, объем
водяных паров
Уно — 0,01 [2СН4 2С2Н4 (и/2) 0,124 (dr ATdB)],
где dr и dB — влажность газа и воздуха на 1 м3 сухого газа и воздуха, г/м3,
объем азота
Vn2-=0,79Lt + 0,01N2,
общий объем продуктов сгорания при теоретическом количестве воздуха
V = Vco2 + Ун2о + Ун2
При избытке воздуха а объем продуктов сгорания увеличивается за счет
азота и кислорода, м3/м3
VN - 0,79aLT + 0,01N2, v'Oi = 0,21 (a - 1) LT
347
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 7.2. Зависимость точки
росы продуктов сгорания от
коэффициента избытка воз-
духа
В данном случае общий объем продуктов
сгорания при избытке воздуха, м3/м3,
^н2о+ V4 + Уо2-
Температура продуктов сгорания
может колебаться в очень широких
пределах в зависимости от наличия
или отсутствия дополнительных по-
верхностей нагрева и от характера
тяги (естественной или искусствен-
ной). Однако нельзя допускать пони-
жения температуры продуктов сгора-
ния ниже точки росы, так как при
этом водяные пары, содержащиеся
в продуктах сгорания, начинают конденсироваться. Возможность
образования влаги недопустима из-за быстрой коррозии металла
дымовых труб, экономайзеров, воздухоподогревателей, дымосо-
сов и др.
Следует учитывать, чго при сжигании, например, 1 м3 пропана может обра-
зоваться около 4 м3 водяных паров. Температура, при которой начинается
конденсация водяных паров из продуктов сгорания, зависит от коэффициента
избытка воздуха а (рис 7.2). При а= 14-1,45 точка росы колеблется в пре-
делах 54—61 °C, поэтому для предотвращения конденсации температуру ухо-
дящих газов необходимо поддерживать не ниже 100—120 °C.
Таблица 7.5
Состав и количество продуктов сгорания «-бутана
Показатель Коэффициент избытка воздуха
1,0 1,1 1,2 и 1,4 1,5 2,0
Расход воздуха, м3/м3 Количество продуктов его- 30,94 34,034 37,128 40,222 43,316 46,41 61,88
рания, м3/м3:
влажных 33,44 36,53 39,63 42,72 45,82 48,91 64,38
сухих 28,44 31,53 34,63 37,72 40,82 43,91 59,38
Состав продуктов сгорания,
об. %:
влажных Н2О 14,95 13,69 12,62 11,70 10,91 10,22 7,77
СО2 11,96 10,95 10,09 9,36 8,73 8,18 6,21
о2 — 1,78 3,28 4,56 5,67 6,64 10,10
N2 73,09 73,58 74,01 74,38 74,69 74,96 75,92
сухих СО2 14,06 12,68 11,55 10,61 9,80 9,11 6,74
о2 -— 2,06 3,75 5,17 6,37 7,40 10,96
n2 85,94 85,26 84,70 84,22 83,83 83,49 82,31
Плотность продуктов сгора-
ния, кг/м3:
влажных 1,27 1,27 1,27 1,27 1,28 1,28 1,28
сухих 1,35 1,35 1,34 1,34 1,33 1,33 1,32
348
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
4. ЖАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ,
КАЛОРИМЕТРИЧЕСКАЯ, ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ
И РАСЧЕТНАЯ ТЕМПЕРАТУРА
ГОРЕНИЯ ГАЗОВ
Жаропроизводительность горючих газов
определяется как температура продуктов их полного сгорания
в адиабатических условиях с коэффициентом избытка воздуха а =
= 1,0 и при температурах газа и воздуха t = 0 °C по формуле, °C,
1ж= <?h/(VH2OCpH2O+ VcO^CO2+
где QHp — низшая теплота сгорания, кДж/м3; VH о, V"co, VN)—
объемное содержание газов в продуктах сгорания, об %;сРн ,
Срсо ’ C₽n — средняя объемная теплоемкость при постоянном
давлении газов составных частей продуктов полного сгорания при
0 °C, кДж/(м3-°С) (табл. 7.6).
Калориметрическая температура горения /к отличается от
тем, что температура газа и воздуха, а также коэффициент из-
бытка воздуха принимаются при их действительных значениях и
определяются по формуле; °C,
-= (Qh + УвсГ(/в + cpr/r)/(Vн2осрн2о Сро)'
где VB, сРв, /в —количество, теплоемкость и температура воздуха;
сРг, 1Г— теплоемкость и температура газа.
Теоретическая температура горения tr, °C, определяется анало-
гично tK, но с поправкой на эндотермические реакции диссоциации,
идущие с увеличением объема СО2=^СО + О2/2— 286,524 кДж,
Н2О^Н2 + О2/2 — 242,802 кДж:
= (Qh + VвСрв?в Срг^г Н.О^РНЮ + с°Трсо, +
+ vN2CPn2 + У О2СРо) ’
где 7д —теплота диссоциации, кДж/м3; V^o, Q>H2O, ... — объемы
и теплоемкость продуктов сгорания с учетом диссоциации.
Количество диссоциирующих СО2 и Н2О зависит от темпера-
туры в рабочем пространстве и от их парциального давления. При
обычных температурах в топках котлов и печей до 1500—1600 °C
степень диссоциации невелика и ею можно пренебречь.
При более высоких температурах (например, в мартеновских пе-
чах) диссоциация существенно снижает температуру в рабочем
пространстве. Действительная температура горения значительно
ниже теоретически вычисленной. Это зависит от коэффициента из-
бытка воздуха а, растянутости процесса горения по времени, сте-
пени прямой отдачи, теплопотерь в окружающую среду и т. и. Дей-
ствительная температура горения газа, как правило, не рассчиты-
вается, а определяется только приближенно по тепловому балансу.
319
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 7.6
Средняя объемная теплоемкость
Темпера- тура, °C СО., N, о2 со сн, Н2 Водяные пары, Н2О
0 1,5981 1,2970 1,3087 1,3062 1,5708 1,2852 1,4990
100 1,7186 1,2991 1,3209 1,3062 1,6590 1,2978 1,5103
200 1,8018 1,3045 1,3398 1,3146 1,7724 1,3020 1,5267
300 1,8770 1,3112 1,3608 1,3230 1,8984 1,3062 1,5473
400 1,9858 1,3213 1,3822 1,3356 2,0286 1,3104 1,5704
500 2,0030 1,3327 1,4024 1,3482 2,1504 1,3104 1,5943
600 2,0559 1,3453 1,4217 1,3650 2,2764 1,3146 1,6195
700 2,1034 1,3587 1,3549 1,3776 2,3898 1,3188 1,6464
800 2,1462 1,3717 1,4549 1,3944 2,5032 1,3230 1,6737
900 2,1857 1,3847 1,4692 1,4070 2,6040 1,3314 1,7010
1000 2,2210 1,3965 1,4822 1,4196 2,7048 1,3356 1,7283
1100 2,2525 1,4087 1,4902 1,4322 2,7930 1,3398 1,7556
1200 2,2819 1,4196 1,5053 1,4448 2,8812 1,3482 1,7825
1300 2,3079 1,4305 1,5154 1,4532 — 1,3566 1,8085
1400 2,3323 1,4406 1,5250 1,4658 —- 1,3650 1,8341
1500 2,3545 1,4503 1,5343 1,4742 —- 1,3818 1,8585
1600 2,3751 1,4587 1,5427 — —- —* 1,8824
1700 2,3944 1,4671 1,5511 — — ——« 1,9055
1800 2,4125 1,4746 1,5590 — —. ——« 1,9278
1900 2,4289 1,4822 1,5666 —- — 1,9698
2000 2,4494 1,4889 1,5737 1,5078 —. — 1,9694
2100 2,4591 1,4952 1,5809 —- —- 1,9891
2200 2,4725 1,5011 1,5880 —- — — 2,0076
2300 2,4860 1,5070 1,5943 — 2,0252
2400 2,4977 1,5166 1,6002 — 2,0389
2500 2,5091 1,5175 1,6045 — —. —- 2,0593
Для приближенного определения действительной температуры
горения газа может быть использована следующая эмпирическая
формула, °C; ^д = /кт]пир/100, где цПИр— эмпирический пирометриче-
ский коэффициент, %. Значения жаропроизводительности некото-
Таблица 7.7
Жаропроизводительность (в сухом воздухе)
некоторых газов, подсчитанная
по формуле по определению
Газ /ж, сс Газ °C
Метан 2045 н-Пентан 2120
Этан 2100 Этилен 2285
Пропан 2110 Пропилен 2220
«-Бутан 2120 Бутилен 2200
350
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
газов, кДж/(м3-°С)
Воздух
сухой влажный на 1 м3 сухого газа с,н4 с,н6 С3НЙ с4н3 С4Н10 С3Н12
1,2991 1,3045 1,3142 1,3217 1,3335 1,3469 1,3612 1,3755 1,3889 1,4020 1,4141 1,4263 1,4372 1,4482 1,4582 1,4675 1,4763 1,4843 1,4918 1,4994 1,5376 1,3230 1,3285 1,3360 1,3465 1,3587 1,3787 1,3873 1,4020 1,4158 1,4293 1,4419 1,4545 1,4658 1,4771 1,4876 1,4973 1,5065 1,5149 1,5225 1,5305 1,5376 1,8690 2,0832 2,2974 2,4906 2,6712 2,8476 3,0156 3,1752 3,3096 3,4398 3,6036 2,2650 2,5116 2,8056 3,0870 3,3474 3,7674 3,8178 4,0278 4,2210 3,3932 4,5570 3,0786 3,5448 3,9900 4,4142 4,8132 4,6939 5,4726 5,7876 6,0606 6,3252 6,5436 3,8430 4,3092 4,7586 5,1786 5,5818 5,9888 6,2916 6,6192 6,9090 7,1820 7,4340 4,2210 4,7670 5,2500 5,7330 6,6160 6,6486 7,0812 7,4760 7,8372 8,1648 8,4714 5,229 5,943 6,6528 7,3164 7,9548 8,5008 9,051 9,3492 9,9330 10,2984 10,6344
Таблица 7.8
Усредненные значения эмпирических пирометрических коэффициентов
Печи, топки ^пир Печи, топки 'Чпир
Кузнечная щелевая 66—70 Тоннельная 75—82
Шахтная для обжига цемента 75—80 Воздухонагреватель до- менный 77—80
Камерная с плотнозакрываю- шейся заслонкой и теплоизо- лированной кладкой 75—80 Мартеновская сталеплавиль- ная 71—74
Качественные конструкции са- дочных печей 80—85 Теплоизолированные топки неэкранированных котлов 70—75
Стекловаренная ванная непре- рывного действия 70—75 Топки экранированных кот- лов 65—70
Нагревательная для полосового материала 75—80 Проходная Садочная Вращающаяся для обжига цемента 72—76 70—75 65—85
351
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
рых газов приведены в табл. 7.7, усредненных пирометрических
коэффициентов — в табл. 7.8 и максимальных температур пламен —
в табл. 7.9.
Таблица 7.9
Максимальная температура пламен
(измеренная) некоторых газов
Г аз Содержание газа в смеси с воздухом, об. % Температура пламени*, °C
Метан 10,0 1830
Этан 5,8 1895
Пропан 4,15 1925
н-Бутан 3,2 1895
Изобутан 3,2 1900
Этилен 7,0 1975
Пропилен 4,5 1935
п-Бутилен 3,4 1930
* При большем или меньшем содержании газа в воздухе
температура пламени снижается.
5. ТЕМПЕРАТУРА САМОВОСПЛАМЕНЕНИЯ
И ПРЕДЕЛЫ ВОСПЛАМЕНЯЕМОСТИ
Для того чтобы могли протекать реак-
ции горения, необходимо создать условия для воспламенения смеси
топлива с окислителями.
Воспламенение может быть самопроизвольным и вынужден-
ным. Под самовоспламенением понимается такое прогрессирующее
самоускорение химической реакции, в результате которого мед-
ленно протекающий в начальной стадии процесс достигает боль-
ших скоростей и на завершающей стадии протекает мгновенно.
Вынужденное воспламенение (зажигание) обусловлено внесе-
нием в реагирующую смесь источника теплоты, температура кото-
рого выше ее температуры воспламенения. Газовоздушная смесь,
не воспламеняющаяся при низкой температуре, может воспламе-
ниться при повышенной температуре, когда создаются благоприят-
ные условия для возникновения активных центров в результате по-
тери устойчивости сложных исходных молекул веществ.
Процесс воспламенения характеризуется тем, что имеются опре-
деленные границы (пределы), вне которых воспламенение не на-
ступает ни при каких условиях. Известно, что газовоздушные смеси
воспламеняются только в том случае, когда содержание газа в воз-
духе находится в определенных (для каждого газа) пределах. При
незначительном содержании газа количество теплоты выделив-
шейся при горении, недостаточно для доведения соседних слоев
смеси до температуры воспламенения, т. е. для распространения
пламени. То же наблюдается и при слишком большом содержании
352
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
газа в газовоздушной смеси. Недостаток кислорода воздуха, иду-
щего на горение, приводит к понижению температурного уровня,
в результате чего соседние слои не нагреваются до температуры
воспламенения. Этим двум случаям соответствуют нижний и верх-
ний пределы воспламеняемости. Следовательно, кроме перемеши-
вания газа с воздухом в определенных пропорциях должны быть
созданы начальные условия для воспламенения смеси.
Окисление горючих газов возможно при низких температурах,
но тогда оно протекает чрезвычайно медленно из-за незначительной
скорости реакций. При повышении температуры скорость реакции
окисления возрастает до наступления самовоспламенения (вместо
медленного окисления начинается процесс самопроизвольного го-
рения). Значит, нагретая до температуры воспламенения горючая
смесь обладает такой энергией, которая не только компенсирует
потери теплоты в окружающую среду, но и обеспечивает нагрев
и подготовку газовоздушной смеси, поступающей в зону горения,
к воспламенению.
Температура самовоспламенения — минимальная температура,
до которой должна быть нагрета газовоздушная смесь, чтобы на-
чался процесс горения (реакция горения). Температура самовос-
пламенения не имеет точного значения. Она зависит от содержа-
ния горючего газа в газовоздушной смеси, степени однородности
смеси, формы и размеров сосуда, в котором происходит нагревание
смеси, каталитического влияния стенок сосуда, быстроты и способа
нагрева смеси и давления, под которым находится смесь.
Наиболее низкие (измеренные) температуры, при которых про-
исходило самовоспламенение некоторых газовоздушных смесей,
приведены в табл. 7.10. Температура самовоспламенения горючих
газов в кислороде, как правило, несколько ниже приведенных
в табл. 7.10. Введение в состав горючих газов балластных приме-
сей (азота и углекислоты) приводит к повышению температур их
самовоспламенения. Присутствие в сложных газах составных ча-
стей с низкой температурой самовоспламенения приводит к сниже-
нию температуры самовоспламенения смеси.
Газовоздушные смеси могут воспламеняться (взрываться)
только в том случае, если содержание газа в воздухе (или кисло-
роде) находится в определенных пределах, вне которых эти смеси
самопроизвольно (без притока тепла извне) не горят. Существова-
ние пределов воспламеняемости объясняется тепловыми потерями
при горении. По мере разбавления горючей смеси воздухом или
газом уменьшается скорость распространения пламени, увеличива-
ются тепловые потери в общем тепловом балансе факела, и горе-
ние прекращается после удаления источника воспламенения. Низ-
шие и высшие концентрационные пределы воспламеняемости, отве-
чающие соответственно наименьшему и наибольшему объемному
проценту газа и смеси, при котором происходит воспламенение,
изучались в различных условиях многими авторами. Этим объясня-
ется то, что в различных литературных источниках значения этих
пределов приводятся несколько отличающимися друг от друга.
12 Заказ № 614 353
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
С увеличением температуры газовоздушной смеси пределы вос-
пламеняемости расширяются, а при температурах, превышающих
температуру самовоспламенения, смеси газа и воздуха горят при
их любом объемном соотношении.
Значения концентрационных пределов воспламеняемости углеводородных
газов в смесях с воздухом приведены в табл 7 10 и 7 11, а в смеси с кисло-
родом — в табл 7 12
Таблица 7.10
Температура самовоспламенения
некоторых газов в смеси с воздухом
при атмосферном давлении
Г аз Температура самовоспламенения, °C
Метан 650
Этан 510
Пропан 500
«-Бутан 429
н-Пентан 309
Этилен 455
Пропилен 455
Таблица 711
Концентрационные пределы воспламеняемости
(взрываемости) некоторых газов в смеси
с воздухом (t = 20 °C, р = 101,3 кПа)
Г аз Содержание газа в газовоздушнои смеси, об % Макси- мальное давление взрыва, МПа
При пределах взрываемости При стехио- метрическом составе смеси При составе смеси, даю- щем мини мальное давление взрыва
нижний верхний
Метан 5,0 15,0 9,5 9,8 0,717
Этан 3,0 12,5 5,7 6,28 0,785
Пропан 2,0 9,5 4,0 4,6 0,858
«-Бутан 1,7 8,5 3,14 3,6 0,858
н-Пентан 1,35 8,0 2,56 3,0 0,865
Этилен 3,0 32,0 6,56 8,0 0,886
Пропилен 2,0 И,1 4,5 -5,1 -0,88
Бутилен 1,7 9,0 3,4 -4,0 -0,88
Пределы воспламеняемости смесей углеводородных газов, об %, не содер-
жащих балластных примесей, могут быть определены в соответствии с прави-
лами аддитивности-
Lr = 100/[(V1//i) + (V2//2) + • • • 4- (Vn/ln)],
где Lr — верхний или нижний предел воспламеняемости смешанного газа в га-
зовоздушной или газокислородной смеси; Vi, Уг, , Уп— содержание компо-
нентов в смеси, об %, /1, /2, , In — верхние или нижние пределы воспламе-
354
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
няемости компонентов смеси, об %, компонента в газовоздушной или газокисло-
родной смеси
При наличии в газе небольшого количества инертных примесей значения
пределов воспламеняемости могут быть приближенно определены по формуле
£б = /.г{1+(S/[(l—Б) 100]}/{100+ (Аг5/[(1—5)]}, где £б— верхний или ниж-
ний предел воспламеняемости смеси, содержащей балластные примеси; Lr —
верхний или нижний предел воспламеняемости горючей смеси, %, Б — содер-
жание балластных примесей в долях единицы
Таблица 7.12
Концентрационные пределы воспламеняемости
некоторых газов в смеси с кислородом
(t= 20 °C, р = 101,3 кПа)
Г аз Объемная доля газа в смеси с кислородом, % Г аз Объемная доля газа в смеси с кислородом, %
НИЖ- НИЙ верх- ний ниж- ний верх- ний
Метан 5,0 61,0 Изобутан 1,7 49,0
Этан 3,0 56,0 Этилен 3,0 80,0
Пропан 2,0 55,0 Пропилен 2,0 53,0
н-Бутан 1,7 49,0 Бутилен 1,7 50,0
Коэффициент избытка воздуха, соответствующий верхнему или
нижнему пределам воспламенения газовоздушной смеси, определя-
ется по формуле
a = (100-Lr)/(LrLT в),
где Lr в — теоретическое количество воздуха, необходимое для
сгорания, м3/м3 (табл. 7.4).
В табл. 7.13 приведены значения коэффициента избытка воздуха
а, соответствующие пределам воспламенения.
Таблица 7.13
Значения коэффициента избытка воздуха а,
соответствующие пределам воспламенения
(нижнему и верхнему)
Газ Нижний предел г и воспламенения Lr Верхний предел , в воспламенения Lr
об % а об % а
Метан 5,0 2,00 15,0 0,60
Этан 3,0 1,94 12,5 0,42
Пропан 2,0 2,06 9,5 0,40
н-Бутан 1,7 1,87 8,5 0,35
н-Пентан 1,35 1,92 8,0 0,30
Этилен 3,0 2,26 32,0 0,15
Пропилен 2,0 2,19 Н,1 0,36
Бутилен 1,7 3,44 9,0 0,35
12*
355
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
6 НОРМАЛЬНАЯ СКОРОСТЬ
РАСПРОСТРАНЕНИЯ ПЛАМЕНИ
Условиями осуществления вынужденного
воспламенения являются наличие эффективного источника зажига-
ния и способность образовавшегося фронта пламени самопроиз-
вольно перемещаться (распространяться) в объеме газовоздушной
смеси. Этот процесс носит название распространения пламени. Дан-
ное понятие введено для сравнительной оценки горючих свойств
различных газов и их смесей. Нормальной скоростью распростра-
нения пламени называется скорость, отнесенная к холодной, еще
невоспламенившейся смеси, с которой пламя перемещается по
нормали к ее поверхности. Определение нормальных скоростей рас-
пространения пламен проводится методом трубки (статический ме-
тод), методом горелки (динамический метод) и др. При статиче-
ском методе прозрачная трубка диаметром 25,4 мм наполняется
однородной газовоздушной смесью, которая поджигается с по-
мощью электрической искры. При этом возникает фронт пламени,
двигающейся от источника поджигания в сторону несгоревшей
смеси. Линейная скорость, с которой перемещается фронт пламени
вдоль трубки, называется равномерной скоростью распространения
пламени. Эта скорость при прочих равных условиях зависит от
диаметра трубки, возрастая с увеличением последней. Объясняется
это тем, что с увеличением диаметра трубки увеличивается поверх-
ность пламени за счет большего наклона фронта и его местных
искривлений. Последнее связано с наличием в зоне горения кон-
вективных потоков, вызванных как внешними причинами, так и
самым процессом горения. Таким образом, скорость, с которой
пламя проходит через смесь газа с воздухом, имеет весьма сущест-
венное значение, и ее следует учитывать как при разработке то-
почных устройств, так и при сжигании в них газа.
Определение нормальной скорости распространения пламени по
измеренной равномерной скорости производится расчетом по фор-
муле, м/с,
vH = wnrz/St
где w — измеренная скорость равномерного распространения пла-
мени, м/с; г — радиус трубки, м; S — поверхность пламени, опре-
деленная по его фотографии, м2.
Динамическим методом нормальная скорость распространения
пламени определяется по размеру поверхности конусного фронта
пламени газовой горелки типа Бунзена. Регулируя состав газовоз-
душной смеси, вытекающей из горелки при ламинарном режиме
движения, добиваются появления устойчивого и резко очерченного
внутреннего конуса горения. Поверхность этого конуса, или, что то
же, фронт пламени (неподвижный относительно верхнего обреза
горелки), будет двигаться по направлению к газовоздушной смеси,
вытекающей из горелки. Пламя в этом случае распространяется
перпендикулярно к поверхности воспламенения в каждой данной
356
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
точке При этом на поверхности конуса осу-
ществляется равенство скоростей проекции
скорости потока wn на нормаль к образую
щей конуса и нормальной скорости распро
странения пламени цн (рис 7 3)
= wn cos ф = мн>
Для приближенных расчетов обычно при
нимают скорость прохождения смеси через
фронт пламени постоянно равной ин по
всей поверхности конуса Это позволяет оп-
ределить нормальную скорость распростри
нения пламени путем деления количества
проходящей через горелку газовоздушной
смеси на поверхность конусного фронта пла
мени wh=Vcm/S, где ин — нормальная ско
рость распространения пламени, м/с,
Усм — объем газовоздушной смеси, прохо-
дящей через головку, м3/с, S — поверх-
ность конусного фронта пламени, м2
Если допустить, что конусный фронт пла-
Рис 7 3 Фронт горения
газовоздушной смеси
при ламинарном режиме
движения
мени имеет правильную геометрическую
форму конуса, то мн = Есм/(лг Vr2+/l2),
где г — радиус основания, м, h — высота ко
нуса, м
На практике поверхность фронта горе-
ния определяют с помощью фотографирования пламен и последую
щих вычислений
Высота конусного фронта пламени, м приближенно может быть
определена по формуле h = r1 , где г РаДиУс огневоп
трубки (отверстия), м, &уп — скорость потока при ламинарном двр
жении смеси, м/с, пн— нормальная скорость распространения пла
мени, м/с
Последняя формула показывает, что увеличение радиуса огне
вой трубки и скорости потока приводит к увеличению высоты
конуса горения, в то время как увеличение нормальной скорости
распространения пламени ведет к его уменьшению Значения гор
мальных скоростей распространения пламени зависят от вида го
рючего газа и его содержания в газовоздушной смеси Эти зако
номерности для отдельных углеводородных газов приведены на
рис 7 4 Из рисунка видно, что все они имеют куполообразный
вид с максимумом, соответствующим определена ому содержанию
каждого газа в газовоздушной смеси При этом максимальные нор
мальные скорости свойственны не стехиометрическим смесям,
а смесям, имеющим незначительный избыток горючего
При уменьшении и увеличении содержания газа в смеси нор
мальная скорость распространения пламени уменьшается а при
357
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 7 4 Изменения нормальных
скоростей распространения пламени
разных газов в зависимое!и от про
центного содержания газов в газо
воздушной смеси
1 — бутилен 2 — пропилен 3 — этан 4 — н
бутан 5 —пропан 6 — метан
содержании газа меньше ниж-
него или больше верхнего
концентрационных пределов
воспламеняемости распростра-
нение пламени становится не-
возможным вообще Значения
максимальных нормальных
с хоростей распространения
пламени и соответствующие
лим скоростям концентрации
газа в газовоздушной смеси
приведены в табл 7 14 В этой
же таблице даны значения
максимальных равномерных
скоростей распространения
пламен, определенных в трубке
диаметром 25,4 мм
Приведенные на рис 7 4 и
в табл 7 14 данные показы-
вают, что нормальные скоро-
сти распространения пламени
метана и других насыщенных
углеводородов близки между
собой Это свидетельствует о том, что все газовые горелки, разра-
ботанные для сжигания природных газов, могут быть использо-
ваны при условии сохранения тепловой мощности (нагрузки) (за
счет уменьшения выходных площадей сопл) для сжигания сжи-
женных углеводородных газов Этот же вывод справедлив для
сжиженных газов, содержащих ненасыщенные углеводороды
Таблица 7 14
Значения максимальных нормальных
и максимальных равномерных скоростей
распространения пламен (газ в смеси
с воздухом, при 20 °C и 101,3 кПа)
Газ Смесь соответ ствующая максимальной скорости распрост ранения пламени % газа в газо воздушной смеси Максимальная скорость распространения пламени, м/с
нормальная равномерная в трубке d = 25 мм
Метан 9,8 0,34 0,67
Этан 6,28 0,40 0,856
Пропан 4,6 0,39 0,821
н Бутан 3,6 0,38 0,826
Изобутан 3 5 0,35 0,826
Этилен 80 0,68 1,415
Пропилен 5,1 0,44 -'
Бу тилен 4,0 0,43 —
358
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Диаметр d, мм
Рис 7 5 График поправок к скорости распространения тамени в тру
бах раз тчных диаметров
Нормальная скорость распространения пламени смеси углеводородных га-
зов с воздухом в трубе диаметром 25,4 мм при / = 20 °C и давлении 101,3 кПа
приближенно может быть определена по формуле, м/с,
[(Vi^i/Zi1) + + • • • + (Vnayn//n)]/(V1 +
+ V2+ . . . +Vn),
i де LTr— содержание сложного газа в смеси, обеспечивающее максимальную
скорость распространения пламени, %, Vi, Уг, , Vn — содержание отдель-
ных компонентов в горючей смеси, %, Wi, W2, , wn — максимальная скорость
распространения пламени газа в газовоздушной смеси, м/с (табл 7 14), ZiH,
/2Н, , In11 — содержание газов в смеси с воздухом, дающее максимальную
скорость распространения пламени, % (табл 7 14)
При наличии в газовом топливе инертных примесей (углекис-
лоты и азота) действительная максимальная скорость распростра-
нения пламени шсмд будет несколько меньше С учетом содержа-
ния балласта она может быть определена по следующей эмпири-
ческой формуле, м/с:
Л-Шсм(1,0-0,0Ш2)-0,012СО2),
где N2 и СО2 — содержание в смеси азота и углекислоты, об. %.
Опыт показывает, что при сжигании одной и той же смеси в тру-
бах различного диаметра скорость распространения пламени воз-
растает с увеличением диаметра трубы. Для учета влияния трубы
на скорость распространения пламени принимается поправка Ка
(рис 7.5).
Влияние температуры подаваемой смеси на скорость распро-
странения пламени определяется по формуле, м/с,
^см = ^см (273+ /)/273,
где t — температура подаваемой смеси, °C
Практика работы горелок внутреннего смешения, обеспечиваю-
щих образование однородной, полностью подготовленной для сго-
рания газовоздушной смеси, показывает, что скорость распростра-
нения пламени может достигать 9—10 м/с и более в зависимости
от условий сжигания газа и конструкции газогорелочных устройств
Недостаточный учет скорости распространения пламени может при-
вести к нарушению нормального режима работы газовых горелок
тепловых аппаратов и погасанию, проскоку пламени к соплу, хими-
ческому недожогу и снижению кпд газовых аппаратов
359
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
7. НЕКОТОРЫЕ КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ СЖИГАНИЯ ГАЗОВ
Наиболее распространенными видами га-
зогорелочных устройств являются инжекционные, работающие по
смешанному принципу сжигания (а<1,0). К ним относятся горелки
всех современных типов газовых плит, водонагревателей, отопи-
тельных печей, ресторанных плит, пищеварочных котлов, паровых
и водогрейных котлов малой теплопроизводительности и многих
других мелких установок, переоборудованных для сжигания
газа.
Характерной особенностью сжигания газа в таких установках
является то, что процесс горения происходит либо в окружающей
среде, либо в топках, имеющих температуру в местах размещения
горелок и их огневых отверстий, близкую к температуре наруж-
ного воздуха. Сжигание газа в таких условиях представляет наи-
большие трудности, так как стабилизация фронта воспламенения
в большинстве случаев может быть организована только за счет
естественного зажигательного пояска. Вместе с этим такие горелки
обязаны обеспечивать не только полноту сгорания газа, но и на-
дежную устойчивость процесса горения (стабилизацию фронта
воспламенения) в широких пределах колебания их тепловых на-
грузок.
Под устойчивостью процесса горения понимается отсутствие
явлений отрыва и обратного удара пламен при всех технологиче-
ских необходимых режимах работы горелок.
Приведенные ниже количественные характеристики пределов
отрыва и обратного удара пламен, высоты внутреннего и наруж-
ного конусов и другие получены при проведении экспериментов при
сжигании н-бутана. Этими же характеристиками с достаточной
для практики точностью можно руководствоваться и при сжига-
нии пропана, а также всех видов марок сжиженных газов, отве-
чающих требованиям ГОСТ 20448—80.
Отрыв пламени от огневых отверстий. Если скорость газовоз-
душной смеси в направлении, нормальном к поверхности внутрен-
него конуса пламени, превышает скорость распространения пла-
мени этой смеси, то пламя будет отрываться от огневых отверстий.
При этом в практике наблюдаются следующие явления: срыв
пламен с огневых отверстий, вызывающий угасание факелов; отрыв
огневых отверстий горелки, когда пламена достигают нового доста-
точно устойчивого положения в газовом потоке над горелкой; срыв
поднятых пламен, ведущий к угасанию факелов; обратный от-
брос приподнятых факелов к огневым отверстиям и создание взве-
шенных над горелкой пламен при поджигании струй на некотором
расстоянии от горелки. Срыв и отрыв пламен представляют собой
однородные явления, так как приводят к отделению пламен от ог-
невых отверстий горелки. Срыв пламен с угасанием факелов явля-
ется совершенно недопустимым явлением, так как приводит к по-
явлению в атмосфере помещения или топки несгоревшего газа,
360
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
способного образовывать взрывчатые или токсически опасные кон
центрации
Недопустим и отрыв пламен с устойчивым положением факелов
над горелкой, так как при этом возникает химический недожог,
приводящий к накоплению в окружающей атмосфере окиси угле-
рода и других вредных ингредиентов. Явления отрыва пламен бы
вают при значительном повышении процентного содержания пер
вичного воздуха в смеси, а также при постоянном процентном его
содержании, но при чрезмерном увеличении количества газа, пода-
ваемого в смеситель горелки
Оба фактора приводят к увеличению скорости газовоздушной
смеси и превышению ее в нормальном к поверхности внутреннего
конуса пламени направлении над скоростью распространения пла
мени Момент, при котором пламя начинает отрываться от огневых
отверстий, получил название предела отрыва пламен Пределы от
рыва пламен являются важнейшей характеристикой газовых горе-
лок и служат мерой их конструктивного совершенства
На рис 7 6 приведены экспериментальные кривые пределов отрыва пламен
для разных огневых отверстий в зависимости от удельной тепловой нагрузки и
процентного содержания первичного воздуха в газовоздушной смеси Привс
денные кривые показывают, что пределы отрыва зависят от тепловой нагрузки
и размера огневых отверстий Так, при удельной тепловой нагрузке
16,8 Дж/(мм2 ч) отрыв пламен для отверстий 6 мм наступит при содержании
первичного воздуха в смеси в размере 93 % а при тепловой нагрузке
33 6 Дж/(мм2 ч) —при содержании воздуха 72 % С уменьшением размера огне
вых отверстий до 3 мм и тепловой нагрузке 33 6 Дж/(мм2 ч) отрыв пламен
происходит при содержании воздуха в смеси в размере 60 % Процентное со
держание первичного воздуха в смеси, при котором происходит отрыв пламен
может быть приближенно подсчитано по эмпирической формуле Ig(/iy/?) =
=—0,0084 В, где А— эмпирический коэффициент, зависящий от размера огне-
вых отверстий (табл 7 15), R—-отношение действительной удельной тепловой
нагрузки к номинальной, равной 16,8 Дж/(мм2 ч), В — содержание первичного
воздуха в смеси, % Указанная формула даст близкие к практическим данным
результаты при оптимальной глубине огневых отверстий и оптимальных рас
стояниях между ними При уменьшении этих расстояний процентное содержа
ние первичного воздуха для наступления отрыва несколько увеличивается
Для большего удобства ис
пользования данных по отрыву
пламен при расчете газовых го-
релок на рис 7.7 приведены при-
ближенные кривые предельных
скоростей холодных газовоздуш-
ных смесей, в зависимости от
размера огневых отверстий и ко-
личества первичного воздуха
в смеси На границе и выше ука-
занных кривых происходит от-
рыв пламен, а ниже кривых (до
обратного удара) — нормальное
устойчивое горение
Обратный удар пламен. Если
скорость газовоздушной смеси
Удельная теплодая нагрузка, Дж1(мм2ч)
Рис 7 6 Пределы отрыва пламени
для разных огневых отверстий в за
висимости от удельной тепловой на
грузки
Диаметр огпевпх отверстий мм 1—6
2 — 4 3 — 3,4 — 2
361
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Диаметр огневых отверстии, мм
Рис 7 7 Предельные скорости вылета
газовоздушных смесей в атмосферу
в зависимости от размера огневых от-
верстий и содержания первичного воз-
духа в смеси
Первичный воздух % 1 — 40 2 — 50, 3 —
60 4 - 70, 5 - 80 6-90
Таблица 715
Значение коэффициента А
в зависимости от диаметра
огневых отверстий
Диаметр отверстий мм Значение коэффициента А
6 0,2
4 0,22
3 0,25
2 0,28
в направлении, нормальном
к поверхности конуса горения,
станет ниже скорости распро-
странения пламени, то прои-
зойдет обратный удар и пламя
проскочит через огневые от-
верстия внутрь горелки. Об-
ратный удар (проскок) пла-
мен является недопустимым
в эксплуатации явлением, так
как приводит к горению смеси
внутри горелки, ее нагреву,
нарушению инжекции первич-
ного воздуха и неполноте сго-
рания газа. Обратный удар
пламени обычно сопровожда-
ется хлопком с последующим
шумом при горении газовоз-
душной смеси внутри горелки
Во многих случаях горение
при хлопке может прекра-
титься, и в топку или в поме-
щение будет выходить несго-
ревший газ
Тенденция пламен к обрат-
ному удару зависит от вида
горючего газа (его нормаль-
ной скорости распространения пламени), содержания газа в га
зовоздушной смеси, размера огневых отверстий, температуры
смеси и скорости ее вылета из огневых отверстий
Кроме того, на обратный удар оказывает влияние глубина ог-
I евых отверстий и теплопроводность материала, из которого выпол-
нена огневая часть горелки По усредненным экспериментальным
данным обратный удар пламен в горелках, выполненных из чугуна
и стали, происходит при скоростях вылета газовоздушных смесей,
которые равны или меньше скоростей, приведенных в табл 7 16
Эти данные относятся к холодным смесям, имеющим температуру
около 20 СС
Для больших размеров огневых отверстий и других температур скорость
вы 1ета смеси при которой происходит обратный удар пламен, может быть оп
реде юна по следующей приближенной формуле
гс'1 = ^Л1Т?/(ПТ2),
где w — скорость вы 1ета смеси по табл 7 16, Di —внутренний диаметр огне
вою отверстия, для которого определяется скорость вылета смеси, м/с, D —
внутренний диаметр огневого отверстия по табл 7 16, Ti— абсолютная темпе
ратура смею для которой определяется скорость вылета смеси, К Т — абсо
лютная температура смеси для данных табл 7 16 равная 273 15 К
362
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Предотвращение обратных ударов достигается двумя путями,
снижением количества первичного воздуха в смеси до размеров,
образующих самопроизвольно негорючую смесь (содержание газа
в смеси больше верхнего предела воспламенения), и уменьшением
размеров огневых отверстии (за счет увеличения их числа) до
2,5 мм и меньше
Предотвращение химического недожога. С целью обеспечения
полноты сгорания газа количество первичного воздуха в смеси
должно быть не менее определенного значения зависящего от вида
газа размера огневых отверстий, удельной тепловой нагрузки и
других факторов При недостаточном содержании первичного воз
духа в смеси на поверхности пламен образуются желтые края, сви
детельствующие о потенциальной возможности возникновения хи
мического недожога Наибольшую желтизну пламен дают ненасы
щенные углеводороды Из насыщенных углеводородов сильную
желтизну дают пропан, бутан и пентан, наименьшую — метан и
этан
Таблица 7 16
Приближенные значения скоростей вылета
смесей сжиженных углеводородных газов
с воздухом, при которых происходит
обратный удар пламен, м/с
Диаметр огневых отверстии мм Коэффициент избытка воздуха
0 7 0 8 0 95 1 1 1 2
3,5 0 12 0 21 0 26 0 17 0 14
4 0 0 14 0 25 0 30 0 20 0 16
6 0 0 21 0 37 0 45 0 30 0 24
8 0 0 28 0 50 0 60 0 40 0 32
10 0 0 35 0 62 0 75 0 50 0 40
12 0 0 42 0 74 0 80 0 60 0 48
Из изложенного не следует делать вывод о том, что возникно
вение желтых краев пламен всегда является нежелательным и сви
детельствует о неполноте сгорания В ряде случаев для получения
высокого или длинного пламени, для передачи нагреваемым по
верхностям значительного количества тепла с помощью излуче
ния при необходимости получения восстановитетьнои или нейт
ральной среды сознательно прибегают к созданию желтых краев
пламен Однако применение таких пламен допустимо только в уста
новках обеспечивающих полное развитие факела пламени, без со
прикосновения его с холодными поверхностями При омывании та
ким пламенем теплообменных поверхностей (водогрейных и паро-
вых котлов, бытовых водонагревателей посуды и др ) неминуемо
отложение углерода в виде сажи и возникновение в продуктах его
рания окиси углерода и других продуктов незавершенных реакций
горения
363
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В горелках, разработанных для голубого пламени, появление
желтых краев является недопустимым, так как приводит, как пра-
вило, к возникновению химического недожога за счет увеличения
высоты пламени и омывания им холодных поверхностей. Объясня-
ется это тем, что факел голубого пламени всегда короче желтого
или имеющего желтоватые края. По экспериментальным данным
желтые края пламен имеют место в том случае, если содержание
первичного воздуха в смеси равно или меньше значений, приведен-
ных в табл. 7.17. При большем количестве первичного воздуха
в смеси, чем указано в табл. 7.17, желтые края исчезают, факел
пламени укорачивается и приобретает ярко выраженный голубой
оттенок. Данные показывают, что увеличение размера огневых от-
верстий приводит к необходимости значительного увеличения пер-
вичного воздуха в смеси, чтобы избежать желтых краев пламен.
Таблица 7.17
Максимальное содержание первичного воздуха
в смеси, при котором края пламен
имеют желтый цвет (расстояние
между огневыми отверстиями
25 мм, глубина отверстий 10 мм), об. %
Диаметр огневых отверстии, мм Тепловая нагрузка, Дж (мм-’-ч)
29,4 33,6 42,0
6 57 57 58
4 50 52 54
3 42 46 48
2 30 32 38
Увеличение удельной тепловой нагрузки незначительно влияет
на содержание первичного воздуха в смеси.
Влияние на процесс горения расстояния между огневыми отвер-
стиями. Для быстрого распространения пламен от отверстия к от-
верстию и предотвращения слияния факелов между отверстиями
должно быть определенное расстояние. Чрезмерное уменьшение
этих расстояний приводит к слиянию отдельных факелов пламен,
затруднению поступления вторичного воздуха к каждому факелу
в отдельности, увеличению высоты пламен и возникновению хими-
ческого недожога.
Чрезмерное увеличение интервала между отверстиями приводит
к невозможности самопроизвольного (без поджигания каждого фа-
кела в отдельности) и быстрого распространения пламен от отвер-
стия к отверстию. При этом особенно неустойчиво перемещается
пламя в том случае, когда смесь газа с первичным воздухом близка
к пределу отрыва пламени.
Расстояния между осями круглых отверстий, обеспечивающие
быстрое распространение пламен и невозможность слияния факе-
364
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
лов для различных размеров огневых отверстий, приведены
в табл. 7 18 При расположении огневых отверстий в два ряда и
более расстояние между отверстиями рекомендуется принимать
близким к максимальному. Отверстия при этом должны распола-
гаться в шахматном порядке Расстояния между рядами должны
быть не менее удвоенных расстояний между отверстиями и только
как минимум равны им. Для предотвращения появления желтых
краев пламен содержание первичного воздуха в смеси для каждого
дополнительного ряда отверстий (более двух) должно быть уве-
личено на 5—7 %.
Таблица 7.18
Расстояния между осями огневых отверстий
в зависимости от их размера
и коэффициента избытка первичного воздуха
Диаметр огневых отверстии, мм Максимальное расстояние, мм Минимальное расстояние мм
а = 0 4 а = 0 6 а = 0 4 а = 0 6
2 8 6 7 5
3 12 8 9 6
4 15 11 12 8
5 19 15 14 10
6 22 18 16 13
Глубина огневых отверстий. Она оказывает влияние на пределы
отрыва и обратного удара пламен, а также на степень инжекции
первичного воздуха Опытные данные показывают, что увеличение
глубины огневых отверстий до определенного значения приводит
к увеличению пределов отрыва и снижению вероятности обратного
удара Для нормальной работы горелки глубину отверстий можно
принимать в размере трех диаметров, по не более 10 мм для круп-
ных отверстий Увеличивать глубину отверстий нецелесообразно
Не оказывая значительного воздействия на обратный удар пламен,
она приводит к снижению процентного содержания первичного
воздуха в смеси Проскок пламени начинается по краям горелки,
так как скорость потока у краев вследствие тормозящего воздей-
ствия стенок минимальна Следовательно, неправильно просвер-
ленное отверстие (наличие шероховатостей, заусениц, обломков
краев и т. п) значительно увеличивает опасность обратного удара.
Высота внутреннего конуса пламени. Правильно разработанные
газовые приборы и установки не должны допускать омывания внут-
ренним конусом пламени нагревательных поверхностей, так как это
приводит к возникновению химического недожога и появлению
окиси углерода Соприкосновение же наружного конуса факела
пламени с нагреваемыми поверхностями не приводит к возникнове-
нию заметного химического недожога, если обеспечен правильный
365
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Интервал между краями отверстии, мм
Рис 7 8 Высота наружных конусов пламен при
тепловой нагрузке 16 8 кДж/(мм2-ч) в зависи
мости от диаметров огневых отверстий и рас
стояний между их образующими
Диаметр огневых отверстии мм 1 — 6 2 — 5 3 — 4
4 — 35 5 — 3, 6 — 2 5, 7 — 2
и достаточный подвод вторичного воздуха и правильно организо
ван отвод продуктов сгорания.
Высота внутреннего конуса зависит от размера огневых отверстий, содер
жания первичного воздуха в смеси, тепловой нагрузки и вида газа Высота
внутреннего конуса пламени для инжекционных горелок низкого давления
Явнутр может быть определена
по следующей эмпирической
Таблиц а 7 19 формуле, ММ Явнутр =
Значения коэффициента К = 0 238 KfR, где. Явнутр — вы
в зависимости от процентного содержания первичного воздуха в с меси сота внутреннего конуса, мм К — коэффициент, зависящий от процентного содержания первичного воздуха в смеси
Содержание первичного К (табл 7 19), f — площадь от
воздуха об % верстия, мм2, R — отношение действительной удельной тепло вой нагрузки к номинальной
1,2 1,1 1,0
35 равной 16,8 Дж/(мм2 ч)
40 45 Высота наружного ко-
50 0,92 нуса пламени. Она зави-
60 70 80 0,78 0,64 0,52 сит от размера огневых отверстий, тепловой на-
90 0,43 грузки, вида газа и ин- тервала между огневыми
отверстиями
На рис 7 8 приведены экспериментальные данные о высоте наружных ко
нусов пламен смесей углеводородных газов с воздухом при однорядном рас
потожении огневых отверстий и удельной тепловой нагрузке 16 8 Дж/(мм2 ч)
При увеличении тепловой нагрузки и числа рядов огневых отверстии высота
конусов пчамен возрастает примерно пропорционально ЯВНешн = /гЯн, где
Нвнешн — высота наружных конусов пламен, мм, h — высота пламен по гра
фику (рис 7 8), R — отношение действительной удельной тепловой нагрузки
д номинальной, равной 16,8 Дж/(мм2 ч), п — число рядов oi невых отверстий
366
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
8. ВЗАИМОЗАМЕНЯЕМОСТЬ ГАЗОВ.
ЧИСЛО ВОББЕ
Вопросам взаимозаменяемости техниче-
ских газов за последние годы уделяется значительное внимание
в связи с резким увеличением добычи и потребления газов.
Заменяющими называются такие газы, которые можно сжигать
в газогорелочных устройствах взамен первоначально предусмотрен-
ных без нарушения нормальной работы устройств и изменения их
конструкции.
Взаимозаменяемость газов — это возможность устойчивого сжи-
гания их в бытовых, коммунально-бытовых установках и приборах
и также в промышленных печах без изменения конструкции газо-
горелочных устройств. Устойчивая работа газогорелочных устройств
характеризуется работой горелок без отрыва и проскока пламени
при полноте сгорания газа, близкой к 100 %. Такая работа горелок
допускается при поддержании постоянства теплоты сгорания, пла-
мени и других характеристик сжигаемого газа. Первые два показа-
теля характеризуют тепловой поток в газогорелочном устройстве.
Зависимость между теплотой сгорания газа и его плотностью опре-
деляется числом Воббе Wo.
В настоящее время существует в основном шесть критериев
взаимозаменяемости газов: тепловая нагрузка, подсос первичного
воздуха, отрыв пламени, проскок пламени, образование окиси уг-
лерода и других вредных ингредиентов, образование сажи Взаимо-
заменяемость газов допустима лишь при условии сохранения по-
стоянства значений всех приведенных выше критериев. Следует
отметить, что они полностью удовлетворяют условиям взаимозаме-
няемости при сжигании газов в горелках атмосферного типа, на-
пример в бытовых. Однако для горелок, предназначенных для сжи-
гания газов в промышленных установках, помимо указанных кри-
териев следует учитывать также температуру горения, излучение
пламени, предварительный подогрев воздуха.
При изменении теплоты сгорания часовое количество воздуха, необходимого
для горения при постоянной тепловой мощности горелки, остается практически
постоянным Следовательно, воздушный тракт горелки может быть оставлен
без изменения Количество смеси при изменении теплоты сгорания газа изме-
няется также незначительно, что позволяет сохранить неизмененным и тракт
смеси горелки Нормальная работа горелки может быть обеспечена лишь из-
менением расхода горелкой газа по формуле Q2 = Qi(Q„i /Qh2)> м3/ч, где Q —
расход газа, м3/ч; QHp — низшая теплота сгорания, кДж/м3
Выходное сечение газового сопла или суммарная площадь газовых отвер-
стий могут быть определены по формуле, м2,
r2 = f\№М) V (pi/p2) (p2/pi) ,
где f — выходное сечение газового сопла, м2, р — избыточное давление газа
перед соплом горелки, Па; р — плотность газа, кг/м3
Диаметр газового сопла горелки при переходе с одного газа на другой мо-
жет быть определен по формуле, м,
d2 ~= di л/(Woi/Wo2) — щ) .
где Wo — число Воббе
367
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Число Воббе низшее (WoH) или высшее (WoB) характеризует тепловую
мощность и аэродинамические параметры горелки при постоянном давлении и
определяется путем деления теплоты сгорания на корень квадратный из отно-
сительной (по воздуху) плотности газа по формуле
Wo = ()P/Vd .
Равенство чисел Воббе
WoH = Од/Д = ОдДГ = const;
woB = <д/дДГ = оУдДГ =const-
где d — относительная (по воздуху) плотность одною юза, указывает на взаи-
мозаменяемость газов, т с возможность использования в одной горелке без
внесения в ее конструкцию изменений
В некоторых случаях при неравенстве чисел Воббе удается достигнуть
взаимозаменяемости двух газов за счет некоторого изменения давления газа
перед горелкой, используя так называемое расширенное число Воббе
Woh = 9н1 д/Р1Д <?н2 д/рГ-Ч = const’’
Wob = 9в1 Д/ДД 9в2 Д/Д - d2 = const>
где р — давление газа перед юрелкой при сжигании юза с QHp, QBp, d.
Индексы 1 и 2 относятся соответственно к заменяемому и к заменяющему
газам
Практические данные показывают, что взаимозаменяемость га-
зов без существенных нарушений нормальной работы газопотреб-
ляющего прибора и агрегата наблюдается при колебаниях числа
Воббе в пределах 5—7 % номинального значения. При этом необ-
ходимо, чтобы взаимозаменяемые газы отличались максимальной
скоростью распространения пламени не более чем па 15—20 %.
Рассмотрение физического смысла числа Воббе представляет
определенный интерес, ввиду того что оно дает наиболее универ-
сальную оценку горючих газов
Важным фактором взаимозаменяемости газов является условие
равенства скоростей распространения пламени.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ПРОЦЕССЫ РЕГАЗИФИКАЦИИ
СЖИЖЕННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
ГАЗОВ. ИСПАРИТЕЛИ
За последние годы резко возросли объемы
производства и потребления сжиженных
газов на коммунально-бытовые нужды,
в сельскохозяйственном производстве,
а также для нужд промышленных пред-
приятий, автомобильного транспорта и
др. Следует отметить, что из общего ко-
личества сжиженного газа, направляе-
мого на коммунально-бытовые нужды,
сельскохозяйственное производство и
прочую промышленность, свыше 90 %
объемов газа идет непосредственно на
обеспечение населения и коммунальных
предприятий. Такое значительное потреб-
ление населением и коммунальным хо-
зяйством сжиженных газов обусловлено
все возрастающими объемами газифи-
кации городов и особенно сельских рай-
онов страны на базе использования сжи-
женных газов.
Огромные масштабы использования
сжиженных газов для нужд населения
требуют от работников газовой промыш-
ленности и газовых хозяйств серьезных
усилий по обеспечению надежности
снабжения населения этим газом в от-
ношениях как количественном, так и
качественном и безопасного его исполь-
зования.
Между тем за последние годы в связи
со значительным ростом потребления
пропана химической промышленностью
страны, а также увеличением масшта-
бов его экспорта возникла настоятель-
ная необходимость в более широком ис-
пользовании для газоснабжения комму-
369
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
нально-бытовых потребителей сжиженного газа с повышенным
содержанием бутанов (до 60 % по массе), что позволяет увели-
чить ресурсы сжиженных газов, направляемых на удовлетворе-
ние бытовых нужд населения. Вместе с тем подчас, и особенно
в осенне-зимний период, поступают жалобы на поставку «нека-
чественного» газа, именно что в поступившем сжиженном газе
большое содержание бутанов (до 45—50 %)•
В действительности, такое положение имеет место. Однако
это не результат поставки «некачественного» газа, а результат
неподготовленности потребителей и газовых хозяйств к ис-
пользованию этого газа, качество которого полностью отвечает
требованиям государственных стандартов и технических ус-
ловий. Если в 60-е годы, когда газификация на базе сжи-
женных газов только разворачивалась, была предоставлена
возможность обеспечивать потребителей, особенно население,
газом с повышенным содержанием пропана, то в последние годы
в связи с резким ростом потребления этого газа такая возмож-
ность отсутствует. Это объясняется главным образом тем, что ка-
чество попутного газа, нефти и другого сырья, направляемых на
производство сжиженных углеводородных газов, такое, что при
общем значительном увеличении выработки сжиженных газов
рост пропановых фракций в газе незначителен.
Следовательно, за последние годы серьезно стал вопрос о не-
обходимости обеспечения соответствующих условий для использо-
вания населением и коммунальными предприятиями сжиженного
газа такого содержания, какое создано природой и техническим
уровнем производства этого газа на газоперерабатывающих заво-
дах, т. е. необходимо обеспечить условия для использования сжи-
женных газов с повышенным содержанием бутанов.
Создание условий по широкому использованию сжиженных га-
зов с повышенным содержанием бутанов тесно связано со зна-
нием вопросов испарения этих газов, кратко излагаемых в настоя-
щей главе.
На основании изложенного необходимо сделать вывод, что эф-
фективное использование такого газа в системах централизован-
ного газоснабжения, особенно от групповых резервуарных уста-
новок, требует их оснащения испарителями (регазификаторами)
для искусственного испарения сжиженных углеводородных газов
1. СПОСОБЫ РЕГАЗИФИКАЦИИ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
(МГНОВЕННЫЙ И ПЕРИОДИЧЕСКИЙ)
Учитывая, что сжиженные газы транс-
портируются и хранятся в жидком виде, а используются в основ-
ном в газообразном состоянии, при применении сжиженных газов
весьма важно изучить вопросы, связанные с их испарением.
Подача сжиженного газа к газогорелочным устройствам может
быть осуществлена дв^мя путями: поступлением газа либо в жид-
370
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ком виде по трубопроводу, либо от парового пространства резер-
вуара, находящегося над жидкостью, т. е. над жидкой фазой газа.
В первом случае способ испарения сжиженного газа принято на-
зывать мгновенным, или однократным. Во втором случае мы
имеем дело с периодическим испарением сжиженного газа. Как
в первом, так и во втором случаях тепло, необходимое для испа-
рения газов, поступает от окружающей среды.
В настоящее время в СССР в основном используется второй
способ, т. е. паровая фаза получается путем периодического испа-
рения. Однако представляется целесообразным несколько остано-
виться также на способе однократного, или мгновенного, испаре-
ния газа.
Мгновенное испарение сжиженного газа. В этом случае сжи-
женный газ поступает в газоиспользующую систему под прину-
дительным давлением, под которым он хранится в резервуаре,
к регулятору давления жидкости, смонтированному на трубопро-
воде. В регуляторе снижается давление газа, в результате чего
какая-то его часть испаряется. Другая часть жидкости, проходя
регулятор, испаряется при давлении на участке трубопровода
после регулятора. В результате этого испарения температура сжи-
женного газа снижается до значения, зависящего от степени испа-
рения. В этот момент, когда наступает равновесие между давле-
нием паров и давлением жидкости за регулятором, практически
прекращается дальнейшее испарение. При подаче смеси сжижен-
ного газа от низа резервуара к газогорелочным устройствам
с предварительным мгновенным испарением в трубопроводе, сос-
тав паров газа, поступающего на горелки, не изменяется и оста-
ется таким же, каким он был в резервуаре сжиженного газа.
Периодическое испарение. Отбор паров сжиженного газа наи-
более широко осуществляется методом периодического испарения.
Сущность этого метода заключается в периодическом, по мере
надобности, извлечении паров сжиженного газа из резервуара, ча-
стично заполненного жидкостью. Образование паров сжиженного
газа в этом случае происходит за счет скрытой теплоты испарения
самой жидкости и притока тепла из внешней среды. В случае,
если в резервуаре содержится смесь сжиженного газа, в составе
которой имеются углеводороды с различной упругостью паров, со-
став паровой фазы, находящейся над жидкостью, будет отличный
от состава жидкой фазы. При этом по мере отбора паров сжи-
женного газа оба состава будут непрерывно меняться в зависи-
мости от степени этого отбора. Физический смысл периодического
отбора паров заключается в том, что когда из резервуара начи-
нается отбор насыщенных паров, нарушается равновесие между
паровой и жидкой фазами сжиженного газа, которое имело место
до начала отбора. В результате этого давление в резервуаре не-
сколько снижается и жидкая фаза начинает кипеть, продолжая
испаряться до тех пор, пока идет отбор паров. Давление и темпе-
ратура в резервуаре снижаются, а по мере достижения постоян-
ного отбора восстанавливается постоянство обмена тепла. При
371
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
этом постоянная разность в температурах жидкости и окружаю-
щей среды такова, что жидкостью поглощается такое количество
тепла из внешней среды, какое ей необходимо для образования
паров сжиженного газа. С этого момента не обнаруживается ни-
каких изменений в температуре жидкой фазы, до тех пор пока
не меняется степень (интенсивность) отбора паров сжиженного
газа.
В результате анализа действующей долголетней практики пе-
риодического отбора паров сжиженного газа можно сделать тот
основной вывод, что, несмотря на простоту, установки с естествен-
ным испарением сжиженного газа обладают рядом существенных
недостатков. Они характеризуются значительным металловложе-
нием, так как производительность данных установок рассчитыва-
ется исходя из условий минимальных температур окружающей
среды в зимнее время. Так, например, расход металла при газо-
снабжении квартир от групповых резервуарных установок в сред-
ней и северной полосе СССР составляет, с учетом расхода труб,
не менее 50 кг на одну квартиру. При этом около половины ме-
талла укладывается в землю в виде резервуаров. Кроме того, при
естественном испарении сжиженного газа вначале испаряются
легкие и затем тяжелые углеводороды (следовательно, потреби-
тель получает газ переменной теплоты сгорания, и в резервуаре
накапливается тяжелоиспаряемый продукт) и также: упругость
паров сжиженного газа, оставшегося в резервуаре, по мере извле-
чения паров газа снижается; чем больше содержание пропана
в исходном сжиженном газе, тем выше упругость насыщенных па-
ров газа, находящегося в резервуаре. Однако конечная упругость
паров после полного извлечения газа из резервуара в обоих слу-
чаях почти одинакова, так как остаточные пары состоят главным
образом из бутанов; температура отбора паров сжиженного газа
незначительно влияет на состав и качество паровой и жидкой фаз,
остающихся в резервуарах по мере отбора паровой фазы из них.
Указанные недостатки естественного испарения приводят к не-
равномерности производства различных сортов сжиженных газов,
осложняют операции по его хранению и сбыту, затрудняют экс-
плуатацию групповых резервуарных установок и газовых прибо-
ров, ухудшают качество процессов сгорания газа.
Кроме того, низкая производительность установок с естествен-
ным испарением сжиженных газов приводит к необходимости раз-
мещения на территориях жилых массивов, коммунально-бытовых
и промышленных предприятий значительного числа подземных ре-
зервуаров.
По указанным причинам установки с естественным испаре-
нием могут быть в основном рекомендованы для применения
только в южных районах страны.
Следовательно, вопросы испарения сжиженных газов являются
важнейшими при осуществлении расчетов системы хранения газа
для отдельных установок, приборов и даже газогорелочных уст-
ройств.
372
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Расход баллонов и резервуаров при периодическом отборе па-
ров зависит от целого ряда факторов, как-то: от химического сос-
тава сжиженного газа; температурных условий, в которых рабо-
тают резервуары, т. е. температуры внешней среды; режима по-
полнения резервуара газом, т. е. степени наполнения резервуара
или площади смачиваемой поверхности; от степени отбора сжи-
женного газа из резервуаров, т. е. от размеров нагрузки (число
установок, приборов, газогорелочных устройств и др.) и т. д.
Установлено, что при средней температуре окружающей среды
часовая потребность тепла на каждый квадратный метр смачивае-
мой поверхности резервуара составляет 11,6 кВт, которые обеспе-
чивают испарение и получение паровой фазы нужного дебита при
разности в температурах между окружающей средой и темпера-
турой испарения, которую газ должен иметь для заданного давле-
ния его использования.
2. ЕСТЕСТВЕННАЯ РЕГАЗИФИКАЦИЯ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ В БАЛЛОНАХ,
ПОЛУПЕРЕДВИЖНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ
И РЕЗЕРВУАРАХ, ЗАГЛУБЛЕННЫХ В ГРУНТ
Конструкция простейшего аппарата для
регазификации сжиженных газов представляет собой замкнутый
цилиндрический сосуд (баллон, резервуар), нижняя часть кото-
рого на определенную высоту заполняется жидкой фазой, а верх-
няя служит для сбора насыщенных паров пропан-бутанов. При
передаче тепла через наружную металлическую стенку в качестве
теплоносителя могут быть использованы воздух внутренней и на-
ружной атмосферы, а также грунты верхнего слоя земли.
Температура воздуха внутри помещения в течение года сохра-
няется почти постоянной, в то время как температура наружной
атмосферы может колебаться в пределах от —40 до +45 °C. Со-
ответственно меняется и температура верхних слоев грунта. Од-
нако температура верхнего слоя грунта всегда выше температуры
жидкого пропана при минимальном давлении испарения. Вследст-
вие этого грунт может быть использован в качестве теплоносителя
при заполнении резервуара сжиженным газом. Тепло воздуха и
грунта является дармовым, естественным и бесконечным. Следо-
вательно, регазификация сжиженных газов при использовании
в качестве теплоносителей воздуха и грунта может быть названа
регазификацией с естественным испарением.
Кроме температурного режима, который значительно влияет
на естественное испарение сжиженных газов, имеются также и
другие существенные факторы, которые также отражаются па ис-
парительной способности баллонной и резервуарной установок.
К ним относятся: компонентный состав жидкой фазы; термическое
сопротивление грунта (для подземных резервуаров); термическое
сопротивление защитной изоляции подземного резервуара, стенок
баллона и резервуара; сопротивление степени загрязненности
373
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
стенок резервуара; степень заполнения жидкой фазой резервуара;
цикличность отбора паровой фазы из резервуара, тепловое взаи-
модействие подземных резервуаров; скорость движения и влаж-
ность воздуха; термическое сопротивление теплопередаче от окру-
жающего воздуха (для надземных резервуаров и баллонов) и др.
Однако большинство перечисленных факторов почти не поддается
расчету.
При отборе паровой фазы из баллона или резервуара состоя-
ние равновесия, существующее между жидкостью и газом, нару-
шается, т. е давление паров сжиженных газов будет постепенно
уменьшаться. Кроме того, при этом будет также непрерывно ме-
няться соотношение компонентов: относительное содержание бо-
лее легких углеводородов будет уменьшаться, а более тяжелых —
увеличиваться При максимальном отборе газа из баллона или
резервуара температура сжиженных газов постепенно будет сни-
жаться вследствие недостатка подвода тепла извне. Чем больше
в единицу времени испарится в резервуаре сжиженных газов при
естественном испарении, тем ниже при указанных условиях буде!
его температура. При интенсивном расходе газа температура
жидкости будет резко падать, и в конце концов нарушится или
вовсе прекратится весь процесс испарения и произойдет обмерза-
ние сосуда. Это явление особенно наблюдается при эксплуатации
газобаллонных установок при возрастании отбора из них паров
сжиженных газов. Испарительная способность зависит также от
степени заполнения резервуара и от его положения (вертикаль-
ное или горизонтальное). Чем больше смоченная поверхность,
тем больше и испарительная способность.
Испарение жидкости в баллонах и резервуарах происходит, как было ука
зано ранее, в основном за счет тепла наружного воздуха и зависит от его тем
пературы, втажности, скорости движения, степени наполнения и компонентного
состава жидкости Количество испаряющейся жидкости, кг/ч, может быть опре
детено по формуле G = 3,62KFC(/B—где К — коэффициент теплопередачи,
кВт/(м2-°С), Fc— суммарная смоченная поверхность резервуара, м2, /в— тем-
пература окружающей среды, °C; — температура жидкости в баллоне, резер-
вуаре, °C, г — скрытая теплота испарения, кДж/кг
Коэффициент теплопередачи R для сосудов по опытным данным укладыва-
ется в пределах 11,6—13,92 кВт/(м2-°С) при условии, если сосуды не покрыты
снежной или ледяной коркой Для подземных резервуаров, установленных ниже
зоны промерзания, Д = 2,9Ч-3,5 кВт/(м2 °C)
Полная поверхность сосуда определяется по формуле К=/;ц + 2/?дн, где /ц —
поверхность цилиндрической части, м2, Рдн — поверхность днища, м2, =
где D — диаметр сосуда, м, L — длина цилиндрической части сосуда, м2. По-
верхность этлиптическою днища сосуда, м2, определяется как поверхность эл-
липсоида вращения вокруг вертикальной оси по формуле /?дн = л/?[Д+ (Я2/2с) X
Х1п(Д + с//?—с)], где R— радиус сосуда, м, Н—высота днища, м; с =
= 1/R2—H2, м
Регазификация в баллонах. В однобаллонной установке тем-
пература газа в баллоне незначительно отличается от темпера-
туры в помещении и не зависит от времени года. В двухбаллонных
и групповых установках баллоны устанавливаются в специальных
металлических ящиках вне помещения Их испарительная способ-
374
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ность зависит от температуры окружающей среды и от компо-
нентного состава пропана и бутанов На основании опытных дан-
ных институтом Гипрониигаз была разработана номограмма
(рис 8 1), прямые которой показывают испарительную способ-
ность однобаллонной установки в зависимости от температуры
воздуха, окружающего баллон, и продолжительности непрерыв
ной работы По номограмме можно определить испарительную
способность баллонной установки в условиях непрерывного рас-
хода паров пропана при температуре наружного воздуха от —18
до +10 °C Оптимальная испарительная способность баллона
вместимостью 50 л, по данным указанной номограммы (рис 8 1),
в зависимости от изменения температуры наружного воздуха ко-
леблется в пределах 0,436—0,22 м3/ч (или 0,9—0,45 кг/ч) Номо-
грамма включена в состав СНиП II—37—76 в качестве норматив-
ного материала для определения расчетной производительности
однобаллонной установки
Испарительная способность баллонов вместимостью 45 кг
(100 л), заполненных пропаном или близкой к нему по составу
смесью, может быть определена по табл 8 1
Для определения максимальной испарительной способности
баллонов других размеров и вместимости необходимо полученные
по табл 8 1 значения умножить на коэффициент Кб, определяе-
мый по формуле Кб = Гб/1,25, где /+— полная поверхность бал
лона, м9, 1,25 — поверхность баллона, м2, вместимостью 45 кг
Для определения максимально возможного отбора пропана из
баллонов вместимостью 5, 12, 27, 50 л (ГОСТ 15860—84) коэффи
циенты Кб приведены в табл 8 2
Имеющиеся данные дают возможность рекомендовать средне-
расчетную испарительную способность баллонов приведенных
вместимостей при условии 20%-ного заполнения и температуре
наружного воздуха 0 °C при наружной установке баллонов и
+ 20 °C при установке баллонов в помещении Результаты подсче
тов сведены в табл 8 3 Рекомендуемые среднерасчетные значения
испарительной способности баллонов вместимостью 50 л под-
тверждаются имеющимся опытом эксплуатации газобаллонных
установок
Регазификация в надземных резервуарах. Технологически про
цесс регазификации в надземных резервуарах сжиженных газов
происходит так же, как и в баллонной установке
В настоящее время для газоснабжения объектов коммуналь-
но бытового назначения и сельскохозяйственного производства,
а также сезонных потребителей (пионерских лагерей, летних пан
сионатов и др ) все более широкое применение находят установки
с надземным расположением полупередвижных резервуаров вме-
стимостью 600, 1000 1600 л (рис 6 12), испарительную способ-
ность которых при естественном испарении следует определять
по табл 8 4
Испарительная способность надземных резервуаров большой
вместимости приведена в табл 8 5
375
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 81
Максимально возможный отбор пропана в баллоне вместимостью 45 кг (100 л)
Пропан остаю щийся в баллоне кг Тепло передаю щая по верх ность м2 Отбор пропана кг/ч при разных температурах С
в совершенно сухом спокойном воздухе Но влажном воздухе с точкой росы 0 °C
—40 —34 5 —29 —23 4 —17 8 —12 3 —6 7 —1 1 4 45 10 15 6 21 1 4 45 10 15 6 21 1
4 54 0 254 0 05 0 17 0 30 0 42 0 54 0 68 0 82 0 91 1 04 1 18 1 27 1 41 0 10 0 23 0 25 0 45
9 08 0 350 0 07 0 24 0 41 0 59 0 77 0 91 1 09 1 27 1 45 1 59 1 77 1 85 0 11 0 30 0 59 0 64
13 62 0 446 0 09 0 30 0 55 0,73 0 95 1 18 1 41 1 63 1 82 2 04 2 27 2 50 0 17 0 39 0 59 0 82
18 16 0 541 0 10 0 37 0 64 0 91 1 18 1 41 1 68 1 95 2 22 2 50 2 77 3 00 0 21 0 50 0 73 1 00
22 70 0 640 0 12 0 45 0 73 1 04 1 6 1 68 2 00 2 31 2 63 2 95 3 27 3 54 0 54 0 54 0 86 1 18
27 24 0 734 0 15 0 50 0 86 I 23 I 59 1 95 2 .52 2 63 3 00 3 6 3 72 4 09 0 30 0 64 1 00 1 'J6
31 78 0 830 0 16 0 60 1 00 1 -’6 1 77 2 18 2 59 3 00 3 41 3 81 4 22 4 54 0 73 0 73 1 14 1 54
36 32 0 9^0 0 18 0 64 1 09 1 54 2 00 2 45 2 90 3 36 3 81 4 27 4 54 4 99 0 36 0 82 1 27 1 72
40 86 1 030 0 20 0 73 1 18 1 72 2 22 2 72 3 22 3 72 4 22 4 54 5 45 5 90 0 40 0 91 1 41 1 90
45 40 1 130 0 22 0 77 1 32 1 96 2 41 2 95 3 54 4 09 4 54 5 00 5 90 6 36 0 44 1 00 1 54 2 09
Q м3/ч
0,5
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
0,^36
0,37 6
О’З^
0,328
°’30,27^
0,25
0,2 °’22
0,1
о
"**,Ч**Ч^^ 10 °C
5 0
18
5 10 13
10
20 30 W 50 53 60 62 63 ^6^,7 70 8 08182г ч
Рис 8 1 Зависимость испарительной способности однобалтонной установки от времени испарения
Рассматривая табл 8 5, можно сделать заключение о значительной зависи-
мости испарения сжиженных газов от наружной температуры При изменении
наружной температуры всею на 20 °C, т е от +5 до —15 °C, отбор паров
пропана снижается при прочих равных условиях почти в 2,5 раза При измене-
нии температуры от +15 до —15 °C или на 30 °C, отбор паров пропана сни-
жается в 3—3,5 раза
Уровень жидкой фазы Таблица 82
в резервуаре перед оче- Переводные коэффициенты Кб
реднои заправкой не дол- жен быть ниже 25 % Вместимость баллона, л Общая поверхность *б
Испарительная способ- баллона, м
ность надземной резер- К 0,15 0,28 0,120 0,224
вуарной установки дол- 12
жна определяться для 27 0,477 0,382
каждого конкретного случая с учетом прини- 50 0,796 0,637
Таблица 83
Среднерасчетная испарительная
способность баллонов, м3/ч
Вместимость баллона л При установке на улице При установке в помещении
5 0,06 0,08
12 0,10 0,15
27 Не устанавли- 0,26
вается
50 0,30 0,44
Таблица 84
Испарительная способность, кг/ч, полупередвижных
резервуаров вместимостью 600, 1000, 1600 л
Содержание пропана в сжижен- ных газах % 600 Л 1000 л
Температура наружного воздуха, °C
—30 —20 — 10 0 10 20 —30 —20 —10
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ъ-Si । N I 1 I 1 1 О 1 1 I 1 I I I 1 1 1 1 1 1 1 0,2 0,9 1,7 2,4 3,3 4,0 4,7 0,3 1,1 1,8 2,6 3,2 4,0 4,7 5,4 6,1 0,7 1,4 2,0 2,7 3,4 4,0 4,8 5,4 6,1 6,8 7,5 2,3 3,0 3,7 4,3 5,0 5,6 6,3 7,0 7,6 8,2 9,0 0,8 1,9 1 1 I I I 1 I 1 1 1 1 1 1 1 СЧ (N СО xf I | 1 I СО ОО СО со xf ю 1 1 1 1 о J4 (N io io со <
377
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Продолжение табл. 8.4
1000 л 1600 л
Содержание пропана в сжижен- ных газах, % Температура наружного воздуха, °C
0 10 20 —30 —23 -10 0 10 20
0 1,1 3,5 _ — 1,5 4,7
10 .— 2,3 4,7 — — — — 3,0 6,4
20 0,5 3,4 5,9 — — — 1,0 4,6 8,0
30 1,7 4,6 7,0 — — — 2,8 6,3 9,3
40 2,8 5,6 8,2 — — 0,4 4,3 7,8 И,4
50 4,0 6,8 9,3 — — 1,9 5,9 9,4 13,2
60 5,0 8,0 10,6 — — 3,8 7,5 11,1 14,8
70 7,3 10,2 13,0 — 3,5 7,3 10,8 14,3 16,5
80 7,3 10,2 13,0 — 3,5 7,3 10,8 14,3 18,2
90 8,6 11,5 12,5 14,2 1,1 5,0 8,9 12,4 15,8 19,8
100 9,6 15,1 2,7 6,6 10,4 14,0 17,5 21,8
Таблица 8.5
Испарительная способность, кг/ч, надземных резервуаров
вместимостью 25, 50, 100 м3 (по пропану)
Наружная темпера- тура, °C 25 м3 1 50 м3 I 100 м3
при степени накопления
0,25 0,50 0,75 0,25 0,50 0,75 0,25 0,50 0,75
для смачиваемой поверхности, м“
19,2 | 27,2 S5.2 31,0 | 44,0 57,0 55,5 | 78,0 100,5
-15 —5 + 5 + 15 +25 + 35 25,0 45,0 63,8 82,5 101,2 185,0 35,0 62,5 95,0 117,5 145,0 175,0 50,0 82,5 120,0 153,7 187,5 225,0 43,7 71,8 106,2 137,5 168,8 200,0 65,6 105,0 150,0 192,5 236,2 280,0 78,8 135,0 171,0 250,0 309,4 365,6 70,0 130,0 185,0 240,0 305,0 355,0 105,0 180,0 262,5 337,5 412,5 495,0 140,0 230,0 340,0 430,0 540,0 640,0
маемого минимального заполнения и минимальной температуры
воздуха внешней атмосферы.
Регазификация в подземных резервуарах. Наибольшее рас-
пространение при газоснабжении сжиженными газами получили
в СССР подземные групповые резервуарные установки. В них ис-
пользуется естественное испарение жидкой фазы за счет тепла
окружающего грунта, причем в холодное время года резервуар
получает постоянный поток тепла из глубины грунта, а в летний
период тепловой поток увеличивается за счет теплых поверхно-
стей грунтов.
На испарительную способность подземного резервуара влияют
физико-термодинамические свойства компонентов сжиженных га-
зов, температура окружающих грунтов, коэффициент теплопро-
378
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
водности грунтов, степень заполнения резервуара или площадь
смоченной поверхности, длительность непрерывной работы (су-
точная, сменная, часовая). Расчетная испарительная способность
подземного резервуара должна быть установлена для наихудших
условий его работы: в зимний период, при самой низкой темпе-
ратуре грунта, при минимальном заполнении резервуара и при
постоянном давлении в резервуаре. В зимних условиях эксплуа-
тации при любой температуре промерзания грунтов в резервуа-
рах должно быть такое избыточное давление, которое будет обес-
печивать нормальную подачу газа потребителю. Практикой уста-
новлено, что минимальное заполнение подземного резервуара
должно поддерживаться в пределах 50—30%. Кроме того, в экс-
плуатационных условиях испарительная способность резервуара
зависит также и от вида потребителей. Чаще всего резервуарные
установки промышленных потребителей расходуют газ непре-
рывно почти в постоянном объеме; определение испарительной
способности резервуара в этом случае не может составлять слож-
ностей. При газоснабжении жилых домов и коммунально-бытовых
потребителей газ расходуется с перерывами (в основном расхо-
дуется в дневные часы и с перерывами в ночные часы). Как пра-
вило, испарительная способность подземного резервуара, как
было указано выше, должна быть установлена для худших усло-
вий его работы в зимний период.
На основании физико-термодинамических свойств сжиженных
газов и экспериментальных наблюдений за работой подземных
резервуаров Гипрониигазом была разработана номограмма (рис.
8.2), которая рекомендуется требованиями СНиП II—37—76 в ка-
честве нормативного материала.
По номограмме определяется испарительная способность од-
ного подземного резервуара. Испарительная способность группо-
вой подземной резервуарной установки будет меньше испаритель-
ной способности одного резервуара, так как в этом случае про-
исходит экранирование теплового потока и поступление тепла от
окружающего грунта к резервуарам уменьшается. Испарительная
способность группы резервуаров не равна сумме испарительной
способности такого же числа отдельно стоящих резервуаров. При
групповом размещении подземных резервуаров с разрывами
между ними в чистоте 1 м полученную по номограмме испари-
тельную способность следует умножить на т:
Число резервуаров
в установке
2
3
4
6
8
Коэффициент взаимодействия т
0,93
0,84
0,74
0,67
0,64
Если принять расстояние в свету между резервуарами 2 м
вместо 1 м, то испарительная способность группы резервуаров
увеличивается на 32%.
379
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ОО
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
С м /1
р,МПц
Рис 8 2 Номограмма для определения испарительной способности резервуара сжиженною юза
вместимостью 2,5 и 5 м3 (подземного)
/ — резервуар 5 м3, заполнение 85 %; // — резервуар 5 м3, заполнение 50 %; /// — резервуар 5 м3, заполне-
ние 35 %, и резервуар 2,5 м3, заполнение 50 %, IV — резервуар 2,5 м3, заполнение 85 %; I/— резервуар 2,5 м3,
заполнение 35 %.
Пример Дано р=0,04 МПа; С3Н8 — 60 %; /=3 °C; <2=8,32 кВт/(м2 • ° С), заполнение 35 %.
Находим <2 = 2 м3/ч по линии АБВГ ДЕЖ.
В заключение следует указать, что длительный опыт эксплуа-
тации позволяет для ускорения принятия требуемых проектных
решений установить следующие среднерасчетные испарительные
способности: для резервуаров вместимостью 2,5 м3 — 4,5 м3/ч
и для резервуаров 5,0 м3—9,0 м3/ч. Таким образом, зная средне-
расчетные значения испарительной способности, можно легко оп-
ределить необходимое число резервуаров, разделив часовую по-
требность в газе на среднерасчетную испарительную способность
одного резервуара с учетом также коэффициента т.
3. ИСКУССТВЕННАЯ РЕГАЗИФИКАЦИЯ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ. ИСПАРИТЕЛИ
В связи со значительным ростом про-
изводства бутановых фракций сжиженных газов, расширением
объема газификации городов, поселков и сельских районов на
базе монтажа резервуарных установок особую актуальность при-
обретают вопросы применения испарителей для искусственного
испарения сжиженных газов.
Внедрение установок с искусственным испарением позволит
резко увеличить испарительную способность групповых резерву-
арных установок, уменьшить капитало- и металловложения па
тонну используемого газа, обеспечить получение газа постоянной
теплоты сгорания, облегчить производство и хранение сжижен-
ных газов на заводах-поставщиках. Испарительная способность
установок с искусственным испарением может быть увеличена
в 3—5 раз по сравнению с установками естественного испарения
сжиженного газа.
В летнее время, когда расход газа уменьшается, групповые
резервуарные установки с искусственным испарением могут ра-
ботать с подачей в испарители воды или по схеме установок
с естественным испарением, для чего паровое пространство резер-
вуаров-хранилищ должно быть соединено с расходным газо-
проводом.
Покрытие пиковых неравномерностей газоснабжения, особенно
в городах, газифицированных на базе искусственных газов, имеет
важное народнохозяйственное значение, так как от правильного
решения этого вопроса зависит экономичность системы газоснаб-
жения, эффективность использования мощностей заводов и про-
мыслов, бесперебойность газоснабжения потребителей. Важное
значение имеет способ покрытия сезонной и суточной неравно-
мерности газоиспользования за счет подачи в распределитель-
ные сети смеси паров сжиженного газа с воздухом или другими
газами. Этот метод может иметь и самостоятельное значение при
газификации небольших городов, рабочих поселков и промыш-
ленных предприятий.
Испарители сжиженного газа выгодно применять:
— в промышленных и коммунально-бытовых установках неразбавленного
газа;
381
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
— в установках по смешению паров сжиженных газов с воздухом или дру
ими газами для регазификации пропана бутанов или их смесей
— на станциях приема хранения и распределения сжиженных газов в ка
шстве аппарата, обеспечивающего перемещение жидкостных и паровых потоков
ia ГНС
При использовании паров сжиженных газов в неразбавленном
виде и во избежание их конденсации эти испарители следует
'набжать пароперегревателями
Для широкого внедрения установок с искусственным испаре-
нием необходимо автоматизировать их работу по заданному ре
>киму без постоянного обслуживающего персонала
Внедряемые в настоящее время групповые резервуарные уста-
новки с искусственным испарением обладают следующими основ-
ными преимуществами по сравнению с резервуарными установ
<ами естественного испарения
— испаритетьная способность установки не зависит от количества жидко
ти в резервуарах и может сохраняться на любом заданном уровне,
— теплота сгорания паровой фазы остается неизменной вплоть до полного
эасходования всего объема жидкой фазы в резервуарах,
— эти установки не требуют извлечения тяжелых остатков что делает их
более экономичными и надежными с точки зрения постоянства газоснабжения
— испарительная способность групповых установок с искусственным испа-
рением может быть значительно увеличена при сравнительно небольшом объеме
расходных резервуаров,
— одним из основных преимуществ резервуарных установок с искусствен
1Ым испарением является возможность использования в них бутановых фрак
цш или сжиженных газов с повышенным содержанием бутанов (до 60 %)
Вместе с тем эти установки имеют следующие недостатки
— необходимость оборудования регутирующей предохранительной и кон
трольно измерительной аппаратурой исключающей замерзание испотьзуемой
в качестве теплоносителя жидкости, выход жидкой фазы из испарительной уста
новки в газопровод паровой фазы повышение дав тения газа и жидкой фазы
выше принятого дтя расходных резервуаров
— сложность обе [уживания и необходимость постоянного надзора за их
работой
Несмотря на очевидные преимущества установок с искусствен
ным испарением сжиженных газов, они до настоящего времени не
нашли широкого распространения В нашей стране в настоящее
время наибольшее применение получили установки с естествен
ным испарением благодаря простоте их устройства и обслужива
ния и также имеющейся возможности обеспечения потребителей
в зимний период сжиженным газом с высоким содержанием про
пана
Однако за последние годы в связи с ростом потребления
пропана со стороны химической промышленности, а также увеличе
нием масштабов его экспорта возникла настоятельная необходи-
мость более широкого использования сжиженных газов с повы-
шенным содержанием бутанов для целей газоснабжения комму-
нально бытовых потребителей, что приведет к значительному
увеличению ресурсов сжиженных газов для удовлетворения нужд
населения
382
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Классификация испарителей. В основу классификации испари-
телем положены особенности конструкций теплопередающих по-
верхностей и вид теплоносителя Испарители можно разделить на
два основных вида — прямого и непрямого обогрева
К испарителям прямого подогрева относятся такие аппараты,
в которых сжиженный газ получает тепло через стенку непосред-
ственно от горячего теплоносителя В настоящей главе рассмат
риваются змеевиковые, трубчатые, оросительные и огневые испа-
рители
К испарителям непрямого подогрева относятся такие аппа
раты, в которых сжиженный газ получает тепло через стенку от
промежуточного газа или жидкости, обогреваемых горячим тепло-
носителем Это огневой испаритель с водяной ванной, в котором
промежуточным теплоносителем является азот или гелий, и элек-
трический испаритель, в котором промежуточным теплоносителем
является азот
Кроме того, существующие в настоящее время испарители мо-
гут быть классифицированы по следующим основным признакам
— по применяемой схеме регазификации,
— по виду используемого тетоносителя,
— по виду контакта теплоносителя со сжиженным газом,
— по виду контакта сжиженного газа с поверхностью нагрева,
— по испарительной способности
По применяемой схеме регазификации испарители подразде-
ляются на емкостные, проточные и комбинированные
По виду используемого теплоносителя испарители подразделя-
ются на следующие типы- с использованием электроэнергии, от-
крытого пламени (огневые), с использованием горячей воды, во-
дяного пара или горячего масла
По виду контакта сжиженных газов с поверхностью нагрева
испарители подразделяются на испарители с кипением сжижен-
ных газов в большом объеме, испарители с кипением в трубах
при вынужденной циркуляции и оросительные (пленочные и фор-
суночные) испарители
По испарительной способности испарители подразделяются на
испарители малой, средней и большой испарительной способно-
сти Проведенными Гипрониигазом работами получен параметри-
ческий ряд по испарительной способности из шести членов ряда
25, 50, 100, 200, 400, 800 кг/ч
В настоящей главе будут рассмотрены только испарители ма-
лой и средней испарительной способности, так как они наиболее
пригодны для применения на действующих групповых резервуар-
ных установках для газоснабжения жилых кварталов и больший
ства коммунально-бытовых объектов Примеры испарителей боль
шой испарительной способности были рассмотрены в гл 5
Емкостные испарители. К емкостным испарителям относятся
в первую очередь подземные групповые резервуарные установки
с естественным испарением сжиженных газов, которые были под-
робно описаны ранее.
383
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
К емкостным испарителям относятся также групповые резер-
вуарные установки в подземных отапливаемых камерах, которые
состоят из подземных резервуаров вместимостью 2,5 и 5,0 м3,
установленных в камеру с размерами, м глубина — около 2, ши-
рина— 6 Длина камеры зависит от числа и размеров резервуа-
ров с установкой требуемого числа отопительных приборов
Процесс регазификации сжиженных газов в подземных резер
вуарах, устанавливаемых в отапливаемых камерах, происходит
следующим образом, от отопительных нагревательных приборов
тепло от нагретого ими воздуха через поверхность резервуаров
поступает к сжиженному газу За счет этого тепла происходит
испарение сжиженного газа в резервуарах, откуда паровая фаза
отводится через регулятор давления к потребителю Преимуще-
ство групповых установок с естественным испарением заключа-
ется в обеспечении постоянной испарительной способности неза-
висимо от климатических условий и режима эксплуатации Од-
нако кроме недостатков, присущих групповым резервуарным
установкам с естественным испарением, они обладают рядом
других: значительно большими капитальными затратами на их
сооружение, большими эксплуатационными расходами, необходи-
мостью наличия двух видов внешних источников энергии — теп-
ловой и электрической Им присущи значительные тепловые по-
тери в окружающую среду, составляющие 300—350 % от полез-
ного тепла, затраченного на испарение газа Во избежание
конденсатообразования в подземных газопроводах их прокладка
должна осуществляться на глубине с положительной температу-
рой грунта или параллельно с тепловым спутником К недостат-
кам следует также отнести определенную пожароопасность в слу-
чае перерыва в работе системы автоматики регулирования темпе-
ратуры в отапливаемой камере или системы вентиляции, в связи
с чем указанный способ не был допущен органами ГУПО МВД
СССР для включения в состав типовых проектов
Регазификаторы электрические подземные РЭП 2,5 и РЭП-2,5А
(рис 8 3, см вкл ), разработанные Гипрониигазом, состоят
из резервуара вместимостью 2,5 м3, трубчатого электронагрева-
теля и электрооборудования с автоматикой безопасности (взрыво-
защищенная коробка, температурное реле, электроконтактный
манометр и электрошкаф с пусковой и регулирующей аппарату-
рой) Взрывозащищенная коробка с электронагревателем ТЭН-12
и температурным реле ТР-200 установлены на специальном па-
трубке, вваренном в глухой фланец подземного резервуара Авто-
матика безопасности (кроме электрошкафа) со взрывозащищен-
ной коробкой закрыта кожухом Электронагреватель может быть
установлен на резервуаре объемом 5,0 м3 (в этом случае он дол-
жен быть равен размерам резервуара) Однако при заказе сле-
дует указывать, для каких резервуаров они предназначены Пепа
рение сжиженного газа происходит за счет тепла, выделяемого
электронагревателем, помещенным внутрь резервуара и в жид-
кую фазу газа При изменении отбора газа от нуля до максимума
«4
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
давление в резервуаре автоматически регулируется электрокон
тактным манометром, который через промежуточное реле замы-
кает цепь электронагревателя, включает его при достижении ниж
него заданного предела в резервуаре (0,05 МПа) и выключает
при достижении верхнего заданного предела давления (0,15—
0,3 МПа) В случае, если электроконтактный манометр по каким
либо причинам не отключит электронагреватель при заданном
верхнем пределе давления, то температурное реле ТР-200 отклю-
чит нагреватель при температуре газа в резервуаре +25 °C
Электрический регазификатор РЭП-2,5А конструктивно не от-
личается от регазификатора РЭП-2,5 В нем лишь вместо М.П4-1У
поставлен манометр ЭКМ-IV, выполненный в обычном испол-
нении и установленный вне взрывоопасной зоны в электрошкафу
с пусковой и регулирующей аппаратурой, кроме юго, сигнальная
лампа стоит не с реле максимального тока, а с амперметром
Техническая характеристика геометрический объем резервуара 2,5 м3,
номинальная испарительная способность по бутану 10 м3/ч, по пропану
15 м3/ч, рабочая температура от —30 до + 25 °C, потребляемый ток
переменный, номинальное напряжение 220 В, мощность электронагрева-
теля ТЭН 12 5 кВт, рабочая среда — пропан, бутан и их смеси, рабочее
давление в резервуаре 1,0 МПа
Установки с электрическими регазификаторами допускается
предусматривать только для газоснабжения жилого фонда в слу-
чае отсутствия централизованных источников теплоснабжения при
согласовании с районными энергетическими управлениями Мин-
энерго СССР.
Положительными сторонами указанного регазификатора по
сравнению с выносными испарителями являются меньший объем
монтажных работ, меньшее число контрольно-измерительных при-
боров, а также отсутствие необходимости в автоматической за-
щите расходных трубопроводов от попадания в них жидкой фазы
Основными недостатками этих регазификаторов являются
фракционный характер испарения смеси сжиженных газов, при-
сущий обычным групповым резервуарным установкам с естест-
венным испарением; сравнительно низкая единичная испаритель-
ная способность по паровой фазе (10—15 м3/ч); потребность в до-
полнительном резервуаре с глухим фланцем для монтажа регази-
фикатора при наличии только двух резервуаров или необходимо-
сти обеспечения большей суммарной испарительной способности
установки за счет оснащения ее несколькими регазификаторами,
большой удельный расход металла, составляющий 150—200 кг на
1 м3/ч Кроме того, они обладают низкой надежностью из-за ча-
стого перегорания электронагревателей, что происходит не
только при снижении уровня жидкой фазы в резервуаре и ого-
лении ТЭН, но и при продолжительной работе с максимальной
нагрузкой за счет явления теплового гистерезиса, т е. частой
смены пузырькового и пленочного режимов кипения на поверхно-
сти нагрева, характерной для электронагрева при кипении, что
приводит к разрушению электронагревателя, необходимости осво-
13 Заказ № Ы4 385
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 8 4 Малогабаритный испа-
ритель сжиженных газов.
вождения резервуара от сжижен-
ного газа для его замены. Для
предотвращения конденсатообразо-
вания газопроводы к потребителям
необходимо прокладывать ниже
глубины промерзания грунта с уст-
ройством тепловых спутников или
обогреваемых конденсатосборни-
ков.
Проточные испарители сжижен-
ных газов. Институтом Мосгазнии-
проект разработана конструкция
малогабаритного испарителя рас-
четной испарительной способно-
стью 100 кг/ч с температурой теп-
лоносителя 80 °C и массой 97,8 кг.
Малогабаритный испаритель
сжиженных газов (рис. 8.4) пред-
ставляет собой цилиндрический
вертикальный сосуд, внутри кото-
рого вмонтированы змеевик из труб
диаметром 27X3 мм и поплавок с выходным клапаном. В днище
испарителя имеется трубка с накидной гайкой для входа сжи-
женных газов. Крышка испарителя крепится к корпусу при по-
мощи фланца и снабжена клапаном для выхода паров сжижен-
ных газов и плавким предохранителем для предотвращения
взрыва испарителя в случае пожара.
Сжиженный газ из подземного резервуара поступает в испа-
ритель через нижний входной патрубок, заполняя корпус испари-
теля. От соприкосновения со змеевиком, по которому циркулирует
горячая вода с температурой до 80 °C, сжиженный газ интенсивно
испаряется, и пары через выходной патрубок поступают к потре-
эителю. При увеличении расхода газа давление его паров в ис-
парителе повысится, газ зальет большее число витков змеевика,
и его испарение будет происходить более интенсивно. Следова-
тельно, испарительная способность испарителя возрастает. В слу-
iae резкого увеличения расхода газа выше расчетного сжижен-
иый газ, продолжая заполнять испаритель, поднимает поплавок,
<оторый закроет клапан выходного патрубка и предохранит сис-
тему от заполнения ее жидкой фазой. После этого давление паров
'жиженного газа в испарителе возрастет, сжиженный газ из испа-
рителя стечет в подземный резервуар и оголит змеевик. Таким
рбразом, давление паров сжиженного газа в испарителе в любом
случае не может быть выше давления паров газа в подземном
резервуаре. При снижении уровня сжиженного газа в испарителе
топлавок опустится вниз, а выходной клапан под давлением паров
'аза останется в закрытом положении.
Преимуществами малогабаритного змеевикового испарителя
шляются: простота конструкции, отсутствие сложной автоматики
86
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
для регулирования процесса испарения, автоматическое саморегу-
лирование испарительной способности от 0 до максимальной при
изменении газопотребления, низкий удельный расход металла,
составляющий 2,0 кг на 1 м3/ч.
К недостаткам испарителя можно отнести: полное прекраще-
ние газоснабжения потребителей при превышении расчетной
испарительной способности испарителя или кратковременном пре-
кращении подачи теплоносителя, необходимость в устройстве спе-
циального помещения для размещения испарителя и узла регу-
лирования давления, возможность замерзания воды в змеевике
при малой скорости циркуляции, возможность разрыва труб
в случае их изготовления из сварной трубы и прорыва газа
в систему отопления, что может, в свою очередь, привести к
аварии.
Ленгиппроиижпроект разработал вертикальные кожухотруб-
ные испарители с плавающей головкой и испарители с нижними
трубными решетками испарительной способностью 100, 200 и
400 кг/ч.
На рис. 8.5, а показан кожухотрубный испаритель с плаваю-
щей головкой. Средняя цилиндрическая часть 11 его снабжена
фланцами 9 и 14. Между нижним фланцем 14 и фланцем 17 ос-
нования испарителя 18 крепится трубная решетка 15, в которую
ввальцованы трубы теплообменного пучка 10. Крепление и уплот-
нение указанных фланцев обеспечено с помощью соответствую-
щих болтов 13 и паронитовых прокладок 16. К основанию испа-
рителя прикреплены лапы-опоры 19, а в его днище устроен
дренаж 20. В корпус испарителя вварены патрубок 1 для подсоеди-
нения регуляторов уровня и патрубок 12 для подвода сжижен-
ного газа в испаритель. Верхняя часть трубного теплообмена
пучка 10 оканчивается плавающей головкой, трубная решетка
которой с помощью болтов, фланца 7 и кольца 6 прижата к фланцу
этой головки. Свободная головка трубного пучка прикрыта
крышкой 4, которая своим фланцем 8 крепится к фланцу 9 кор-
пуса. Теплоноситель подводится в камеру, расположенную над
верхней трубной решеткой, по трубе 3, уплотненной в крышке
испарителя специальной набивкой и грундбуксой 5. Сбоку
крышки 4 вварен штуцер 2, через который отводятся пары сжи-
женного газа на использование.
Кожухотрубные испарители с нижними трубными решетками
(рис. 8.5, б) имеют тот же принцип работы, что и испарители
с плавающей головкой, но в отличие от последних более просты
в изготовлении, так как в них теплообменные трубы имеют только
нижнюю решетку, а верхние концы теплообменных труб плотно
заварены.
Характеристика указанных испарителей приведена в табл. 8.6.
Испаритель с обвязкой и арматурой устанавливается на
крышке горловины расходного резервуара и защищается от ат-
мосферных осадков металлическим кожухом, что исключает не-
обходимость в строительстве специального помещения.
13* 387
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
0891
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
б
Отвод паровой фазы
Рис 8 5 Кожухснрубнып всртика 1ьныи испаритель
а — с плавающей головкой, б — с нижними трубными решетками (1 — основание испари
теля, 2 — трубная решетка 3 — корпус испарителя, 4 — крышка испарителя, 5 — парони
товая прокладка 6 — крепление крышки, 7 — колпак)
Преимуществом указанных испарителей являются автомати-
ческое саморегулирование испарительной способности, большая
единичная испарительная способность по паровой фазе, обеспе-
чение подогрева паров сжиженного газа, что снижает вероятность
конденсатообразования в подземных газопроводах при исполь-
зовании сжиженного газа с повышенным содержанием бутанов
К недостаткам следует отнести сложность изготовления и
обеспечения надлежащей плотности межтрубного пространства,
389
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
необходимость в большом количестве дефицитной стальной арма-
туры и КИП, сложность обслуживания в естественных условиях
и наличие тепловой изоляции при наружной установке, возмож-
ность разрушения теплообменных труб в результате замерзания
в них воды в зимний период эксплуатации и опасность проникно-
вения сжиженного газа в теплотрассу или котельную, что может
привести к тяжелым последствиям.
Таблица 8.6
Вертикальные кожухотрубные испарители
с плавающей головкой (рабочее давление
1,6 МПа; теплоноситель — насыщенный пар под давлением
1,0 МПа или горячая вода с температурой 80 °C)
Испари- тельная способ- ность, кг/ч Размеры, мм Трубки теплообменника Масса, кг
D Н н2 Наруж- ный диаметр, мм Число
100 400 1330 335 490 22 23 171,8
200 460 1450 310 663 22 42 238,3
300 400 2210 680 795 25 64 631,0
Оросительные (пленочные) испарители. К пленочным отно-
сятся горизонтальные испарители, тонкая пленка испаряемого
продукта в которых создается путем его разбрызгивания на по-
верхность теплообмена с помощью форсунок, и вертикальные ис-
парители, в которых испаряемый продукт тонкой пленкой рас-
пределяется с помощью специальных оросительных устройств.
Пленочные испарители характеризуются значительно боль-
шим коэффициентом теплопередачи, составляющим в среднем
464,0—498,8 кВт/(м2-°С) по сравнению с трубчатыми, у которых
коэффициент теплоотдачи 243,6—278 кВт/(м2-°С). В связи с этим
пленочные испарители менее металлоемки и более компактны.
Форсуночный испаритель (рис. 8.6), разработанный Мосгаз-
ниипроектом, представляет собой теплообменный аппарат «тру-
ба— в трубе». Во внутренней трубе в камере 5 идет интенсивное
испарение сжиженного газа, куда он подается в распыленном сос-
тоянии. Для этой цели сжиженный газ подводится и разбрызгива-
ется тремя форсунками 7: крайними диаметром по 25 мм и сред-
ней (центральной) сечением 6 мм. Для управления форсунками
установлены запорные угловые вентили. В целях поддержания
более равномерной температуры по длине испарителя теплоноси-
тель (горячая вода, водяной пар) подается в две точки, а кондсн*
сат или охлажденная вода отводится из одной точки,
390
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 8 6 Форсуночный испаритель испарительной
способностью 200 кг/ч
/ — вентиль запорный угловой цапковый, 2— фланец
для присоединения к коллектору, 3 — вентиль запорный
цапковый, 4 — трубка соединительная, 5 — камера ис-
парителя, 6 — клапан предохранительный; 7 — форсунка;
8 — ниппель соединительный 9—прокладка паронито-
вая
Для защиты испарителя при повышении давления сверх допу-
стимого со стороны выхода испарившегося сжиженного газа уста-
новлен предохранительный клапан 6.
Испаритель, рассчитанный на давление 1,6 МПа, имеет испари-
тельную способность 200 кг/ч. При необходимости несколько ис-
парителей фланцем 2 можно присоединять к коллектору, и тогда
установка будет иметь испарительную способность 400, 600, 800
или 1000 кг/ч, т. е. к одному коллектору можно присоединять
два — четыре и даже пять испарителей описанного вида.
Преимуществами форсуночных испарителей перед другими ти-
пами испарителей являются: простота конструкции, удобство об-
служивания и регулирования испарительной способности, малая
масса и небольшие размеры. Расход металла на единицу испари-
тельной способности 5—10 кг на 1 м3/ч по паровой фазе
К недостаткам форсуночных испарителей относятся- отсутст-
вие естественной автоматизации процесса испарения, которой об-
ладают змеевиковые и трубчатые испарители, что может вызвать
391
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Пар
газ
Рис 8 7. Вертикальный пленоч-
ный испаритель испарительной
способностью 100 кг/ч.
толчки давления при газоснабже-
нии потребителей, имеющих нерав-
номерный расход газа; прекраще-
ние пленочного режима испарения
в зимний период, когда давление
в расходных резервуарах (особенно
при большом содержании бутанов
в сжиженном газе) мало, что мо-
жет привести к падению испари-
тельной способности испарителей и
нарушению нормального газоснаб-
жения потребителей.
Таким образом, форсуночные
испарители могут быть в основном
рекомендованы для газоснабжения
промышленных потребителей с рав-
номерным отбором газа.
Вертикальный пленочный испа-
ритель (рис. 8.7) с поверхностью
нагрева около 0,3 м2 и средней ис-
парительной способностью 100 кг/ч
разработан МИНХ и ГП им. И. М.
Губкина. Корпус 1 испарителя из-
готовлен из трубы с внутренним
диаметром 125 мм и толщиной
стенки 8 мм. По длине 750 мм кор-
пус обогревается горячей водой
или паром, протекающим через ру-
башку 2 испарителя, изготовлен-
ную из трубы с внутренним диа-
метром 200 мм и толщиной стенки
5 мм. Сжиженный газ поступает
на испарение по вертикальной тру-
бе 9, на которой закреплены кап-
леотбойники 8. Из трубы 2 сжи-
женный газ попадает в специаль-
ный ороситель 7, где он распреде-
ляется тонкой пленкой и стекает
вниз по внутренним стенкам кор-
пуса испарителя. Образовавшиеся
пары свободно проходят через от-
верстия в каплеотбойниках и оро-
сителе и скапливаются в верхней камере испарителя, откуда,
пройдя сепаратор 5, отводятся к потребителю.
Неиспарившийся продукт сливается через трубу 10, приварен-
ную к нижнему днищу испарителя. Указатель уровня крепится
к штуцерам 6, а манометр и предохранительный клапан — к шту-
церу 3. В крышке испарителя вмонтирован патрон 4 для термо-
метра.
392
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Сжиженный газ, пройдя трубу 9 (рис. 8.7), попадает в ради-
альные отверстия, заполняет кольцевой желобок 2 и, переливаясь
через бортик 1, тонкой пленкой стекает на внутренние стенки кор-
пуса испарителя. Труба с каплеотбойниками крепится в верхней
части оросителя 6 винтом через отверстие 5.
Образовавшиеся в результате испарения продукта пары отво-
дятся в верхнюю камеру испарителя через отверстия 4.
Вертикальный пленочный испаритель характеризуется боль-
шим коэффициентом теплопередачи, благодаря чему он обладает
меньшими габаритными размерами при той же испарительной
способности.
Кроме указанного положительными качествами пленочного
испарителя являются отсутствие большого количества сжижен-
ного газа в корпусе испарителя, благодаря чему он быстро выхо-
дит на рабочий режим; безопасность в работе, так как в нем не
замерзает конденсат на выходе из паровой рубашки.
К недостаткам вертикального пленочного испарителя следует
отнести большой размер по высоте, вызывающий большие не-
удобства при установке и обслуживании, а также то, что испари-
тель может использоваться только в специальном помещении,
оборудованном отоплением и приточно-вытяжной вентиляцией.
Существенным недостатком всех испарителей, работающих на
горячей воде или водяном паре, является их зависимость от внеш-
них источников тепла (котельных и тепловых сетей), которые
в летний период, как правило, не функционируют. Это обстоятель-
ство создает трудности в организации нормального газоснабже-
ния жилых массивов при использовании указанных испарителей
и привело к необходимости применения электрических испари-
телей.
На рис. 8.8 показан малогабаритный испаритель типа ИМЭ-10М,
разработанный Гипрониигазом. Конструктивно он представляет
собой стальной корпус, установленный в шкафу. Внутри корпуса
расположен электронагреватель.
Газ из расходного резервуара под давлением собственных паров
в виде жидкой фазы поступает по трубопроводу в корпус ис-
парителя. Заполняя корпус испарителя и соприкасаясь с электро-
нагревателем, жидкая фаза газа интенсивно испаряется. Образо-
вавшийся пар через регулятор давления по расходному трубо-
проводу направляется потребителю. При прекращении отбора
газа жидкая фаза из испарителя вытесняется обратно в резервуар
через подводящий трубопровод (вследствие повышения давления
в испарителе).
Электронагреватель испарителя подключается кабелем к элек-
тросети через шкаф, оснащенный автоматикой. Автоматический
контроль за работой электронагревателя осуществляется милли-
вольтметром по температуре паровой фазы на выходе из испари-
теля не более 70 °C. Милливольтметр работоспособен при поло-
жительных температурах окружающего воздуха, и, следовательно,
его необходимо устанавливать в отапливаемых помещениях.
393
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
73-
12
10
8
Заглушка
11
5
6
Ввод силового
эл провода
15
Электропровод
к милли —
вольтметру
И потребителю
Жидкость
2
3
4
ж
1005
Рис 8.8 Схема резервуарной установки с испарителями
ИМЭ-10М.
1 — клапан отсекатель предохранительный, 2, 6 — трубка импульсная;
3, 14 — свеча; 4 — регулятор давления; 5 — кран запорный; 7 — вен-
тиль запорный; 8 — электронагреватель; 9 — корпус; 10 — клапан
предохранительный; 11 — кнопка разгрузки; 12 — манометр; 13 — вен-
тиль расходный; 15 — клапан-отсекатель
Питание регулирующего устройства милливольтметра осуществля-
ется от сети переменного тока через электрический шкаф испа-
рителя, который размещается на территории резервуарной уста-
новки. При отключении электроэнергии или при отборе газа, пре-
394
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
вышающем допустимую испарительную способность испарителя
(30 кг/ч), уровень жидкой фазы газа в испарителе будет подни-
маться, а клапан-отсекатель, установленный в обвязке испари-
теля, прекратит подачу газа, что предотвратит попадание жидкой
фазы к потребителю. Открытие клапана производится только
вручную — нажатием кнопки на байпасной линии газопровода.
В случае отключения электроэнергии или срабатывания клапана-
отсекателя для бесперебойного снабжения газом потребителя
следует в технологической схеме резервуарной установки преду-
сматривать автоматическое переключение естественного испаре-
ния. С этой целью регулятор давления газа на головке подзем-
ного резервуара должен настраиваться на давление 2500 Па, а
регулятор давления газа в обвязке испарителя — на 3600 Па.
Техническая характеристика: испарительная способность по бутану
20, по пропану — 30 кг/ч; избыточное рабочее давление 1МПа, номи-
нальное напряжение 220 В; мощность электронагревателя 5 кВт;
исполнение электронагревателя взрывозащпщенное; масса 550 кг.
Преимуществами электрического испарителя типа ИМЭ-10М
перед электрическим испарителем типа РЭП являются: отсутствие
фракционного испарения смеси углеводородных газов, что делает
его пригодным для испарения газа с повышенным содержанием
бутанов, и наличие развитой поверхности нагрева, повышающей
надежность работы электронагревателя.
К недостаткам электрического испарителя типа ИМЭ-10М сле-
дует отнести: малую единичную испарительную способность по па-
ровой фазе, составляющую всего 24—30 кг/ч, и сложность в уста-
новке автоматики регулирования температурного режима, а также
необходимость в устройстве параллельного узла регулирования
давления газа.
Электрические испарители с промежуточным теплоносителем.
Гипрониигазом совместно с Саратовским политехническим инсти-
тутом разработана конструкция надземного электрического испа-
рителя с промежуточным теплоносителем типа ИЭПТ-10. Этот
испаритель по своей номинальной испарительной способности соот-
ветствует испарителям типа РЭП и свободен от всех перечислен-
ных выше недостатков.
Испаритель ИЭПТ-10 (рис. 8.9) только по двум таким показа-
телям, как надежность работы термоэлектронагревателя (приме-
няется без доработки и всегда погружен в жидкость) и оператив-
ность монтажа на групповой установке (необходимость присоеди-
нения только трубы подачи жидкой фазы испарителя к трубке 10
на головке управления подземного резервуара), имеет бесспорные
преимущества по сравнению с ранее разработанными конструк-
циями испарителей типа РЭП.
Конструктивная схема испарителя ИЭПТ-10 состоит из следую-
щих основных узлов и коммуникаций: сосуда 3, заполненного про-
межуточным теплоносителем; электронагревателя 2 с концами,
выведенными во взрывозащищенную коробку; испарительного
395
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 8 9 Принципиальная схема и обвязка электрического испарителя ИЭПТ-10
с промежуточным теплоносителем
1— змеевик испарительный, 2 — электронагреватечь ТЭН, 3 сосуд с промежуточным
теплоносителем, 4—манометр, 5 — клапан предохранительный сбросной, 6— свеча, 7 —
поплавковый клапан отсекатель, 8 — трубопровод обвязки двух испарителей по паровой
фазе высокого давления, 9 — термометр контрольный, 10 — импульсная трубка, 11 — кла
пан-отсекатель LEH4 0/А 12— регулятор давления газа типа РД 32М, 13 — расширитель-
ный бачок, 14 — импульсная трубка, 15— кран газовый низкою давления, 16—трубка
для залива промежуточного теплоносителя, 17— температурное реле, 18 — кран, 19—
фильтр, 20 — трубопровод паровой фазы, 21 — трубопровод жидкой фазы 22— матитнын
пускатель, 23— промежуточное реле 24 — переключатель, 25— предохранитель, 26— ам
перметр, 27 — электрошкаф, 28 — регулятор давления газа РД 32М, 29 — подземный рас
ходный резервуар 30— тр\бопровод байпасныи паровой фазы низкого давления
змеевика 1, выполненного из бесшовной трубы 22X3,5; подводя-
щего трубопровода жидкой фазы 21 и трубопровода паровой фазы
низкого давления 20\ температурного реле 17 и электрошкафа 27
Жидкая фаза газа под давлением собственных паров поступает
по трубопроводу 21 из расходного подземного резервуара 29 в ис-
парительный змеевик, где испаряется за счет тепла, получаемого
от электронагревателя 2 через промежуточный теплоноситель
Значение температуры промежуточного теплоносителя, определяю-
щее испарительную способность испарителя, контролируется ав-
томатически температурным реле 17 типа ТУДЭ и устанавлива-
ется специальным регулирующим винтом на головке реле
Паровая фаза газа через поплавковый клапан-отсекатель
(предназначенный для защиты потребителя от попадания жидкой
фазы) и регулятор давления газа направляется к потребителю по
газопроводу 20.
Для обеспечения бесперебойного снабжения газом потребителя
в случае срабатывания клапана-отсекателя или временного отклю-
чения электроэнергии технологической схемой обвязки предусмот-
рена возможность автоматического подключения естественного
испарения от резервуара 29 по трубопроводу 30 С этой же целью
регулятор давления газа 28 на головке резервуара настраивается
396
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
на давление 2500 Па, регулятор 12 на испарителе — на давление
3600 Па.
Техническая характеристика: номинальная испарительная способность
по бутану 24, по пропану — 36 кг/ч; исполнение электроподогревателя
взрывозащищенное; мощность электронагревателя 5 кВт, габаритные раз-
меры 1055X775X1570 мм; масса 290 кг.
Западногерманская фирма «Финеман» (Гамбург) выпускает
проточные электрические испарители с промежуточным теплоноси-
телем типа «Торпедо». Эти испарители выпускаются испаритель-
ной способностью от 60 до 600 кг/ч.
Принципиальная схема испарителя «Торпедо» приведена на
рис. 8.10. Поступающая в испаритель жидкая фаза переходит
в парофазное состояние в испарительном регистре из бесшовных
труб 11, который погружен в промежуточный теплоноситель с тем-
пературой 70—80 °C. Теплоноситель — незамерзающая жидкость
на основе этиленгликоля.
Регулирование температуры теплоносителя двухпозиционное.
Включение и выключение электронагревателя промежуточного
теплоносителя происходит автоматически от электроконтактного
термометра термостата при достижении установленных значений
температуры теплоносителя (нижний предел +65, верхний
+ 80° С).
Испарители типа «Торпедо» оснащены системой защиты от по-
падания жидкой фазы в расходный трубопровод, а также от избы-
точной температуры паровой фазы (во избежание повреждения
регулятора давления). Система состоит из электромагнитного
Рис 8 10 Принципиальная схема проточного электрического испарителя «Тор-
педо»
/ — пульт управления, 2 — вентиляционный патрубок, 3 — наливном патрубок, 4 — указа-
тель уровня, 5 — переливной кран, 6 — электронагреватель, 7 — сливной кран, 8 — двухпо-
зиционный терморегулятор паровой фазы, 9 — термометр паровой фазы, 10—манометр,
// — регистр испарения, /2 — термостат теплоносителя, /3 — термометр теплоносителя, 14 —
электромагнитный клапан, 15 — предохранительный клапан, 16—патрубок для удале-
ния шлака
397
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
клапана жидкой фазы 14 и двухпозиционного стержневого регуля-
тора температуры 8 в паровой фазе.
Электромагнитный клапан закрывает доступ жидкой фазы
в испаритель при снижении температуры газа на выходе из испа-
рителя ниже +40 или достижении +80 °C. Кроме того, электро-
магнитный клапан автоматически закрывается при аварийном от-
ключении электроэнергии. Повторное открытие клапана происходит
только после достижения температуры чувствительного элемента
двухпозиционного регулятора 8 нижнего предела ( + 40 °C), т. е
после соответствующего прогрева промежуточного теплоносителя.
Испарители типа «Торпедо» нашли за рубежом широкое при-
менение в составе установок для производства пропан-бутановоз-
душных смесей. В частности, такими испарителями оснащены ин-
жекторные установки газовоздушных смесей австрийской фирмы
«Комбуста». Испаритель типа «Торпедо» с испарительной способ-
ностью 30 м3/ч проходил испытания в Гипрониигазе. В качестве
теплоносителя применяется незамерзающая жидкость на основе
этиленгликоля (антифриз). В процессе эксплуатации испарителей
теплоноситель должен периодически (1 раз в год) меняться с од-
новременной очисткой нагревательных и испарительных устано-
вок. Испарители выпускаются с испарительной способностью 60,
100, 200, 300, 400, 500, 600 кг/ч.
Преимуществами указанных испарителей являются: независи-
мость от внешнего источника тепловой энергии, малая удельная
металлоемкость, равная от 3,8 до 1,8 кг на 1 м3/ч испарительной
способности, и высокая эксплуатационная надежность при низких
температурах наружного воздуха.
К недостаткам следует отнести: большую установленную элек-
трическую мощность; прекращение газоснабжения при превыше-
нии расчетной испарительной способности испарителя в результате
автоматической отсечки газа; необходимость установки испа-
рителя в специальном помещении с приточно-вытяжной вентиля-
цией и отоплением; необходимость частой смены теплоносителя и
регулярной очистки поверхностей нагрева, усложняющих эксплуа-
тацию испарителей.
Малогабаритный проточный погружной испаритель с проме-
жуточным теплоносителем МПИ, разработанный инженером
И. А. Карпюком, показан на рис. 8.11. Конструктивно испаритель
представляет собой проточный испаритель, установленный во-
внутрь горловины резервуара. Такое решение требует лишь незна-
чительных изменений серийно выпускаемых редукционных голо-
вок. Малогабаритный змеевиковый испаритель, изготовленный из
стандартного 50-л баллона, крепится к верхнему фланцу редук-
ционной головки. К испарителю крепится патрубок забора жид-
кой фазы. Теплоносителем для регазификации жидкой фазы яв-
ляются нагретые в газовом автоматическом подогревателе ми-
неральное масло или антифриз.
Подогреватель представляет собой сварную конструкцию типа
«труба в трубе», в которой устанавливаются змеевиковый тепло-
398
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 8 11 Малогабаритный проточный погружной испаритель с промежуточ-
ным теплоносителем
/ — редукционная головка резервуара, 2 — вентили 0 20 на входной и выходной линиях
теплоносителя, 3 — мало! абаритный проточный испаритель, 4— патрубок забора жидкой
фазы, 5 — подземный резервуар сжиженных газов вместимостью 2,5 или 5 м3, 6 — под
земный газопровод низкого давления (дворовый); 7—блок автоматики терморегулирования
и безопасности горения, 8 — термопара, 9 — датчик температуры теплоносителя; 10— за-
пальная горелка, // — змеевиковый теплообменник; 12—заборный патрубок горячего тепло-
носителя; 13 — автоматический газовый подогреватель; 14 — газовая горелка инфракрас-
ного излучения типа «фонарь», 15 — электромагнитный клапан; 16—центробежный насос
с подачей 1,3—1,8 м3/ч; /7 — однофазный электродвигатель мощностью 0,4 кВт
обменник и газовая горелка инфракрасного излучения типа «фо-
нарь». Подогреватель подключается к газопроводу низкого давле-
ния и устанавливается на расстоянии 10 м от групповой резервуар-
ной установки в соответствии с рекомендациями типовых проектов
от 905—1—7 до 905—1 —11. Подача теплоносителя от подогре-
вателя к испарителю осуществляется центробежным насосом. Ис-
паритель оборудован требуемой действующими правилами авто-
матикой.
Техническая характеристика: общая испарительная способность до
100 ki/ч; рабочее давление перед регулятором давления газа 0,1 МПа,
после регулятора давления 3500 Па; тип испарителя — змеевиковый по-
гружной теплообменник; теплоноситель — трансформаторное масло или
антифриз; температура теплоносителя на входе в испаритель не более 80,
на выходе 30 °C; способ подогрева теплоносителя огневой; номинальная
тепловая мощность рабочей горелки 24 кВт/ч; расход сжиженного газа
399
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
на собственные нужды от испарительной способности испарителя 1,4 —
2,0 %; кпд подогревателя не менее 75 %; объем теплоносителя (без учета
объемов трубопроводов) не более 100 л, подача циркуляционного насоса
1,3—1,8 м3/ч; установленная мощность однофазного электродвигателя
0,4 кВт, номинальное напряжение переменного тока 120 В; присоедини-
тельные размеры газопровода £>у — паровой фазы 50 мм, жидкой фазы
20 мм; габаритные размеры, мм,— высота 1100, диаметр 300, ширина 370;
масса подогревателя 300, испарителей не более 60 кг, всего 430 кг
В результате отбора паровой фазы потребителем давление
внутри испарителя понизится и за счет образовавшейся разности
давления жидкая фаза через открытый патрубок поступит в кор-
пус испарителя. При отсутствии подачи теплоносителя жидкая
фаза постепенно заполнит пространство испарителя, поплавок
всплывет и закроет нижний клапан, что предотвратит поступление
жидкой фазы в редуцирующую головку и далее к потребителю.
Одновременно с этим откроется верхний клапан, соединяющий
патрубок паровой фазы с паровым пространством резервуара, и
паровая фаза, образующаяся за счет естественного испарения из
всего объема жидкой фазы, будет продолжать поступать к по-
требителю.
При подаче теплоносителя змеевик подогреет сжиженный газ,
находящийся в корпусе испарителя, в результате чего давление
в испарителе начнет повышаться и часть жидкой фазы из испари-
теля вытеснится обратно в резервуар. При понижении уровня
жидкости поплавок опустится и даст возможность клапанной сис-
теме под воздействием собственной массы занять нижнее положе-
ние, при котором патрубок паровой фазы соединен с пространством
испарителя, и доступ паровой фазы непосредственно из резер-
вуара прекращается. Таким образом, паровая фаза, образую-
щаяся при испарении сжиженного газа за счет тепла, получен-
ного от змеевикового теплообменника, будет непрерывно посту-
пать к потребителю. Испарившееся количество жидкого газа
непрерывно пополняется за счет притока в испаритель из резер-
вуара через патрубок. При прекращении отбора газа потребите-
лем давление в корпусе испарителя сравняется с давлением
в расходном резервуаре, и вся жидкая фаза из него уйдет обратно
в расходный резервуар. При этом неиспарившиеся фракции, ко-
торые при работающем испарителе накапливаются постепенно
в корпусе испарителя, вытесняются в резервуар. Таким образом,
испаритель обеспечивает нефракционное испарение сжиженного
газа при подаче горячего теплоносителя, а в случае прекра-
щения подачи теплоносителя (аварийное отключение, наладка,
ремонт газового подогревателя) автоматическое переключение
на работу без испарителя и непрерывность подачи газа потре-
бителю.
К преимуществам данного испарителя необходимо отнести про-
стоту технологической схемы, более низкие капитальные и эксплу-
атационные расходы, отсутствие сбросного предохранительного
клапана высокого давления на испарителе, отсутствие необходи-
мости в строительстве специального отапливаемого помещения,
400
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
возможность применения незамерзающих жидкостей, независи-
мость работы от внешних источников тепла и т. д.
К недостаткам испарителя следует отнести возможность сня-
тия с производства или замены ряда комплектующих изделий, что
может повлечь за собой изменение конструкции, уменьшение испа-
рительной способности при отсутствии подачи электроэнергии, ис-
пользование морально устаревших приборов автоматики.
При непрерывном росте потребления газа, особенно в сельско-
хозяйственном производстве, целесообразно изыскивать пути сни-
жения затрат на строительство испарительных установок и оплату
расходов, связанных с испарением сжиженных газов. Возможность
использования в системах газоснабжения огневых испарителей,
использующих в качестве теплоносителя продукты сгорания испа-
ряемого газа, будет способствовать снижению перечисленных выше
затрат.
В настоящее время начал находить применение огневой испа-
ритель прямого обогрева типа ИГПО-15, разработанный Гипро-
ниигазом. Конструктивно испаритель выполнен в виде отдельного
шкафа. Основными конструктивными элементами огневого испа-
рителя (рис. 8.12) являются: теплообменник, газогорелочное уст-
ройство, автоматика регулирования и безопасности.
Теплообменник 1 состоит из змеевика, топочной части и ко-
жуха. Змеевик выполнен из трубы термостойкой стали и насажен
на топочную цилиндрическую камеру. Он вварен в трубу, пересе-
кающую топочный тракт теплообменника. Труба является выход-
ным участком змеевика и служит для размещения в ней чувстви-
тельного элемента терморегулятора 2, для присоединения линии
отвода паровой фазы 3 и сбросного предохранительного клапана
4, а также для установки термометра 5. Теплообменник крепится
к опорной плите 6 шкафа-испарителя. С нижней стороны плиты
установлена воздушная коробка 7 с рабочей 8 и запальной 9 го-
релками. К верхней фланцевой опоре топочной части теплообмен-
ника крепится пламеискрогаситель 10 с тягопрерывателем 11 и
дымовой трубой 12. Теплообменник и соединенные с ним узлы об-
разуют воздушный, топочный и дымовой тракты испарителя.
В воздушный тракт воздух засасывается из окружающей среды
через двойной ряд защитных сеток, выполняющих роль пламе-
искрогасителя.
Автоматика регулирования температуры перегрева паровой
фазы включает: терморегулятор дилатометрического ряда, рабо-
чую горелку, трубу подвода газа 13 от терморегулятора к рабо-
чей горелке. В автоматику контроля процесса горения входят:
запальная горелка, термопара 14, электромагнитный клапан 15
и труба подвода газа 16 к запальной горелке, установленной около
рабочей горелки и служащей для нагрева рабочего спая термо-
пары и розжига рабочей горелки. Электромагнитный клапан явля-
ется двухпозиционным прибором «открыт — закрыт» и устанав-
ливается первым по ходу газа после газового крана на линии по-
дачи газа от редуцирующего узла к горелкам испарителя. Линия
401
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 8 12 Схема резервуарной установки с испарителем
ИГПО-15
подвода жидкой фазы газа 17 предназначена для соединения ис-
парителя с расходным резервуаром. На этой линии устанавлива-
ются: вентиль 18, манометр 19 и вентиль 20 (для отключения
манометра). На линии отвода паровой фазы установлены предо-
хранительный поплавковый клапан 21 и узел разгрузки ^поплав-
кового клапана. Поплавковый клапан служит для предотвращения
попадания жидкой фазы газа из испарителя в трубопровод потре-
бителя. При нормальной работе испарителя поплавковый клапан
открыт и из теплообменника в редуцирующий узел поступает па-
ровая фаза. В аварийных ситуациях (потухание запальной го-
релки, превышение паспортной испарительной способности испа-
рителя, нарушение условий теплообмена и работы основной го-
релки) жидкая фаза, попадая в камеру, поднимает поплавок и
перекрывает клапанное отверстие, прекращая доступ жидкой фазы
к потребителю. Узел разгрузки предназначен для открытия по-
плавкового клапана. Регулирующий узел предназначен для сни-
жения давления паровой фазы газа, поступающего из теплообмен-
ника Редуцирующий узел состоит: из предохранительного запор-
402
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ного клапана 23 (ПКК-40М), являющегося исполнительным при-
бором, регулятора давления газа низкого давления 24 (РД-32М),
отводного трубопровода 25, манометра 26. Подача газа к рабочей
и запальной горелкам испарителя происходит по трубопроводу 27,
соединенному с отводной линией редуцирующего узла. Предохра-
нительный сбросной клапан предназначен для защиты испарителя
от превышения допустимого давления Установлен клапан в сброс-
ной (свеча) трубе 28.
Работа испарительной установки осуществляется следующим
образом: сжиженный газ (жидкая фаза) поступает под давлением
своих паров из расходного резервуара 29 в змеевик теплообмен-
ника, в котором происходит испарение жидкой фазы и перегрев
паровой фазы до заданной температуры Температура перегрева
паровой фазы газа регулируется терморегулятором двухпозицион-
ного действия, осуществляющим работу рабочей горелки при по-
стоянно работающей запальной горелке
Работа испарителя рассчитана на температуру окружающей
среды от —40 до +30 °C При температуре окружающей среды
выше +30 °C необходимо открыть вентили 30 и 31 доступа паро-
вой фазы газа из расходного резервуара. При компоновке испари-
теля с резервуаром, имеющим редукционную головку 32, воз-
можно поступление паровой фазы газа в трубопровод потребителя
непосредственно из резервуара (когда испаритель не работает)
Такая компоновка значительно повышает надежность работы сис-
темы газоснабжения
Техническая характеристика рабочее давление до регулятора давле
ния РД 32М от 0 1 до 1,0 МПа, после регулятора 3600 Па, испаритель
пая способность до 15 м3/ч, верхний предел перегрева паровой фазы газа
не более 60 нижний — не менее 45 °C
Основными преимуществами огневого испарителя прямого обо-
грева являются- полная независимость от внешних источников
энергии, сравнительно небольшая удельная металлоемкость, со-
ставляющая 15 кг на 1 м3/ч испарительной способности по паро-
вой фазе, и отсутствие необходимости в специальном помещении
для его размещения
К недостаткам огневого испарителя следует отнести низкую
единичную испарительную способность по паровой фазе, низкую
эксплуатационную надежность из-за возможной конденсации
влаги на холодных поверхностях нагрева, засорения пламеискро-
гасительных сеток и неустойчивой работы атмосферной горелки
Регазификаторы с комбинированной схемой испарения. Элек-
трический испаритель-приставка к подземным резервуарам (рис
8 13) состоит из корпуса 4, жестко соединенного трубопроводом
с двумя глубинными вентилями 5, и автоматики безопасности и
регулирования, установленной в шкафу, аналогичном конструкции
электрошкафа от погружного испарителя типа РЭП.
Корпус испарителя представляет собой вертикальный цилинд-
рический сосуд с плоским днищем и заглушкой На заглушке
403
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 8 13 Испаритель приставка с погружным электронагревателем
/ — коробка взрывозащищенная, 2— манометр сигнализирующий 3 — электронагреватель
трубчатый, 4 — корпус, 5 — вентиль глубинный, 6 — патрубок для предохранительного кла-
пана, 7 — клапан тарельчатого типа
установлен электроподогреватель 3, а на корпусе — сбросной пре-
дохранительный клапан Глубинный вентиль 5 состоит из корпуса,
выполненного из трубы, разъемного шпинделя и клапана 7 та-
рельчатого типа и служит для отключения испарителя от подзем-
ного резервуара при ремонтах и профилактических осмотрах.
404
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Корпус испарителя приставки соединен технологической об-
вязкой с подземными расходными резервуарами по жидкой и па-
ровой фазе высокого давления Отбор газа потребителем произво-
дится через арматурную головку на подземном резервуаре.
Испарение сжиженного газа в электрическом испарителе-при-
ставке происходит за счет тепла, выделяемого электронагревате-
лем типа ТЭН 12, а также тепла, поступающего из грунта. При
изменении расхода газа давление в испарителе автоматически
регулируется электроконтактным манометром, который через про-
межуточное реле замыкает или размыкает цепь электронагрева-
теля при достижении соответственно нижнего или верхнего за-
данных пределов давления. Нагретые в испарителе-приставке
пары сжиженного газа от электронагревателя поднимаются вверх,
поступая затем в трубопроводы В связи с тем, что пары в трубо-
проводах перегретые, а при движении к резервуару они охлаж-
даются, создается гравитационный напор между корпусом испа-
рителя и расходным резервуаром, из за чего часть паров, охлаж-
даясь, возвращается в резервуар За счет этого в резервуаре
поддерживается требуемое давление
При отборе газа, равном номинальной испарительной способ-
ности испарителя, все пары после испарителя поступают к потре-
бителю. В этом случае испаритель работает по проточной схеме.
Когда отбор пропан-бутанов потребителем меньше номинальной
испарительной способности испарителя, часть паров возвращается
в резервуар, поддерживая в нем требуемое давление. При отборе
газа больше номинальной испарительной способности испарителя
пары поступают как из испарителя, так и из резервуара, испаре-
ние в котором происходит за счет тепла окружающего грунта
с фракционным испарением газа
Высота испарителя выбрана таким образом, чтобы активная
часть электронагревателя находилась не выше уровня нижней
образующей подземного резервуара, что обеспечивает его контакт
с жидкостью при незначительном остаточном количестве сжижен-
ного газа в расходном резервуаре.
Техническая характеристика номинальная испарительная способность
по пропану 24, по бутану 36 кг/ч, рабочее давление до 1,0 МПа, рабо-
чая температура от —40 до +45 °C, исполнение электронагревателя
взрывозащищенное, мощность электронагревателя 5 кВт, номинальное на-
пряжение 220 В, тип прибора, регулирующего работу электронагрева
теля — манометр типа ЭКМ III, объем корпуса испарителя 48,5 л, габа
ритные размеры, мм,— длина 690, ширина 910, высота 2918, масса испа-
рителя приставки 242 кг
Преимуществами электрических испарителей-приставок явля-
ются сравнительная простота конструкции, отсутствие дополни-
тельного узла редуцирования газа, поддержание в резервуаре-
хранилище необходимого для нормальной работы давления газа,
малые потери тепла в окружающую среду, продолжение газо-
снабжения потребителей при отборе газа, превышающем номи-
нальную испарительную способность испарителя, удобство обслу-
живания
405
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
К недостаткам следует отнести мал^ю единичную испаритель-
ную способность по паровой фазе, низкую эксплуатационную на-
дежность из за перегорания электронагревателей при длительной
работе на максимальных нагрузках аналогично испарителям типа
РЭП, большую установленную электрическую мощность, что
ограничивает возможность их применения в районах с напряжен-
ным балансом электроснабжения
4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ГАЗОСНАБЖЕНИЮ
С ЕСТЕСТВЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Имеющийся значительный опыт эксплуа-
тации газового хозяйства в ряде республик СССР, исходя как из
экономических и эксплуатационных показателей, так и главным
образом из надежности и непрерывности газоснабжения, показы-
вает возможность использования подземных или надземных уста-
новок при естественном испарении, когда они могут обеспечивать
расчетную потребность в газе и при непостоянной теплоте сго-
рания.
На основании изложенного можно для индивидуальных бал-
лонных установок констатировать следующее
1 Шкафные газобаллонные установки с баллонами вместимостью 50 л
для круглогодичного газоснабжения вновь строящихся объектов допустимы
в исключительных, технически обоснованных случаях Как правило, такие ус
тановки не должны закладываться во вновь разрабатываемые проекты Шкаф
ные баллонные установки применимы для сезонного газоснабжения, а также
в теплых кчиматических районах страны, при этом расчетная наружная тем
пература должна быть не менее 8 °C При эксплуатации шкафных установок
при расчетных температурах ниже указанных для них необходимо использо
вать пропан бутановую смесь с содержанием пропана не менее 80 %
2 Необходимо пересмотреть схему газоснабжения на базе использования
сжиженных газов, предусмотрев преимущественное использование баллонов
вместимостью 27 л, устанавливаемых внутри квартир и обеспечивающих широ
кое применение бутанов и бутан пропановых фракций
Применение баллонов вместимостью 27 л позволяет обеспечи
вать надежность газоснабжения благодаря полному использова-
нию содержащегося в баллоне газа и наличию резервного бал
лона, увеличивать ресурсы сжиженного газа в стране в резуль-
тате использования бутанов и пропан-бутанов с повышенным
содержанием бутанов, сокращать или доводить до минимума ос-
татки газа в баллонах, что значительно упрощает процесс напол
нения баллонов на ГНС, потребителям индивидуальных газобал-
лонных установок получать дополнительную экономию за счет
более полного использования всего газа, содержащегося в бал
лонах, автоматизировать процесс наполнения этих баллонов в ре
зультате унификации запорного устройства (клапан КБ) и габа
ритных размеров баллонов, уменьшать стоимость установки, ее
монтажа и металлоемкость, снижать трудоемкость обслуживания
406
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
этих установок, увеличивать маневренность при локальном газо-
снабжении в отдельных конкретных случаях, так как допускается
возможность доставки этих баллонов силами потребителя от мел-
ких баз-складов или квартальных обменных пунктов на 50—
100 баллонов, что широко практикуется в Киргизской ССР и дру-
гих республиках и районах страны, опыт широкого применения
бутанов и пропан-бутановых фракций на севере Казахской ССР,
а также в других республиках и районах страны, где газифика-
ция осуществлена в основном на базе монтажа баллонов вмести-
мостью 27 л, полностью подтверждает вышесказанное; значи-
тельно повышать безопасность эксплуатации за счет уменьшения
рабочего давления в баллонах в связи с использованим сжижен-
ного газа с повышенным содержанием бутанов (до 60%) при
прочих равных условиях
Допускаемая «Правилами безопасности в газовом хозяйстве»
Госгортехнадзора СССР установка одного баллона вместимостью
50 л в помещении не может быть рекомендована как типовое ре-
шение из-за неизбежности перерывов в газоснабжении при за-
мене баллона (оформление заказа, очередность замены) Приме-
нять такую установку следует только в исключительных техни-
чески обоснованных случаях
Для индивидуальных групповых резервуарных установок с ес-
тественным испарением можно рекомендовать следующее
1 При проектировании систем газоснабжения от резервуарных установок
подземные газопроводы низкого давления следует прокладывать в грунте на
глубине не выше глубины заложения осевой линии резервуара для резервуа-
ров вместимостью 2,5 м3 — не выше 1,1 м, для резервуаров 5 м3 — не выше
1 3 м до поверхности грунта
2 Разводка надземных газопроводов по лестничным клеткам здания дол
жна устраиваться с применением утепленных цокольных вводов
3 На газопроводах в наиболее низких точках, но не ближе 2—3 м от
зданий, необходимо устанавливать конденсатосборники соответствующие диа
метру газопровода и устанавливаемые ниже глубины промерзания грунта
4 Для подземных газопроводов с юдует принимать уклоны не менее 0 002
в сторону конденсатосборников для надземных — не менее 0 003 в сторону
ввода газопровода в здание
5 При использовании для газоснабжения надземных резервуарных устано
вок с естественным испарением газопроводы допускается прокладывать над
земно или подземно в зоне промерзания грунта без применения тепловых спут
ников
5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ГАЗОСНАБЖЕНИЮ
С ИСКУССТВЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
Испарительные установки следует пре-
дусматривать когда подземные или надземные резервуарные ус-
тановки при естественном испарении не могут обеспечивать расчет-
ную потребность в газе, при необходимости по условиям техноло-
гического процесса обеспечения подачи газа постоянного состава
(постоянной теплоты сгорания, постоянной плотности), при по-
ставке газов с повышенным содержанием бутанов (до 60 % по
407
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
массе), для обеспечения надежности газоснабжения при резком
переменном режиме потребления газа
Руководствуясь изложенным, можно рекомендовать сле-
дующее.
1 Проектирование и эксплуатацию групповых резервуарных установок сле-
дует осуществлять в соответствии с требованиями действующих «Правил без
опасности в газовом хозяйстве» и «Правил устройства и безопасной эксплуата
ции сосудов, работающих под давлением» Госгортехнадзора СССР, СНиП
11—37—76 Госстроя СССР, «Сборника руководящих указаний по использованию
сжиженных углеводородных газов» А1инистерства газовой промышленности
СССР и других технических нормативных документов
2 При проектировании установок с искусственным испарением число квар
тир, газифицируемых от одной установки, рекомендуется определять в зависи
мости от этажности застройки и климатических условий района расположения
потребителей по табл 8 7
Таблица 87
Число квартир в зависимости от этажности застройки
и климатических условий
района расположения потребителей
Этажность застройки
Климатическая зона 1 2 3 4 5 9
Умеренно теплая 420 840 1380 1600 1920 3100
Умеренно холодная 340 710 1180 1350 1640 2700
Холодная 300 640 1050 1100 1460 2400
Очень холодная 180 420 720 800 1000 1500
3 Выбор оптимального варианта резервуарной установки сжиженною газа
с искусственным испарением должен производиться по минимуму приведенных
затрат при технико экономическом сравнении установок с различными типами
испарителей (рис 8 14 и 8 15, где ступеньки на графиках отражают число уста
новленных испарителей)
4 Установки с ошевыми, электрическими и 1рунтовыми испарителями целе-
сообразно применять для микрорайонов с числом квартир до 1200, в которых
установлены газовые плиты Микрорайоны с числом квартир более 1200 реко
мендуется газифицировать от установок с форсуночными испарителями
5 При наличии в квартирах газовых плит и водонагревателей установки
с ошевыми электрическими и грунтовыми испарителями рекомендуется приме
нять для газоснабжения объектов с числом квартир до 300 Газоснабжение
жилых объектов с числом квартир более 300 целесообразно осуществлять от
форсуночных испарителей
6 При равнозначных затратах на строительство и эксплуатацию различ
ных типов испаритетей при проектировании предпочтение следует отдавать про
точным типам, так как в этом случае капитальные затраты на прокладку газо
проводов будут меньше
7 При равенстве приведенных затрат на резервуарные установки с различ
ным типом испарителей, когда речь идет о выборе наиболее дешевого источника
тепловой энергии, рекомендуется придерживаться такой последовательности
в выборе теплоносителя (табл 8 8) продукты сгорания сжиженного газа (огне-
вые испарители ИГПО, малогабаритные испарители МПИ), горячая вода или
водяной пар (форсуночные, кожухотрубные испарители), рекомендуемые к при-
менению на объектах где возможно бесперебойное круглогодичное снабжение
теплоносителя В противном случае в летний период эксплуатации возможны
408
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 8.14. Приведен-
ные затраты на ре-
зервуарные установки
с испарителями раз-
личного типа при га-
зоснабжении квартир,
оборудованных газо-
выми плитами.
1 — испаритель малога
баритный электрический
ИМЭ, 2 — испаритель
огневой ИГПО-15 3 —
испаритель огневой
ИГПО 30 4 — испари-
тель электрический с
промежуточным тепло
носителем ИЭПТ 5 —
регазификатор электри
ческий погружной РЭП
с резервуарами 5 м3,
6 — испаритель пристав
ка МП 7 — испаритель
форсуночный испари
тельной способностью
100 м3/ч 8 — испари-
тель кожухотрубный ис-
парительной способно-
стью 100 кг/ч 9 — рега-
зификатор РЭП, разме-
щенный на арматурной
головке резервуара 10 —
грунтовый испаритель
11 — испаритель форсу-
ночный испарительной
способностью 30 м3/ч
12 — малогабаритный
погружной испаритель
(конструкции Карпюка>
МПИ
Число квартир
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Число квартир
Рис 8 15 Приведенные затраты на резервуарные установки с испарителями различного типа
при газоснабжении квартир, оборудованных газовыми плитами и проточными водонагрева-
телями
/ — испаритель малогабаритный электрический ИМЭ 2 — испаритель огневой ИГПО-15, 3 — испари
тель огневой ИГПО 30, 4 — регазификатор электрический погружной РЭП с резервуарами 5 м3, 5 — испа-
ритель приставка электрический ИП, 6 — испаритель электрический с промеж\точи м теплоносителем
ИЭПТ 10 7 — pei азификатор РЭП размещенный на арматурной головке резервуара 8—грунтовой ис
паритель 9 — испаритель форсуночный испарительной способностью 100 м3/ч, 10— испаритель кожухотруб
ный испарительной способностью 100 кг/ч, 11 — испаритель форсуночный, испарительнон способностью
30 м3/ч, 12 — малогабаритный погружной испаритель (конструкции Карпюка) МПИ
Таблица 88
Стоимость тепловой энергии, расходуемой на испарение
газа в резервуарных установках, оснащенных испарителями
Вид теплоноси- теля Тип испарителя Стоимость тепловой энергии в расчете на 1000 квартир, руб/год
квартиры оборудо- ваны газовыми плитами квартиры оборудо ваны газовыми плитами и проточ- ными водонагре- вателями
Продукты сгора- ния сжиженного газа Горячая вода или водяной пар Электроэнергия Огневой ИГПО Малогабаритный по- гружной МПИ Форсуночный Кожухотрубный Погружной электри- ческий испаритель- приставка ИП-04 Малогабаритный электрический ИМЭ-10М Регазификатор элект- рический погруж- ной РЭП 130 161 плюс 51 на электроэнер- гию (привод на- соса) 161 161 567 711 567 236 288 плюс 51 на электроэнер- гию (привод на- соса) 288 288 1016 1273 1016
перебои в газоснабжении потребителя, электроэнергия (электрические погруж-
ные регазификаторы, малогабаритные электрические испарители, электрические
испарители-приставки) В табл 8 9 приведена стоимость тепловой энергии, рас-
Таблица 8.9
Стоимость тепловой энергии, расходуемой на испарение газа,
в резервуарных установках, оснащенных испарителями в комплекте
с регазификаторами РЭП
Вид теплоносителя Тип испарителя в комплек- те с регазификатором РЭП i Стоимость тепловой энергии 1 в расчете на 1000 квартир, руб/год (из них на электроэнергию)
квартиры обо- рудованы газо- выми плитами квартиры обо- рудованы 1азо- выми плитами и проточными водонагрева телями
Горячая вода или во- дяной пар и элект- роэнергия Продукты сгорания газа и электроэнер- гия Электроэнергия Форсуночный 30 М3/ч Форсуночный 100 м3/ч Кожухотрубный Огневой ИГПО-15 Огневой ИГПО-ЗО Электрический ИМЭ-10М 444 (283) 246 (85) 331 (171) 696 (567) 414 (283) 1278 (567) 797 (509) 441 (153) 595 (153) 1255 (1019) 745 (509) 2292 (1019)
411
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ходуемой на испарение газа в резервуарных установках, оснащенных испарите-
лями в комплекте с регазификаторами РЭП Установка регазификаторов пре-
дусмотрена для создания в подземных резервуарах давления газа, необходимого
для подъема жидкой фазы газа из резервуара к испарительному устройству
8 При выборе вида теплоносителя следует учитывать, что электрические
испарители допускается применять только для установок газоснабжения жи-
лого фонда при отсутствии круглогодично работающих централизованных источ-
ников теплоснабжения
9 Использование электрической энергии на технологические нужды испаре-
ния сжиженного газа следует согласовывать с районными энергетическими уп-
равлениями Минэнерго СССР
10 . Тип испарительных установок необходимо выбирать в зависимости от
климатических условий их эксплуатации в соответствии с табл 8 10
11 . В очень холодных и холодных климатических зонах необходимо ис-
пользовать проточные испарители сжиженного газа и устанавливать их в отап-
ливаемом помещении или в утепленном шкафу
12 . В очень холодных и холодных климатических зонах шкаф автоматики
от электрических испарителей следует устанавливать в отапливаемом помеще-
нии или в отапливаемом шкафу
13 В умеренно теплых климатических зонах экономически целесообразнее
использовать грунтовые испарители
14 На земельных участках с пучинистыми и просадочными грунтами,
в районах с расчетной сейсмичностью более 6 баллов и на подрабатываемых
территориях (районы горных выработок) следует применять установки с верх-
ней обвязкой резервуаров по паровой и жидкой фазам Для данных условий
могут быть рекомендованы все типы надземно расположенных испарителей,
а также регазификаторы типа РЭП, расположенные непосредственно на редук-
ционных головках (в данном случае применение погружных электрических испа-
рителей-приставок— типа ИП—недопустимо). На участках с пучинистыми грун-
тами и в сейсмических районах при устройстве оснований под резервуары дол-
жны предусматриваться мероприятия, направленные на уменьшение воздействия
сил морозного пучения грунтов, и учитываться требованиями СНиП II—15—74
по проектированию зданий и сооружений в сейсмических районах В просадоч-
ных грунтах и на подрабатываемых территориях резервуары следует устанав-
ливать на основания, исключающие неблагоприятное влияние деформации зем-
ного массива, окружающего резервуар.
15 Грунтовые испарители проточного типа, выполненные в виде змеевика
из гладких стальных труб и уложенные в грунт ниже глубины промерзания,
не допускается применять в районах с возможной деформацией земного мас-
сива (подрабатываемые территории, просадочные грунты, районы с расчетной
сейсмичностью более 6 баллов и т д)
16 . При отсутствии круглогодичного теплоснабжения от котельных или
ТЭЦ и наличии трудностей с подачей электроэнергии рекомендуется применять
огневые испарители
17 . В районах многолетней мерзлоты рекомендуется применять резервуар-
ные установки, расположенные в надземных отапливаемых помещениях с ис-
пользованием резервуаров типа PC-1600, оборудованных испарителями
18 . С целью обеспечения надежной работы надземных испарителей, т е
для подъема жидкой фазы газа из подземного резервуара к испарительному
устройству, для преодоления гидравлических сопротивлений коммуникаций, ар-
матуры и для стабильной работы регулятора давления необходимо поддержи-
вать в подземных резервуарах избыточное давление не менее 0,1 МПа
19 При использовании надземных испарителей, работающих на сжиженном
газе с большим содержанием бутанов в климатических районах с отрицатель-
ными температурами грунта на оси расположения резервуаров, для обеспечения
необходимого давления газа в них следует каждую группу резервуаров осна-
щать электрическим погружным испарителем типа ИП или РЭП
20 Химический состав газа (марка газа), при использовании которого
в зимний период года требуется поддавливание в резервуарах для создания
в них избыточного давления, обеспечивающего надежную работу испарительных
установок, приведен в табл 8 11,
412
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 810
Характеристика климатических зон по поставкам сжиженного углеводородного газа
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Климатическая зона Усредненная расчетная температура наружного воздуха (сред- няя темпера- тура наиболее холодной пяти дневки), °C Усредненная абсолютная температура наружного воздуха, °C Усредненная мини мальная темпера- тура грунта, С на глубине 1,1—1 3 м Рекомендуемое количество пропана, поставляемое на ГНС (кроме поставок на заправку кухонных баллонов), % Рекомендуемый тип испарителя сжиженного газа
под ого- ленной поверх- ностью под ес- тествен ным пок- ровом зима лето
I — очень холодная —45,0 —53,5 —8,0 —5,0 93 Не менее 70 игпо, мпи, ип, имэ, испарители с тепло- носителем горячая вода или водяной пар
II — холодная —35,5 —48,0 —2,3 —0,7 Не менее 85 » » 60 То же
III — умеренно лодная хо- —27,0 —43,0 —2,0 + 1,5 » » 75 » » 50 То же и РЭП
IV — умеренно лая теп- —19,0 —32,0 +3,0 + 4,0 » » 70 » » 40 Грунтовые и те в зоне III же, что
Примечание При разбивке на климатические зоны учитывалась минимальная температура наружного воздуха, температура самой
холодной пятидневки, минимальная температура грунта на глубине заложения резервуаров и газопроводов
4^
Ы ---------- -------------------------------
Таблица 811
Химический состав газа в зимний период
Климатическая зона Усредненная мини мальная темпера- тура грунта на глубине 1,1—1,3 м под оголенной поверхностью, С Марка газа, при использовании которой требуется поддавливание в резервуаре
I — очень холодная —8,0 БТ; СПБТЛ при содержании про- пана менее 45 %
II — холодная —2,3 БТ при содержании пропана менее 30 %
III — умеренно холод- ная —2,0 БТ при содержании пропана не ме- нее 28 %
IV — умеренно тсппая + 3,0 БТ при содержании пропана менее 18 %
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ГАЗОВЫЕ БЫТОВЫЕ ПРИБОРЫ
Газовые приборы постепенно находят
все более широкое применение в быто-
вых условиях. Одновременно расширя-
ется их номенклатура. Бытовая газовая
аппаратура призвана удовлетворять наи-
более насущные потребности населения:
приготовление пищи, обеспечение горя-
чей водой для мытья, стирки и отопле-
ния помещений. Она доминирует среди
других видов топливосжигающих быто-
вых приборов, прочно и надолго заняв
свое место в повседневном обиходе на-
селения. Масштабы осуществленной
в СССР газификации быта потребовали
создания широкой номенклатуры газо-
вых приборов, выпускающихся в непре-
рывно возрастающих количествах.
Трудности разработки и производ-
ства бытовых газовых приборов усугуб-
ляются тем, что наряду с общими требо-
ваниями газовые приборы должны отве-
чать ряду особых условий, вызываемых
спецификой процессов горения газового
топлива. В последние годы создано зна-
чительное количество газовых приборов,
полностью отвечающих современным
требованиям. Кроме того, в результате
проделанных в нашей стране работ на-
коплен теоретический и эксперименталь-
ный материал, позволяющий создать
удобную, экономичную, технически сов-
ременную и дешевую газовую аппара-
туру.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
1. ПОКАЗАТЕЛИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ РАБОТУ
БЫТОВЫХ ГАЗОВЫХ ПРИБОРОВ
Отечественная промышленность, как
было ранее сказано, выпускает различные приборы, которые по-
зволяют эффективно и безопасно использовать газ для удовлет-
ворения различных бытовых и коммунально-бытовых нужд насе-
ления. Однако эффективная и безопасная работа газовых прибо-
ров возможна только при их исправном состоянии и правильной
эксплуатации. К показателям, характеризующим работу газовых
приборов, относятся следующие: нагрузка газового прибора или
установки — количество химического тепла в газе, подаваемом
к прибору (кВт/ч), считая по низшей теплоте сгорания газа; про-
изводительность газового прибора — количество тепла (кВт/ч),
переданное прибором при сжигании газа нагреваемому телу; эф-
фективность работы газового прибора, характеризующаяся коэф-
фициентом полезного действия (кпд), под которым понимают от-
ношение тепла, полезно использованного в приборе, к общему
теплу, которое было подано в прибор. Только часть общего тепла,
поданного в прибор, полезно используется (например, для приго-
товления пищи, нагрева воды и др.), а остальная уходит из при-
бора в виде нагретых продуктов сгорания.
Различают номинальные и предельные значения указанных
показателей. Номинальной нагрузкой называют такую, при кото-
рой прибор или установка дают лучшие показатели работы, за-
ключающиеся в наибольшей полноте сгорания газа при наиболее
высоком кпд; при этом в конструктивных элементах приборов не
должно возникать опасных тепловых напряжений, которые могут
сократить установленный для них срок службы. Номинальная
производительность, являющаяся паспортной величиной прибора,
определяется при номинальной нагрузке.
Предельной тепловой нагрузкой для приборов считается мак-
симальная нагрузка, превышающая номинальную на 20 %. При
этой нагрузке не должны ощутимо ухудшаться полнота сгорания
газа и уменьшаться кпд и срок службы приборов. Предельная
теплопроизводительность устанавливается при предельной тепло-
вой нагрузке опытным путем.
Безопасность работы прибора характеризуется полнотой сго-
рания газа и устойчивой работой газогорелочных устройств.
Устанавливаемые газовые приборы рассчитаны на определен-
ную производительность по теплу, и, следовательно, очень важно,
чтобы они эксплуатировались при нормальной (расчетной) тепло-
вой нагрузке.
На практике не всегда удается поддерживать строго опреде-
ленную подачу газа к газовым приборам и обеспечивать нормаль-
ную тепловую нагрузку приборов, однако незначительные изме-
нения давления газа мало сказываются на их работе. Соответству-
ющие технические нормативные документы ограничивают диапазон
колебаний давления газа в газовой сети.
416
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
На эффективность и безопасность работы газо&ых приборов
оказывает влияние не только совершенство конструкции газового
прибора (рабочий стол и духовой шкаф плиты, топочное про-
странство и тепловоспринимающие поверхности различных котлов,
водонагревателей, печей и других приборов). Для нормальной ра-
боты любого газогорелочного устройства необходимо обеспечить:
подачу сжигаемого газового топлива с определенными парамет-
рами; подачу воздуха в количествах, достаточных для полного
сжигания газа; хорошее перемешивание газа с воздухом до про-
цесса сжигания газа; зажигание газовоздушной смеси и поддер-
жание в зоне горения температур, достаточных для воспламенения
еще не сгоревших горючих компонентов смеси; своевременный
отвод продуктов сгорания из зоны горения без нарушения про-
цессов сжигания газа.
Несоблюдение даже одного из этих условий обязательно при-
ведет к ненормальной работе газогорелочного устройства, и в ре-
зультате пламя может погаснуть (отрыв), проскочить внутрь
газогорелочного устройства или газ будет гореть коптящим пла-
менем.
При недостатке воздуха, т. е. отсутствии достаточного коли-
чества кислорода в зоне горения, газ полностью не сжигается,
так как часть его горючих компонентов не сможет вступить в хи-
мическую реакцию.
Полнота сжигания требует также хорошего предварительного
перемешивания газа с первичным воздухом, засасываемым струей
газа внутрь горелки, и хороших условий для подхода вторичного
воздуха к пламени горелки. Химические реакции горючих ком-
понентов природных и искусственных газов с кислородом воз-
духа протекают с выделением тепла, которого вполне доста-
точно, чтобы процессы горения газов проходили непрерывно и
до конца.
Однако если в зоне горения газов возникнут условия, приво-
дящие к отводу тепла и охлаждению зоны горения (например,
пламя касается металлических деталей приборов, нагреваемой
посуды на плитах и др.), то химические реакции в этих случаях
могут прекратиться, горючие компоненты газов не прореагируют
с кислородом воздуха и в результате газ не сгорит полностью.
Следовательно, при пламенном сжигании газа надо стремиться,
чтобы пламя не касалось «холодных» стенок конструкций при-
боров.
Большое значение имеет своевременный отвод из зоны горения
продуктов сгорания газа, которые в основном состоят из водяных
паров, углекислого газа, азота и какого-то количества кислорода
(за счет избытка воздуха). Если продукты сгорания газа будут
накапливаться (задерживаться) в зоне горения и создадут бес-
кислородную атмосферу вокруг пламени горелок, это приведет
к сильному расстройству процессов горения или полному отрыву
пламени, так как пламенные горелки не могут работать нор-
мально без вторичного воздуха.
14 Заказ № 614 417
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Кроме того, накапливание продуктов сгорания газа в топочных
пространствах газовых приборов может создавать подпор и, та-
ким образом, ухудшать сжигание газа. С другой стороны, слиш-
ком интенсивный отвод продуктов сгорания газа из зоны горения
газовых приборов (через дымососы или дымовые трубы большой
мощности) может привести к отрыву пламени горелок из-за воз-
никших больших скоростей входа в топочные пространства вто-
ричного воздуха.
Итак, основными показателями совершенства работы газовых
приборов являются их кпд и полнота сжигания газа.
2. ГАЗОВЫЕ ПЛИТЫ
Для приготовления пищи используются
различные по конструкции и размерам газовые плиты.
Основной тип газовых бытовых плит — стационарные наполь-
ные с двумя, тремя и четырьмя горелками и духовым шкафом.
Кроме указанных промышленность выпускает также настольные
плиты, которые относятся к группе переносных и выпускаются
в основном с двумя горелками.
Основные параметры и размеры выпускаемых серийно унифи-
цированных газовых бытовых плит должны отвечать требованиям
ГОСТ 10798—77, приведенным в табл. 9.1.
Детали бытовых газовых плит изготовляют из материалов
обеспечивающих коррозионную устойчивость, термическую стой-
кость, долговечность и надежность в эксплуатации. Для ручек
кранов используют пластмассы или другие материалы, устойчи-
вые при температуре до 150 °C. Горелки и их детали должны быть
взаимозаменяемы, должны сниматься и устанавливаться вновь
без применения инструментов. Газопроводы и арматура бытовых
газовых плит должны быть герметичны. Герметичность должна
сохраняться и после повторной сборки. Предельно допустимая
утечка газа не должна превышать 20 Па/мин при давлении газа
15,0 кПа. Потери давления в приборах автоматики контроля не
должны превышать 100 Па.
Плиты изготовляются для работы на сжиженных газах с но-
минальным давлением 3,0 кПа. При заказе плиты следует сооб-
щить заводу-изготовителю вид газа, его теплоту сгорания и дав-
ление перед плитой. Плиты унифицированных моделей имеют по-
стоянные размеры сопловых отверстий (табл. 9.2).
На рис. 9.2, а показан общий вид унифицированной бытовой
газовой плиты ПГ4, которая внешне представляет собой тумбу
без ножек. На лицевой стороне плиты размещен распределитель-
ный щиток с пятью ручками и их указателями. Все ручки снаб-
жены устройствами, предохраняющими от случайного поворота
из положения «0» — закрыто. Поворот ручки возможен лишь
после нажатия в осевом направлении. Стол плиты закрытый и
является одновременно поддоном для сбора пролитой пищи. На
задней кромке стола установлен щиток-экран. Конфорочные ре-
418
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 9.1
Унифицированные газовые стационарные бытовые плиты
(рис. 9.1)
Основные параметры н размеры Нормы для плит
напольных настольных
Число горелок стола, не менее Число горелок стола нормальной тепловой мощности для плит, не менее: 2 2
двухгорелочных 1 1
трехгорелочных 2 2
четырехгорелочных Тепловая мощность горелок стола, кВт/ч: 2 2
пониженной 0,7±0,06
нормальной 1,9±0,12
повышенной 2,8d = 0,12
Тепловая мощность основной горелки духового шкафа на единицу ее объема, кВт/дм3, не более 0,09 —
Тепловая мощность жарочной горелки духового шкафа, кВт, не более 3,5 —‘
Кпд горелок с гола при номинальном режиме, % , не менее 56 56
Индекс окиси углерода при номинальном, максимальном и минимальном (50 % от номинального) давлениях, в том числе при применении дополнительных приспо- соблений для установки посуды, % (по объему), не бо- лее Полезный объем духового шкафа, дм3, не менее: 0,010 0,010
двух- и трехгорелочных плит 35 —
четырехгорелочных и более Размеры входного проема духового шкафа, мм, не менее: 45 ——
высота 260 - —
ширина Размеры плиты без учета выступающих элементов обслу- живания и декоративных элементов, мм: 330 —
высота Н (±5) глубина L 850 ПО; 125
отдельно стоящей (±5) 450; 600 300; 315
встраиваемой (—10) ширина В 600 —-
отдельно стоящей (±5) 500; 52 800 0; 500
встраиваемой (—10) расстояние Ь (±5) 600 —
отдельно стоящей 15 ——
встраиваемой 40 ——
Условный проход входного штуцера газопровода, мм Масса плит шириной до 600 мм включительно, кг, не бо- лее: 15 15
двухгорелочных 40 8
трехгорелочных 50 10
четырехгорелочных 60 15
Масса трехгорелочных плит шириной до 800 мм (без бал- лона), кг, не более 60 15
И* 419
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 9.1. Универсальные газовые стационарные бытовые
плиты.
а — напольные; б — настольные.
шетки — прутковые, эмалированные. Духовой шкаф цельносвар-
ной, съемный, снабжен съемным дном и подвесками на три полки.
В комплект шкафа входят противень, жаровня и решетка. Дверца
Тябпипя Q? духового шкафа имеет
Диаметры основных отверстий сопел унифицированных плит при сжигании сжиженных газов, мм смотровое стекло, за ко- торым размещен биме- таллический термоука- затель. Дисковая горелка
Плиты не имеет запальника и
Г орелки четырех- горелочные двухгорелоч- ные зажигается через откид- ной лючок в дне духо- вого шкафа. Ручки две- рок духового и сушиль- ного шкафа плоские, из стального листа с покры-
Варочные Духового шкафа 0,75 1,2—1,1 0,75 1,1 --1,о
420
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
тием хромом или из полированного листового алюминия. Сушиль-
ный шкаф, размещенный под духовым шкафом, либо выдвижной
в виде ящика, либо имеет откидную дверку.
За последнее время начато производство четырехгорелочных
плит повышенной комфортности ПГ4-ВК- Плита состоит из рабо-
чего стола и корпуса. По габаритным размерам (600X600X850)
она и отличается от унифицированных. Соответственно увеличен
объем духового шкафа до 70 дм3. Передняя стенка снабжена де-
коративным стеклом по всей ширине плиты и размещенным за
ним смотровым окном духового шкафа. Горелки стола характери-
зуются различной тепловой мощностью: две — нормальной (1,9±
±0,12 кВт), одна — повышенной (1,8±0,12 кВт) и одна — пони-
женной (0,7±0,06 кВт). Краны горелок имеют фиксированное
положение «малого пламени» и крепятся к коллектору без резьбы
на хомутах-стяжках. Духовой шкаф оснащен продольными пол-
Рис 9 2 Общие виды т инфицированных бытовых газовых птит
а— ПГ4 ("/ — крышка шиты ити щиток 2 — крышка горе тки 3 — насадка горелки стола,
4 — решетка духовки, 5 — противень 6 — жаровня 7 — горелка духовки, 8 — дверка су-
шильного шкафа 9 — дверка духовки 10 — распределитетьный щиток 11— стол плиты,
12 — решетка стола 13 — сушитьныи шкаф 14 — термохказатеть) б—ПГЗ со встроенным
баллоном сжиженного газа (1 — шкаф духовой, 2 — шкаф сушильный, 3 — шкаф для бал-
лона 4 — стол, 5 — щит<1К 6 — решетка стола, 7— горетка духового шкафа, 8—решетка
духовки, 9 — противень 10 — противень для жарения // — горелка стола 12— колтек-
тор, 13— кран пробковый, 14 — ручка крана 15 — щиток распределительный, 16 — указа
тель температуры, /7 — планка)
4Щ
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ками для установки противня, жаровни или решетки на боковых
стенках, а также термостатическим регулятором температуры со
шкалой, выведенной на лицевую панель. Автоматика терморегу-
лирования дополнена отсекателем газа на случай погасания пла-
мени. Отсекатель обслуживает обе входящие в комплект плиты
горелки — основную и жаровую. Полость духового шкафа имеет
электрическое освещение, работающее от сети напряжением
220 В. Под духовым шкафом размещен сушильный шкаф. Плита
покрыта белой эмалью.
На рис. 9.2, б показан общий вид бытовой газовой трехгоре-
лочной плиты ПГЗ со встроенным баллоном сжиженного газа.
Плита газовая трехгорелочная выполнена в виде тумбочки,
в которую встроены духовой шкаф и шкаф для размещения бал-
лона с регулятором давления. Плита имеет стол, оборудован-
ный тремя горелками (горелки стола). На столе плиты предусмот-
рена решетка, на которую устанавливается посуда для приготов-
ления пищи Духовой шкаф оборудован горелкой, снабжен
противнями для выпечки и для жарения и решеткой Температура
разогрева духового шкафа контролируется по указателю темпера-
туры. Дверка духового шкафа имеет стеклянное смотровое окно
для наблюдения за процессом приготовления пищи. Под духовым
шкафом имеется свободное пространство, закрываемое дверкой.
Управление горелками осуществляется пробковыми крапами,
ручки которых- выведены на лицевую сторону распределительного
щитка. Шкаф для размещения баллона и регулятора давления
расположен сбоку от духового шкафа. В баллонном шкафу уста-
навливается (галлон Со сжиженным газом вместимостью 27 л.
Баллон снабжен клапаном типа КБ, на который устанавливается
регулятор давления «Балтика», соединенный резинотканевым ру-
кавом с коллектором (газопроводом) плиты.
Кроме указанных отечественная промышленность в настоящее
время выпускает унифицированные напольные двухгорелочные
плиты ПГ2, двухгорелочные плиты ПГ2-Н в комплекте с двумя
баллонами вместимостью по 5 л или с одним баллоном вмести-
мостью 27 л.
3. ГАЗОВЫЕ ПРОТОЧНЫЕ
ВОДОНАГРЕВАТЕЛЬНЫЕ АППАРАТЫ
Потребность в горячей воде для бытовых
хозяйственных нужд требует специальных бытовых приборов ин-
дивидуального использования. В качестве наиболее распростра-
ненного средства быстрого получения горячей воды при наличии
водопровода многие годы сохраняются газовые проточные водо-
нагревательные аппараты. С развитием централизованного горя-
чего водоснабжения необходимость в местном решении этой за-
дачи, для индивидуального жилья, постепенно снижается Однако
потребность в указанных приборах еще прочно сохраняется как
для ванных, так и для кухонных нужд. Таким образом, газовые
422
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Проючные водонагревательные аппараты предназначены для по-
лучения горячей воды там, где нет возможности обеспечить ее
в централизованном порядке (от котельной или теплоцентрали),
и относятся к приборам немедленного действия
Аппараты оборудованы газоотводящими устройствами и тяго-
прерывателями, которые предотвращают в случае кратковремен-
ного нарушения тяги погасание пламени газогорелочного уст-
ройства. Для присоединения к дымовому каналу имеется дымо-
отводящий патрубок. Аппараты водонагревательные проточные
газовые бытовые выпускаются в соответствии с требованиями
ГОСТ 19910—74.
По номинальной тепловой нагрузке аппараты подразделяются:
— с номинальной тепловой нагрузкой 20934 Вт;
— с номинальной тепловой нагрузкой 29075 Вт.
Отечественная промышленность серийно выпускает аппараты
водонагревательные проточные газовые бытовые ВПГ-20-1-3-П
и ВПГ-23-1-3-П. До настоящего времени выпускался ВПГ-18-1-3-П.
Техническая характеристика указанных водонагревателей приве-
дена в табл. 9.3.
Таблица 9.3
Техническая характеристика газовых бытовых проточных
водонагревательных аппаратов типа ВПГ (рис. 9.3)
(номинальное давление газа 3 кПа)
Основные параметры и размеры ВПГ-20-1-3-П. ВПГ-18-1-3-П ВПГ-23-1 3 П
Номинальная тепловая мощность основной горелки, Вт 20 930±2093 23 260+2326
Расход сжиженного газа, м3/ч 0,87—0,67 0,96- 0,78
Кпд, % , не менее 82 82
Расход воды при нагреве на 45 °C, л/мин, не менее Давление воды перед аппаратом, кПа: 5,4 6,07
минимальное 49,0 49,0
номинальное 147,0 147,0
максимальное 588,4 588,4
Разрежение в дымоходе для нормальной работы ап- парата, Па, не менее Габаритные размеры, мм: 2,0 2,0
высота 780 860
ширина 390 390
глубина 265 315
Масса, кг, не более 20 29
Все основные элементы аппарата смонтированы в эмалирован-
ном кожухе прямоугольной формы. Передняя и боковые стенки
кожуха съемные, что создает удобный и легкий доступ к внут-
ренним узлам аппарата для профилактических осмотров и ремон-
тов без снятия аппарата со стены. На передней стенке кожуха
аппарата расположены ручка управления газовым краном, кнопка
423
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
12-
Рис 9 3 Аппарат водонагревательный проточный газо-
вый бытовой типа ВПГ
включения электромагнитного клапана и смотровое окно для на-
блюдения за пламенем запальной и основной горелок. Сверху
аппарата размещено газоотводящее устройство, служащее для
отвода в дымоход продуктов сгорания, снизу — патрубки для под-
соединения аппарата к газовой и водяной сетям. Аппарат имеет
следующие узлы: газопровод 1, кран блокировочный газовый 2,
горелку запальную 3, горелку основную 4, патрубок холодной
воды 5, блок водогазовый с тройником горелки 6, теплообмен-
ник 7, автоматическое устройство безопасности по тяге с электро-
магнитным клапаном 8, датчиком тяги 9 и термопарой 10, патру-
бок горячей воды 11 и газоотводящее устройство 12.
Принцип работы аппарата следующий. Газ по трубе 9 посту-
пает в электромагнитный клапан, кнопка включения которого рас-
положена справа от ручки включения газового крана. Газовый
блокировочный кран водогазогорелочного блока осуществляет
принудительную последовательность включения запальной го-
релки и подачу газа к основной горелке. Газовый кран снабжен
одной ручкой, поворачивающейся слева направо с фиксацией
в трех положениях. Крайнему левому положению соответствует
закрытие подачи газа на запальную и основную горелки. Сред-
нему фиксированному положению (поворот ручки вправо до
упора) соответствует полное открытие крана для поступления
424
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
газа на запальную горелку и закрытое положение крана на ос-
новную горелку. Третьему фиксированному положению, достигае-
мому нажимом на ручку крана в осевом направлении до упора
с последующим поворотом до конца вправо, соответствует Пол-
ное открытие крана для поступления газа на основную и запаль-
ную горелки. Кроме ручной блокировки крана, на пути газа к ос-
новной горелке имеются два автоматических блокировочных уст-
ройства. Блокировка поступления газа в основную горелку 2 при
обязательной работе запальной горелки 3 обеспечивается элек-
тромагнитным клапаном 8, работающим от термопары 7.
Блокировка подачи газа в горелку в зависимости от наличия
протока воды через аппарат производится клапаном, имеющим
привод через шток от мембраны, расположенной в водогазогоре-
лочном блоке. При нажатии на кнопку электромагнита клапана
и открытом положении блокировочного газового крана на запаль-
ную горелку газ через электромагнитный клапан поступает в бло-
кировочный кран и далее через тройник по газопроводу к за-
пальной горелке. При нормальной тяге в дымоходе (разрежение
не менее 2,0 Па) термопара, нагреваемая пламенем запальной
горелки, передает импульс электромагнитному клапану, который
автоматически открывает доступ газа к блокировочному крану.
При нарушении тяги или ее отсутствии биметаллическая пла-
стина датчика тяги 6 нагревается уходящими продуктами сгора-
ния газа, открывает сопло датчика тяги, и газ, поступающий во
время нормальной работы аппарата на запальную горелку, уходит
через сопло датчика тяги. Пламя запальной горелки гаснет, тер-
мопара охлаждается, и электромагнитный клапан отключается
(в течение 60 с), т. е. прекращает подачу газа к аппарату. Для
обеспечения плавного зажигания основной горелки предусмотрен
замедлитель зажигания, работающий при вытекании воды из над-
мембранной полости как обратный клапан, частично перекрыва-
ющий сечение клапана и тем самым замедляющий движение мем-
браны вверх, а следовательно, и зажигание основной горелки.
В настоящее время готовится к серийному выпуску аппарат
ВПГ-25-1-ЗВ, который по оснащенности автоматическими и регу-
лирующими устройствами относится к высшему классу, в соот-
ветствии с требованиями ГОСТ 19910—74, обеспечивающему: до-
ступ газа к запальной горелке только при наличии пламени на
запальной горелке и наличии протока воды; прекращение подачи
газа к основной и запальной горелкам при отсутствии разреже-
ния в дымоходе; регулирование давления (расхода) газа; регули-
рование расхода воды; автоматический розжиг запальной го-
релки.
Элементы управления аппаратом: кнопки включения и выклю-
чения, ручка регулирования (включения и выключения) пламени
основной горелки — расположены на отдельной панели, которая
крепится к каркасу аппарата и устанавливается в передней стенке.
Диапазон регулирования пламени основной горелки (от 0 до мак-
симального значения) соответствует повороту ручки регулятора
425
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
против часовой стрелки в пределах от 0 до 180°. Кнопка включе-
ния аппарата сблокирована с электророзжиговым устройством та-
ким образом, что при ее нажатии подача газа к запальной горелке
и воспламенение газовоздушной смеси происходят одновременно.
Предусмотрена также блокировка основной горелки —газ к ос-
новной горелке может поступать только после подачи газа к за-
пальной горелке и ее розжига, т. е. соблюдается принудительная
последовательность включения горелок.
Техническая характеристика: тепловая мощность основной горелки
(29075±2900) Вт; тепловая мощность запальной горелки 350 Вт; расход
сжиженного газа не более 1,19 м3/ч; кпд не менее 83 содержание окиси
углерода не более 0,05 об.%; диаметр резьбы на входном патрубке газо-
провода 3/4" труб., на входном и выходном патрубках водопровода 1/2"
труб.; габаритные размеры, мм — высота 780, ширина 420, глубина 315;
масса не более 25 кг.
4. ГАЗОВЫЕ ОТОПИТЕЛЬНЫЕ АППАРАТЫ
Для отопления жилых домов с использо-
ванием газового топлива применяются отопители с передачей
тепла конвекцией и излучением (камины), а также аппараты, име-
ющие в качестве теплоносителя воду (котлы).
Аппараты отопительные водонагревательные емкостные газо-
вые бытовые типа АГВ составляют несколько обособленную
группу водонагревателей, поскольку кроме отопления могут быть
использованы также для целей горячего водоснабжения в быту.
Аппараты типа АГВ разрабатываются и изготовляются в соответ-
ствии с требованиями ГОСТ 11032—80. Основные технические ха-
рактеристики водонагревательных аппаратов приведены в табл. 9.4.
Автоматический водонагреватель газовый АГВ-80 может быть
использован для отопления помещения площадью 50—60 м2. Водо-
нагреватель состоит из внешнего цилиндра (кожуха), внутрен-
него цилиндрического бака из 3-мм стального листа и оцинков-
кой, жаровой трубы с удлинителем тяги, газогорелочного уст-
ройства с запальной горелкой, блока автоматики, состоящей из
электромагнитного клапана (рис. 9.4, а) и термопары, терморегу-
лятора и тягопрерывателя с патрубком для присоединения к дымо-
ходу. Между кожухом и баком проложена для термоизоляции
шлаковая вата.
Вода в баке водонагревателя постоянно находится под давле-
нием городского водопровода. При зажигании горелки она нагре-
вается до требуемой температуры (до 80—90 °C), после чего тер-
морегулятор автоматически прекращает доступ газа к горелке и
последняя гаснет. Пламя запальника продолжает гореть и вос-
пламеняет газовоздушную смесь на основной горелке, как только
вода охладится, т. е. температура будет ниже заданной. В этом
случае терморегулятор открывает проход газа на основную го-
релку. Пламя запальника нагревает спай хромель-копелевой тер-
мопары, где возникает эдс, воздействующая на электромагнитный
клапан и держащая его в открытом состоянии. При прекращении
426
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 9.4
Основные технические характеристики (нормы)
аппаратов водонагревательных емкостных газовых бытовых
(рис. 9.4)
Основные параметры АГВ 80 (АОГВ-6-3-У) АГВ-120 (АГВ-120-1)
Вместимость бака, л 80 120
Номинальная тепловая мощность, Вт 6980 13 956
Тепловая мощность запальной горелки, Вт, не более 410 410
Кпд, %, не менее Температура воды на выходе из аппарата, °C, не более: 81 81
для отопления 90 90
для горячего водоснабжения 70 70
Температура продуктов сгорания на выходе из аппарата, °C, не менее 110 НО
Номинальный расход газа, м3/ч 0,27 0,46
Номинальное давление газа, кПа 3,0 3,0
Минимальное разрежение в дымоходе перед тя- гопрерывателем, Па 2,0 2,0
Максимальное избыточное давление воды перед аппаратом, МПа, не более 0,6 0,6
Присоединительная резьба штуцеров для под- вода воды Труб. 1 1/2" Труб. 1 1/2"
Присоединительная резьба штуцера для подачи газа Труб. 1/2" Труб. 1/2"
Наружный диаметр присоединительного патруб- ка газоотводящего устройства, мм Габаритные размеры, мм, не более: 82±1 Ю2±1
диаметр 410 460
высота 1540 1610
давления в подводящем газопроводе пламя запальной горелки
гаснет, эдс исчезает и электромагнитный клапан закрывает под-
вод газа, независимо от клапана терморегулятора.
Если в сети давление газа постоянное, водонагреватель
АГВ-80 может работать (на отопление) неограниченное время.
Водонагреватель АГВ-80 необходимо присоединять к хорошо
действующему дымоходу.
Автоматический газовый водонагреватель АГВ-120 (рис. 9.4, б)
предназначен для местного горячего водоснабжения квартир
(ванн, умывальников, моек) и коммунально-бытовых учрежде-
ний. Может быть использован для отопления помещений пло-
щадью до 100 м2 при одновременном расходе горячей воды на
хозяйственные нужды.
Водонагреватель АГВ-120 представляет собой вертикальный
цилиндрический резервуар на 120 л, заключенный в стальной ко-
жух. В отличие от водонагревателя АГВ-80 и АГВ-120 нижнее
днище образует рубашку, способствующую повышению его кпд
427
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 4 Автоматические газовые емкостные водонагреватели
а — АГВ 80 (1— тягопрерыватель, 2— муфта термометра, 3 — автоматика безопасности по
тяге, 4 — стабилизатор, 5 — фильтр, 6 — магнитный клапан 7— терморегулятор, 8 — кран
газовый, 9 — горелка запальная, 10 — термопара, // — заслонка, 12 - диффузор, 13 — го-
релка основная, /-/ — штуцер для подачи холодной воды, /5 — бак, 16 — термоизоляция,
17 — кожух, 18 — патрубок выхода горячей воды к квартирной разводке, 19 — клапан пре
дохранительный), б — АГВ 120 1 (/—дверца, 2 — кран 3 — блок приборов автоматики,
4—капиллярная трубка, 5 — гайка регулировки 6 — термопара, 7— запальник, 8—регу-
лятор воздуха 9 — основная горелка, 10 — термобатлон, 11 — кожхх /2 — резервуар, 13 —
прерыватель тяги, 14 — датчик тяги, 15 — экранированный провод)
на 5—7 % и понижению температуры нижней части кожуха
Дверца кожуха позволяет извлекать горелки, запальник и термо-
пары без разбора водонагревателя и его перемещения. Для умень-
шения теплопотерь между кожухом и резервуаром уложен слой
шлаковой ваты. В топочной части установлена чугунная инжек-
428
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ционная газовая горёлка низкого давления, к ней крепится крон-
штейн с запальником
Горение газа и поддержание определенной температуры воды
регулируются автоматически. Схема автоматического регулирова-
ния двухпозиционная Автоматика водонагревателя состоит из
двух групп регулирования и безопасности. Основные элементы
автоматики регулирования и безопасности — сильфонный термо-
регулятор, запальник, термопара и электромагнитный клапан.
В настоящее время освоен производством аналогичный по конструкции и
назначению аппарат отопительный АОГВ 6 3 У (2208) Аппарат предназначен
для отопления помещений площадью до 60 м2, оборудованных системой водя-
ного отопления с естественной циркуляцией Технические характеристики ана-
логичны аппарату АГВ 80 Основное отличие водонагревателей АГВ-80 от аппа-
рата отопительного АОГВ 6 3 У (2208) заключается в изменении общей вы-
соты вместо 1540 мм у АГВ 80 у аппарата АОГВ 6 3 У она составляет
973 мм
Аппараты отопительные газовые бытовые с водяным контуром
(ГОСТ 20219—74) предназначены для отопления помещений. Ап-
параты могут изготовляться следующих типов 1 — работающие
на природном газе, 2 — на сжиженном газе, 3 — на природном и
сжиженном газах
Аппараты могут изготовляться в следующих климатических
исполнениях по ГОСТ 15150—69 У —для эксплуатации в райо-
нах с умеренным климатом, ХЛ — с холодным климатом
Основные технические характеристики приведены в табл 9 5
Таблица 95
Основные технические характеристики (нормы) аппаратов
отопительных газовых бытовых с водяным контуром
Параметры и размеры АОГВ 10 АОГВ 15 АОГВ 20
Номинальная тепловая нагрузка, Вт 11 630 17 445 23 260
Теплопроизводительность аппарата, Вт 9 304 13 956 18 608
Кпд, %, менее, для исполнения У Температура воды на выходе из аппарата, °C Температура продуктов сгорания на вы- ходе из аппарата, °C, не менее 80 80 50—90 80
для исполнения У НО ПО ПО
для исполнения ХЛ 200 200 200
Номинальная тепловая на1рузка за папьной горелки, Вт/ч Присоединительная розьба штуцеров для подвода и отвода воды 250 250 250
Труб 1 1/2" Труб 2" Труб 2"
Присоединительная резьба штуцера для подачи газа Труб 1/2" Труб 3/4" Труб 3'4"
Длина L, мм, не более 560 600 630
Площадь сечения газоотводящего пат- рубка, дм2, не менее 1,0 1,15 1,35
Номинальный расход [аза, м3/ч 0,46 0,69 0,92
Минимальное разрежение в дымоходе, Па 2 3 3
Масса, кг, не более 85 120 150
429
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
На рис. 9.5 показам отопительный бытовой аппарат типа
АОГВ-Ю-З-У (модель 2203), выполненный в виде прямоугольной
тумбы, облицованные поверхности которой отштампованы из ли-
стовой стали и покрыты белой эмалью.
Лицевая сторона аппарата закрыта щитком 2 и дверцей 13.
На щитке сгруппированы органы управления аппарата: ручка
крана 1 и кнопка электромагнитного клапана 3. На верхней
крышке 17 расположено смотровое окно 16 для наблюдения за
работой основной горелки 11 и запальника 8. На задней стенке
размещены дымоотводящий патрубок с терморегулятором 15 и
датчиком тяги 14, трубы для подсоединения аппарата к газовой
магистрали и системе водяного отопления. На входе в газовую
Рис 9 5. Газовый отопительный бытовой аппарат с водяным контуром типа
АОГВ-Ю-З-У (модель 2203).
1 — ручка крана, 2 — щиток, 3 — кнопка электромагнитного клапана; 4 — термометр, 5 —
водонагреватель, 6 — терморегулятор, 7 — электромагнитный клапан; 8 — кожух водона-
гревателя; 9— запальник, термопара; 10 — съемная рамка, 11 — горелка; 12 — фильтр, 13—
дверца; 14 — датчик тяги; 15 — терморегулятор, 16 — смотровое окно;/7—крышка верхняя.
430
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
магистраль аппарата установлен фильтр /2. Термометр 4 в оправе
расположен на выходе горячей воды из аппарата. Внутри аппа-
рата в теплоизоляционном кожухе 8 расположены газовая го-
релка и секционный водонагреватель 5, состоящий из пяти штам-
пованных секций. К передней стенке винтами прикреплена съем-
ная рамка 10, закрывающая доступ к запальной горелке. Аппарат
снабжен автоматикой регулирования температуры воды и авто-
матикой безопасности. Автоматика безопасности состоит из элек-
тромагнитного клапана 7 с термопарой 9, являющейся датчиком
пламени запальника, и датчика тяги 14. Аппараты имеют уст-
ройство, обеспечивающее стабилизацию разрежения в топочной
камере при изменении разрежения в дымоходе от 3 до 30 Па.
На рис. 9.6, а показан отопительный бытовой аппарат
АОГВ-15-3-У, предназначенный для местного водяного отопления
жилых и служебных помещений с теплопотерями до 13 920 Вт
(площадью до ПО м2) в районах с умеренным климатом, для ко-
торых строительство районных котельных и прокладка систем
централизованного отопления экономически нецелесообразны.
Аппарат напольного исполнения, имеет прямоугольную форму,
образуемую боковыми стенками и передней открывающейся двер-
кой. Может устанавливаться в кухнях, пристройках и других по'
мещениях, удовлетворяющих требованиям правил безопасности
в газовом хозяйстве и оборудованных дымоходом для отвода про-
дуктов сгорания. Основные сборочные единицы: теплообменник,
блок автоматики безопасности и регулирования, тягостабилиза-
тор, датчик тяги, облицовка, устройство горелочное (основная
и запальная горелки). Теплообменник — штампованный, сварной.
Наружные его поверхности покрыты грунтовой силикатной
эмалью. Основная горелка — 13-секционная, литая — из алюми-
ниевого сплава, со вставными стальными пластинками (заимство-
вана из газового проточного водонагревателя ВПГ-18-1-3-П).
Блок автоматики безопасности и регулирования — термометриче-
ский, обеспечивающий: доступ газа к основной горелке только
при наличии пламени на запальной горелке; прекращение подачи
газа к аппарату при отсутствии разрежения в дымоходе; контроль
и регулирование температуры воды в теплообменнике в пределах
от +50 до +90 °C.
Элементы управления аппаратом: кнопки включения и выклю-
чения, ручка регулятора температуры воды — расположены на
блоке автоматики, укрепленном на лицевой стороне теплообмен-
ника на открывающейся передней дверке. Наблюдение за рабо-
той горелок и розжиг запальной горелки осуществляются через
смотровое окно, закрытое заслонкой, расположенной на лицевой
стороне камеры сгорания на открывающейся передней дверке.
Патрубок для подвода газа выведен на заднюю стенку аппарата,
а для подсоединения аппарата к системе водяного отопления пре-
дусмотрены патрубки с правой и левой сторон с целью удобства
при монтаже, в зависимости от условий и конкретного места ус-
тановки его у потребителя, при этом на свободных патрубках дол-
431
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
a
4
жны быть установлены специальные заглушки, входящие в комп-
лект аппарата.
На рис. 9.6, б показан отопительный бытовой аппарат
АОГВ-20-3-У. Внешне он представляет собой напольный шкаф из
листовой стали, имеющий с передней стороны дверку с жалюзий-
ной решеткой и магнитными замками. Шкаф устанавливается на
прямоугольное перфорированное основание. Снаружи он покрыт
светлой декоративной эмалью, внутри облицован термоизоляцион-
ными плитами. Аппарат рассчитан на обогрев жилых или слу-
432
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 6 Газовый отопительный бытовой аппарат с водяным контуром
а — АОГВ 15 3 У (1 тентообменник, 2 — блок автоматики безопасности и регулирования,
3 — тя! остабилизатор, 4 — датчик тяги, 5 — облицовка, 6—горелочное устройство)’, б —
АОГВ 20 3 У (/— датчик тяги, 2 — декорагивная облицовка, 3 — кнопка «Стоп» автома
тики, 4 — блок автоматики безопасности, 5 — кнопка «Пуск» автоматики; 6 — блок авто-
матики регулирования, 7 — регулировочная игла, 8 — колено коллектора, 9 — газовый край;
10 — смотровое зеркало, 11 — литая инжекционная горелка, 12 — патрубок ввода возврат-
ной воды, 13 — термометр, 14 — змеевик теплообменника, /5 — патрубок выхода горячей
воды, 16 — датчик температуры воды, 17 — короб дымоотвода, /8 — патрубок дымоотвода,
19 — магнитный замок дверки, 20 — термоизолироваиная крышка аппарата, 21— откидная
дверка аппарата, 22—запальная горелка, 23 — торцевой шибер смесителя горелки)
жебных помещений площадью до 150 м2. В конструкцию отопи-
теля входят теплообменник, горелочные устройства, блоки авто-
матики. Теплообменник 14 выполнен в виде сварного штампован-
ного радиатора, размещенного горизонтально и имеющего со сто-
роны задней стенки аппарата трубы входа и выхода воды. Выход
продуктов сгорания организован также через заднюю стенку. Пе-
ред патрубком дымоотвода 18 создана специальная полость — ко-
роб 17, служащий для стабилизации тяги в камере сгорания. Го-
релка И инжекционная, чугунная. Горизонтально размещенная
запальная горелка спарена с датчиком контроля пламени. Авто-
матические устройства построены на принципе пневматических
устройств мембранного типа и включают блок безопасности и
блок регулирования, соединенные с датчиками контроля пламени,
тяги и температуры воды Датчики представляют собой пневмо-
реле типа «сопло—заслонка», разработанные Мосгазниипроектом,
и имеют термочувствительные элементы. Датчик контроля пла-
мени имеет нормально открытый клапан Датчики тяги и темпе-
ратуры воды — нормально закрытые.
433
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Отопительный аппарат с водяным контуром АОГВ-6-3-У пред-
назначен для помещений, оборудованных системой водяного
отопления. Аппарат выполнен в виде прямоугольной тумбы с за-
щитно-декоративным лакокрасочным покрытием, в верхней части
которой расположены газоотводящее устройство и датчик тяги.
Вдоль правой стенки аппарата расположены предохранительные
и регулирующие подачу газа устройства: клапан магнитный газо-
вый, терморегулятор, кран газовый, термопара. На лицевой
стенке аппарата имеется прикрытое прозрачной крышкой отвер-
стие для розжига и визуального контроля горения основной и за-
пальной горелок. К каркасу аппарата, образованного боковыми
стенками, крепится теплообменник. Теплообменник сварной, ци-
линдрической формы, образует в нижней части камеру сгорания,
охлаждаемую водой.
Техническая характеристика- номинальная тепловая нагрузка 6980 Вт;
номинальное давление газа 3000 Па; кпд не менее 80 %; габаритные раз-
меры, мм —длина 415, ширина 380, высота 800; масса 37 кг.
В заключение рассмотрим газовый бытовой комбинированный
аппарат с водяным контуром АКГВ-20 (рис. 9.7) двухфуикцио-
Рис. 9.7. Газовый комбини-
рованный бытовой аппарат
с водяным контуром
АКГВ-20.
/ — основная горелка; 2 —за-
пальная горелка; 3 — теплооб-
менник; 4 — змеевик; 5 — тяго-
стабилизирующее устройство,
6 — автоматика безопасности
и регулирования, 7 — обли-
цовки,
налыюго назначения — для отопления
помещений с теплопотерями до 18 560 Вт
и горячего водоснабжения (непрерывный
подогрев протекающей через аппарат
воды, потребляемой для бытовых нужд).
Используется преимущественно в одно-
этажных домах и отдельных квартирах
в районах с умеренным климатом. Про-
дукты сгорания отводятся в дымоход.
Аппарат напольного исполнения, имеет
прямоугольную форму. Основные сбороч-
ные единицы аппарата: основная и за-
пальная горелки, теплообменник, змее-
вик, тягостабилизатор, автоматика без-
опасности и регулирования, обли-
цовка.
Автоматика безопасности и регулиро-
вания обеспечивает: доступ газа к основ-
ной горелке только при наличии пламени
на запальной горелке; контроль и регу-
лирование температуры воды в теплооб-
меннике; прекращение подачи газа к ос-
новной и запальной горелкам при отсут-
ствии разрежения в дымоходе. Элементы
управления аппаратом (кнопка электро-
магнитного клапана, ручка газового кра-
на) расположены с лицевой стороны ап-
парата, за открывающейся передней двер-
кой. Наблюдение за работой основной и
434
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
запальной горелок осуществляется через окно, расположенное
в нижней части передней дверки.
Техническая характеристика, тепловая мощность основной горелки
23 000, запальной 410 Вт; расход газа 0,87 м3/ч; кпд в режиме отопления
не менее 80, в режиме горячего водоснабжения — не менее 75%; со-
держание окиси углерода в продуктах сгорания не более 0,05 об.%; диа-
метр патрубка дымохода 150 мм; диапазон регулирования температуры
воды в теплообменнике от 50 до 90 °C; присоединительная резьба шту-
церов для подвода газа 3Д, для подвода и отвода воды в отопительной
части 2, для подвода и отвода воды горячего водоснабжения труб. '/2ZZ;
1абаритные размеры, мм,— высота 1475, ширина 550, глубина 550; масса
155 кг.
Применение аппарата АКГВ-20 дает возможность удовлетво-
рить индивидуальные потребности населения в местном водяном
отоплении и горячем водоснабжении в зависимости от конкретных
бытовых условий и спроса.
Отопители с передачей тепла конвекцией и излучением. Для
сезонного обогрева жилых помещений в южных и восточных райо-
нах страны могут быть использованы газовые воздухонагреватели:
камины радиационного и конвективного действия.
Воздухонагреватель (камин) «Амра» (рис. 9.8) предназначен
для местного обогрева помещений с теплопотерями до 2320 Вт.
Аппарат радиационного конвективного типа с отводом продуктов
сгорания в дымоход. Комплектуется 27-л баллоном с регулятором
давления типа «Балтика».
Аппарат состоит из: корпуса 1 штампованного, сборного, с ре-
шетчатыми передней и боковыми стенками; блока автоматики без-
опасности 2, отключающего подачу газа на излучатель в случае
его произвольного погасания; теплообменника 3 сварного, штам-
пованного, обеспечивающего выход продуктов сгорания, отходя-
щих от излучателей; горелки 4 инфракрасного излучения с кера-
мической насадкой; дымоотводящего патрубка 5, который служит
для отвода продуктов сгорания; регулятора тяги 6, автоматиче-
ски изменяющего тягу в дымоходе.
Техническая характеристика: тепловая мощность излучателя 2900 Вт;
расход газа 0,109 м3/ч; минимальное разрежение в дымоходе 3 Па;
кпд 80%; масса (без баллона) 16 кг.
Камин состоит из штампованного цельносварного корпуса. Для
присоединения камина к баллону со сжиженным газом посредст-
вом шланга имеется специальная арматура (присоединительный
ниппель). Управление горелкой осуществляется при помощи проб-
кового краника и клапана, укрепленных на боковой стенке кор-
пуса. Ручка краника и кнопка клапана выведены на боковую сто-
рону корпуса. В конструкции краника предусмотрена фиксация
его от случайного открытия. Нормальная работа камина обеспе-
чивается конструкцией горелки, подача газа в которую произво-
дится через сопло с определенным диаметром выходного отвер-
стия. Горелки камина — инфракрасного излучения. Камин снабжен
электромагнитным клапаном, работающим от нагрева термопары,
435
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 8 Газовый отопительный
аппарат «Амра»
Рис 9 9 Газовый отопительный аппа-
рат АОГ-5
/ — облицовка, 2 — камера сгорания, 3 — уст
ройство запальное 4 — горелка, 5 — коллек
тор, 6—трубка запальника, 7 — токопровод
пьезоэлектрического устройства, 8—термо
пара, 9 — экран, !0 — канал стенной
установленной в зоне горения горелки. Время включения и вы-
ключения подачи газа клапаном 30—35 с.
Аппарат отопительный АОГ-5 (рис. 9.9) предназначен для
местного обогрева жилых и служебных помещений малоэтажной
застройки с объемом 75—95 м3 (площадью до 30 м2) и работает
по принципу конвективной теплопередачи. Отопительный аппарат
устанавливается у наружной стены помещения. Продукты сгора-
ния выводятся через дымоотводящий патрубок, заделанный
в стену обогреваемого помещения. Подсос необходимого для го-
рения газа осуществляется через тот же патрубок.
Камин может выпускаться в двух исполнениях по оснащенно-
сти и в двух исполнениях по внешнему виду: с пьезоэлектриче-
ским (магнитоэлектрическим и др.) запальным устройством или
без него; со сплошной защитно-декоративной облицовкой, с руч-
ками управления, выведенными в верхний правый угол облицовки
на лицевой стороне; с защитно-декоративной облицовкой, имею-
щей дверцу в правой стороне, за которой расположены ручки
управления.
Камин состоит из следующих основных сборочных единиц- об-
лицовки 1, камеры сгорания 2, стенного канала 10, коллектора 5,
запального устройства 3, горелки 4.
436
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Камера сгорания 2 представляет собой сварную конструкцию,
выполненную из двух штампованных стенок с ребрами жесткости,
канала для подсоса воздуха и дымоотводящего патрубка Камера
сгорания конструктивно выполнена тремя отсеками — камера сго-
рания, камера уходящих газов и воздушный канал. В нижней
части камеры сгорания установлена горелка 4, в нижней передней
части на уровне горелки установлены запальное устройство 3 и
смотровое окно. Стенки камеры сгорания с наружной и внутрен-
ней сторон покрыты силикатной эмалью темного цвета.
Стенной канал выполнен из двух сборочных единиц наружного
короба и внутреннего короба с фасадной решеткой. В собранном
виде стенной капал представляет собой две полости, изолирован-
ные друг от друга. Через малую полость осуществляется выброс
продуктов сгорания за пределы помещения, а через большую по-
лость—подсос воздуха к горелке. Фасадная решетка предохра-
няет обе полости от попадания в них посторонних предметов. По-
лости канала покрыты силикатной эмалью темного цвета, а фа-
садная решетка — термостойкой эмалью светлых тонов.
Коллектор 5 состоит из электромагнитного клапана, крана,
пьезоэлектрического устройства (или без него), фильтра (при ра-
боте камина на сжиженном газе коллектор фильтром не комплек-
туется), термопары, трубы и соединительных элементов. Электро-
магнитный клапан с термопарой запальной горелки являются ав-
томатикой безопасности по горению. При прекращении подачи
газа или погасании пламени запальной горелки клапан полно-
стью прекращает подачу газа к основной и запальной горелкам.
Инжекционная горелка 4 установлена в нижней части камеры
сгорания и состоит из корпуса со смесителем и огневой насадки.
На корпусе имеется устройство (шибер), которое служит для ре-
гулировки подачи воздуха, тройник со штуцером для присоедине-
ния коллектора. Через тройник осуществляется замена сопел при
работе камина с различной теплотой сгорания.
Техническая характеристика номинальная тепловая мощность основ-
ной горелки 5815±580 Вт, запальной 290±29 Вт; расход газа основной
горелки при номинальном давлении 3,0 кПа 0,22 м3/ч; кпд не менее 80 %;
диаметр стенного канала 200 мм, толщина стены, в которой может быть
установлен стенной канал, 280—410 мм, расстояние от пола до оси стен-
ного канала 585 мм, расстояние от пола до оси входного газопровода
640 мм, диаметр газопровода труб. ’Л", габаритные размеры, мм,— высота
и ширина 720, глубина 230, масса не более 35 кг
5. АВТОМАТИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
БЕЗОПАСНОСТИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
БЫТОВЫХ ГАЗОВЫХ ПРИБОРОВ
Накопленный опыт использования газа
для целей приготовления пищи, для горячего водоснабжения и
отопления привел к созданию различных приборов и установок,
работающих на газовом топливе. Одним из преимуществ газового
топлива является возможность автоматическою контроля и регу-
437
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
лирбвания процессов сжигания газа. Устройства автоматического
регулирования и безопасности могут применяться как совместно,
так и раздельно.
Автоматизация процессов использования газового топлива не-
посредственно в жилых домах необходима в целях обеспечения
пищеприготовления, отопления и горячего водоснабжения, без-
опасности и удобства пользования. Автоматические устройства,
применяемые в бытовых газовых приборах и аппаратах, по сво-
ему назначению подразделяются на три основные группы: уст-
ройства, обеспечивающие удобство пользования; устройства, по-
вышающие надежность, безотказность и долговечность работы
аппаратов; устройства безопасности. Такое подразделение авто-
матических устройств по группам не является обязательным, так
как большинство устройств автоматики или их комплексы явля-
ются средствами повышения безопасности и могут относиться
к последней группе устройств. Все эксплуатируемые в СССР бы-
товые газовые приборы в той или иной степени в настоящее
время снабжены такими устройствами.
Автоматические устройства бытовых газовых плит. Основная
масса современных газовых плит в нашей стране выпускается без
автоматических устройств. Однако в последнее время в плитах
повышенной комфортности (высшего класса) предусматриваются
автоматическое зажигание горелок, терморегулирование духового
шкафа, контроль пламени. Кроме того, для удобства пользования
они оснащаются лампой подсветки. Простейшая схема электропи-
тания лампы подсветки показана на рис. 9.10. На плитах повы-
шенной комфортности автоматический розжиг горелок, освещение
духовых шкафов совмещены в одной схеме (рис. 9.11). Данная
схема предусматривает электропитание переменным током на-
пряжением 220 В через разделительный трансформатор. Через
переключатели В1 и В2 обеспечивается питание электролампы
подсветки и электроискрового зажигания горелок. На плитах раз-
рядники включаются нажатием отдельной кнопки, без участия
крана.
Для автоматизации процесса розжига в настоящее время на-
чинает широко применяться система пьезозажигания. Принцип
пьезозажигания построен на использовании пьезоэффекта — эф-
фекта генерирования высоковольтных импульсов малой длитель-
ности. На рис. 9.12 показано пье-
зокерамическое устройство, при-
меняемое для газовых плит
В общем корпусе 8 находится два
пьезоэлемента 1 с изолирующей
обоймой и высоковольтным вы-
водом 2, размещенным в трубке 4
и изоляторе 3. В этом же кор-
пусе установлен боек 6 с пружи-
ной 7, возводимой при повороте
ручки крана с помощью штока 9.
Рис 9 10 Схема электропитания
лампы подсветки
438
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 9.11. Электросхема
плиты повышенной ком-
фортности.
04
При каждом повороте крана боек ударяет по торцу 5 пьезоэле-
мента, вызывая импульсы тока напряжением 10—15 кВ. Этот им-
пульс достаточен для получения искрового разряда в разряднике,
установленном у зоны пламени горелки. Наилучший эффект дает
использование пьезозажигания на горелке с верхним пламенем уп-
равления, где за счет наличия кольцевой зоны горючего газа не
требуется ориентирования огневых отверстий горелки по оси ис-
крообразования. Этот же способ используется и для переносных
зажигалок газовых плит.
В настоящее время освоено серийное производство бытовых
газовых плит ПГ4-ВК, оборудованных автоматикой контроля пла-
мени горелок и терморегулирования духового шкафа. Автоматика
контроля пламени представляет собой систему термопар, уста-
навливаемых у зоны пламени горелок датчика и связанных
с электромагнитным клапаном, встроенным в кран горелки. На
рис. 9.13 показан такой кран
с двумя датчиками от двух го-
релок духового шкафа — ос-
новной и жарочной. Спай тер-
мопары (рис. 9.14), устанавли-
ваемой у горелки, возбуждает
при нагреве тэдс, передавае-
мую электромагниту 2
(рис 9.13), который связан
штоком и подпружиненным
клапаном, перекрывающим
вход в газовый кран. Клапан
при зажигании открывается
осевым нажатием на рукоятку
крана через шток 6. Далее
в процессе работы горелки
клапан удерживается в откры-
-клапан, рассчитанный на
Lr 9
Рис 9 12 Схема устройства пьезоза-
жигания
439
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 13 Кран клапан, сдвоенный для двух горелок духового шкафа
/—стержень крана 2 — якорь электромагнита 3 — крышка 4 — прокладка, 5 —
корпус, 6 — шток, 7 — пробка крана, 8 — уплотнение, 9 — тарелка, /0 — пружина,
// — фланец крана, 12 — винт
том состоянии электромагнитом. При охлаждении спая термопары
и снижении тэдс в случае погасания горелки пружина возвращает
клапан в закрытое положение. Термопара ТХК (хромель-копель)
при нагреве до 400—500 °C обеспечивает тэдс до 15 мВ.
Автоматическое регулирование подачи газа на газовые горелки
в зависимости от температуры нагрева духового шкафа осущест-
вляется благодаря большей разнице в коэффициентах объемного
расширения при нагревании- у латуни К= 19- 10_6, у сплава ин-
вара А^О.
Работа терморегулятора осуществляется по принципу пропор-
ционального действия До зажигания горелок духового шкафа его
температура равна температуре помещения, и клапан 4 находится
в максимально возможном открытом положении. Для автомати-
ческого поддержания заданной температуры нагрева духового
Рис 9 14 Термопара (двойная) ТХК
/ 7 — трубки 2 8 — изоляторы 3 6 — проводники, 4, 5 — термоэлемент 9 —
корпус, 10 — втулка, // — шайба
440
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
шкафа плиты в основном применяется терморегулятор, исполь-
зующий свойства твердых тел увеличиваться в объеме при их
нагреве. Терморегуляторы для плит состоят из термоэлемента,
помещаемого в объем духового шкафа для контроля темпера-
туры нагрева; узла газового клапана, с помощью которого регу-
лируется подача газа к горелкам в зависимости от температуры
нагрева духового шкафа, и узла регулировки для настройки тер-
морегулятора на заданную температуру нагрева. На рис. 9.15 по-
казан дилатометрический терморегулятор. Трубчатый стержень 1
дилатометра, введенного в зону духового шкафа, за счет линей-
ного расширения при нагреве толкает подвижной клин 5 и через
шарик 4 передает усилие толкателю 3. Последний перемещает
подпружиненный клапан 2, регулируя подачу газа на горелку.
Терморегулятор встроен в газопровод горелки и настраивается
на заданный режим рукояткой, выведенной на лицевой щиток
плиты. Терморегулирование производится в диапазоне 150—350 °C
по шкале, имеющей восемь положений через 20 °C.
Разработаны и системы комплексной автоматизации, например
система АРК-БП-1 Мосгазниипроекта (рис. 9.16), которая обеспе-
чивает следующие функции: автоматический розжиг горелок спи-
ралью накаливания; автоматическое отключение горелок при по-
гасании запальника или основной горелки или прекращении по-
дачи газа; повторный автоматический розжиг после случайного
погасания пламени основной горелки (задувание или залива-
ние ее).
Функции безопасности не связаны с электропитанием и могут
использоваться при зажигании горелок спичкой.
Проведенными испытаниями автоматики в эксплуатационных условиях было
установлено: прибор надежно разжигает горелки плиты при кратковременном
нажатии на пусковую кнопку и поджигает их при случайном погасании пла-
мени, клапан-отсекатель надежно фиксируется в положение «Пуск» на время,
определенное его настройкой, что исключает необходимость удержания пуско-
вой кнопки в нажатом состоянии, автоматика контроля и дистанционною роз-
жига допускает безопасную эксплуатацию газовой плиты и при отсутствии
электроэнергии, продолжая осуществлять контроль пламени; все временные по-
казатели работы автоматики оказались меньше 1 мин, что следует считать
вполне удовлетворительным
Автоматические устройства газовых проточных водонагрева-
тельных аппаратов в настоящее время в нашей стране выполняют
функции отключения газового тракта при недостатке или отсут-
ствии протока воды и отсутствии подачи газа. Устройство роз-
жига у водонагревателей не предусмотрено, хотя наличие запаль-
ного пламени позволяет осуществлять автоматический розжиг
основной горелки в процессе пользования при включении и вы-
ключении водоразбора. Перед каждым пользованием необходимо
производить ручной розжиг. За последние годы промышленностью
освоен выпуск проточных водонагревателей с автоматическим
устройством по отключению подачи газа в случае недостатка или
отсутствия тяги в дымоходе. Последней автоматике должно быть
уделено особое внимание, поскольку при отсутствии достаточного
441
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 15 Дилатометрический терморегулятор духового
шкафа.
разрежения в дымоходе продукты сгорания могут поступить в по-
мещение, вызывая несчастные случаи.
Схема автоматики безопасности водонагревателя типа ВПГ
без автоматического отключения подачи газа к горелке при от-
сутствии тяги в дымоходе является схемой термомеханического
типа. На рис. 9 17, а показано состояние автоматики при работе
водонагревателя, когда нагретая биметаллическая пластина 1
сжата, клапан 2 открыт и газ поступает в основную горелку 3.
При исчезновении запального пламени биметаллическая пластина
охлаждается и закрывает клапан 2. Газ на запальную горелку
поступает независимо от положения клапана (закрыт или от-
крыт). Автоматика по отключению подачи газа при отсутствии
протока воды состоит из водяной камеры 4, в которой размещена
разделяющая чашечная мембрана 5. Через тарелку 6 мембрана
связана штоком 7 через уплотнительные сальники 8 и 9 с клапа-
Рис 9 16 Схема АРК для бытовой газовой плиты.
442
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
о м
3.
6 6
2
11
7
8
4
6
5 12
Горячая „
вода ЭД
75Ч
Газ!
Холодная,
вода*’"'
10
9
3
Рис 9 17 Схема автоматики безопасности газовых бытовых проточных
водонагревателей
а — без устройства по отключению газа при отсутствии тяги, б — с устройст
вом по отключению газа при отсутствии тяги
ном 10 При закрытых кранах водоразбора давление воды в верх-
ней и нижней частях камеры выравнено (за счет наличия пере-
пускного канала) и мембрана занимает нижнее положение При
открытых крапах вода, истекающая через трубку Вентури 12, ин-
жектирует воду из верхней части камеры через канал с разме-
щенным в нем шариковым замедлителем Мембрана за счет па-
дения давления в верхней части камеры поднимается и через
шток 7 открывает газовый клапан 10 Клапан в результате дей-
ствия шарикового замедлителя открывается плавно. В полость
газового узла газ подается через пробковый кран 13, который ра-
ботает последовательно «газ на запальник — на основную го-
релку» При прекращении водоразбора мембрана опускается и
газовый клапан под действием пружины 14 отсекает доступ газа
к основной горелке Система мембранного привода штока газо-
вого крана в настоящее время является единственным применяе-
мым автоматическим устройством для блокировки «вода—газ»
в проточных водонагревателях Как правило, для обеспечения
перетекания воды из надмембранной полости и снижения в ней
давления в них применяется трубка Вентури, обеспечивающая на-
дежное перекрытие подачи газа при прекращении водоразбора
Газовый блокировочный кран 13 осуществляет принудительную
последовательность включения запальной горелки и подачу газа
к основной горелке 3 Газовый блокировочный кран снабжен од-
ной ручкой, поворачивающейся слева направо с фиксацией в трех
положениях (рис. 9 18), как было описано ранее. Регулирование
количества поступающего газа на основную горелку осуществля-
ется поворотом ручки в предепах положения 2—3
Схема автоматики безопасности проточных водонагревателей
типа ВПГ с автоматическим отключением подачи газа к основной
443
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 18 Положение ручки газовою крана при включении газового проточного
водонагревателя типа ВПГ
1 — газ закрыт на запальник и на горелку, 2 — газ полностью открыт на запальник,
а на горелку закрыт Для включения горелки необходимо нажать на ручку до
упора и повернуть по часовой стрелке до положения 3, 3 — газ иа запальник и на го-
релку полностью открыт Регулирование горения горелки осуществляется поворотом ручки
в пределах положения 2—3
горелке при отсутствии тяги показана на рис. 9.17, б. Эта авто-
матика работает на основе электромагнитного клапана ЭМК-П-15.
Датчиком тяги является биметаллическая пластина I с клапаном,
которая установлена в районе тягопрерывателя водонагревателя.
В случае отсутствия тяги продукты сгорания смывают пластину
и она открывает сопло датчика. При этом пламя запальной го-
релки уменьшается, поскольку газ устремляется к соплу. Термо-
пара 2 клапана ЭМК-П-15 3 остывает, и он перекрывает доступ
газа на горелку Электромагнитный клапан, показанный на
рис 9.19, встраивается на вводе газа, перед газовым краном. Пи-
тание ЭМК обеспечивает хромель-копелевая термопара, введен-
Рис 9 19 Электромагнитный ктапан ЭМК II 15
/ — кнопка, 2, 3 —пружины, 4 — кчапан 5 — шток, 6— якорь,
7 — сердечник, 8 — корпус
444
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ная в зону пламени запальной горелки. При нагреве термопары
возбужденная тэдс (до 25 мВ) поступает на обмотку сердечника
электромагнита, который удерживает связанный с якорем клапан
в открытом состоянии. Открытие клапана осуществляется вруч-
ную с помощью кнопки, выведенной на переднюю стенку обли-
цовки аппарата. При погасании пламени неудерживаемый элек-
тромагнитом подпружиненный клапан перекрывает доступ газа
к горелкам. В отличие от других электромагнитных клапанов
в клапане ЭМК-П-15 благодаря последовательному срабатыва-
нию нижнего и верхнего клапанов нельзя принудительно выклю-
чить из работы автоматику безопасности путем закрепления ры-
чага в нажатом состоянии (как это иногда делают потребители).
До тех пор, пока нижний клапан не перекроет проход газа в ос-
новную горелку, поступление газа в запальную горелку невоз-
можно.
Для блокировки тяги используются те же ЭМК и эффект по-
гасания запальной горелки. Биметаллический датчик, размещен-
ный под верхним колпаком аппарата (в зоне обратного потока
горячих газов, возникающего при прекращении тяги), нагреваясь,
открывает клапан сброса газа из трубопровода запальной го-
релки. Горелка гаснет, термопара охлаждается и ЭМК перекры-
вает доступ газа к аппарату (рис. 9.20).
Автоматическое зажигание в проточных водонагревателях
ВПГ-25 осуществляется по схеме, показанной на рис. 9.21, и при-
водится в действие нажатием кнопки, выведенной на переднюю
стенку аппарата.
На рис. 9.22 показана принципиальная схема автоматики
АБ-ВП к водонагревателям типа ВПГ. В данной схеме блок ав-
томатики горелок и датчик тяги включены в одну принципиаль-
ную схему, которая работает следующим образом. После пово-
рота рукоятки 7 газового крана в положение, соответствующее
подаче газа на запальную горелку, воздействуя на кнопку 8, по-
даются газ через сопло 9 и зажигается запальник 5. Действием
пламени запальника биметаллическая пластина 6 через блок-
Рис 9 20 Датчик тяги
I — ктапан, 2, 3 — гайки, 4 — штуцер
Рис 9 21. Электрическая схема роз-
жша газового проточного водонагре-
вателя ВПГ-25
Rl, R2 — резисторы. Cl, С2 — конденса
торы VD — диод FV — разрядник двух-
электродный, SI — геркон, TI — транс-
форматор импульсный
445
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 22 Принципиальная схема
автоматики АБ-ВП к водонагре-
вателям типа ВПГ.
кран 4 реализует подачу газа на
основную горелку 17, которая вос-
пламеняется от запальника 5. Би-
металл 6 одновременно через шток
10 и мембрану 11 отводит подпру-
жиненную заслонку от сопла 12,
реализуя подачу газа на запаль-
ник 5 через нормально открытое
сопло 13 датчика тяги 1, минуя
пусковой узел 3, поэтому после вос-
пламенения основной горелки 17 от
запальника 5 пусковую кнопку мо-
жно освободить. При погасании
пламени биметаллическая пластина
6 в обычном порядке прекращает
подачу газа на горелку 17 через
серийный блок-кран. Подача газа
на запальник также прекращается,
так как при отсутствии пламени,
биметалл 6 через шток 10 и мем-
брану 11 освобождает подпружи-
ненную заслонку, прикрывающую
сопло 12 узла контроля пламени 2.
При нарушении тяги под тягопре-
рывателем 16 от воздействия про-
дуктов сгорания биметалл 15, прогибаясь, освобождает подпружи-
ненную заслонку 14, которая закрыв сопло 13, прекращает по-
дачу газа на запальник 5, что приводит к полному прекращению
подачи газа на водонагреватель, как описано выше.
Автоматические устройства газовых отопительных аппаратов
(емкостных водонагревателей с водяным контуром). Эти аппа-
раты отечественного производства оснащаются устройствами по
отключению газового тракта при отсутствии подачи газа и раз-
режения в дымоходе. Дополнительно они оборудуются автомати-
кой регулирования температуры теплоносителя (воды). Принци-
пиально автоматические устройства безопасности не отличаются
от применяемых в проточных водонагревателях.
На рис. 9.23, а показана принципиальная схема автоматики
безопасности и регулирования емкостного водонагревателя АГВ-80.
Газ из подводящего газопровода поступает через сетчатый
фильтр 1, где освобождается от твердых частиц. При открытом
газовом кране 2 газ дальше пройти не может, так как электро-
магнитный клапан 3 находится в закрытом положении. При на-
жатии на кнопку электромагнитного клапана газ пойдет только
к запальнику 7, который и следует разжечь вручную. Зажженный
запальник будет давать два факела пламени: один — направлен-
ный в сторону горелки 8, другой — на термопару 6. При достаточ-
ном нагреве термопары кнопка опускается и электромагнитный
клапан переводится в рабочее положение (оба его клапана, как
446
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
показано, открыты). Газ, пройдя терморегулятор ё, пойдет чёрёй
сопло 9 в горелку и, смешиваясь с первичным воздухом, будет
выходить из насадки горелки 8, где и будет зажжен пламенем
запальника. Горячие продукты сгорания войдут в жаровую трубу
п нагреют воду в баке 4, трубка терморегулятора 5 будет уд-
линяться и отводить инваровый стержень влево, при этом система
рычагов с пружиной в терморегуляторе тоже будет отклоняться
влево. Наконец, температура воды достигнет установленного зна-
чения, и произойдет переброс рычагов влево под действием своей
пружины. Пружина газового клапана терморегулятора подаст
клапан влево и закроет проход газу на горелку водонагревателя.
Горелка погаснет, а запальник будет продолжать гореть, так как
он питается газом через электромагнитный клапан 3. При горя-
чем водоразборе в нижнюю часть бака поступает холодная вода
и за счет возникающих конвективных потоков снижает темпера-
туру воды в баке, а если горячий водоразбор велик, то через
некоторое время и к термоэлементу терморегулятора подойдет
слой холодной воды. Трубка терморегулятора охладится и умень-
шится в длине, инваровый стержень будет сдвинут вправо и от-
кроет газовый клапан терморегулятора. Газ снова пойдет к го-
релке 8 и будет зажжен пламенем запальной горелки 7. Вода
в баке 4 снова будет нагреваться до заданной температуры.
В случае погасания запальника, что является опасным явле-
нием, произойдет остывание термопары, электромагнитный кла-
пан сработает и закроет проход газа на горелку и запальник.
В настоящее время применяется клапан типа МК-15 с приспо-
соблением к нему датчика тяги, работающего по принципу откло-
нения пламени от термопары (рис. 9 24). Автоматика по тяге
является дополнением к действующему на аппарате АГВ-80 ис-
полнительному механизму безопасности (запальная горелка, тер-
мопара, магнитный клапан) и состоит из датчика тяги, укреплен-
ного под зонтом тягопрерывателя на крышке аппарата, и дрос-
сельной шайбы, осуществляющей распределение газа от магнит-
ного клапана на сопло датчика тяги и запальную горелку. При
работе аппарата сопло датчика тяги нормально закрыто клапа-
ном, и газ от магнитного клапана поступает на запальную и ос-
новную горелки. При отсутствии тяги в дымоходе температура
под зонтом тягопрерывателя повышается. Биметаллическая пла-
стина, служащая для создания герметичности клапана, нагрева-
ясь, поднимает его, отчего давление газа падает. Пламя запаль-
ной горелки, не получая достаточного питания, резко уменьшается
и не достигает термопары, вследствие чего она охлаждается и
перестает намагничивать сердечник магнитного клапана. Якорь
отходит от сердечника, и нижний клапан под действием пружины
полностью перекрывает доступ газа к горелкам. Примерно анало-
гично работает автоматика регулирования и безопасности водо-
нагревателя АГВ-120-1.
При описании емкостного водонагревателя АГВ-120-1 было
сказано, что впереди топки расположен блок автоматики. Топка
447
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
й блок автоматики прикрываются общей дверцей На крышке ко-
жуха закреплен датчик тяги 14, соединенный экранированным
проводом 15, проходящим между кожухом и резервуаром, с бло-
ком автоматики Блок автоматики состоит из терморегулятора
Рис 9 23 Схема автоматики безопасности и регулирования
а — принципиальная схема, б — электромагнитный клапан МК 15 (1 — кнопка 2 — колпа
опорный диск электромагнита 7 — коническая шайба 8 — мембрана 9 — тарелка клапана,
14— корпус, /5 — нажимное кольцо мембраны 16 — шток якоря) в — терморе! улятор (1 —
чувствительного элемента 7 — инваровыи стержень 8 — рычаг 9 —
сильфонного типа с жидкостным наполнителем, электромагнита,
питаемого током термопары, и системы клапанов Терморегуля-
тор, электромагнит, а также датчик тяги управляют клапанами,
перекрывающими доступ газа к запальной и основной горелкам
448
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
б
Выход газа
в горелку
газового емкостного водонагревателя АГВ-80.
чок электромагнита; 3 — пружина якоря; 4 — якорь; 5 — электромагнит с обмоткой; 6 —
/О — шток клапана; 11— седло клапана; 12 — тарелка клапана; 13 — пружина клапана;
седло клапана; 2—пружина клапана; 3 —клапан; 4-— пружина; 5—втулка; 6 — трубка
перекидной рычаг; /0 — перекидная пружина; // — корпус).
Терморегулятор закрывает клапан 7 основной горелки при дости-
жении заданной температуры воды и вновь открывает его при по-
нижении температуры воды на 5—10 °C. Электромагнит перекры-
вает клапан 5 при погасании пламени запальника и остывании
15 Заказ № 614 449
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
От терморегулятора.
Рис 9 24 Схема подключения автома-
тики безопасности по тяге к магнит-
ному клапану, запальной горелке, тер-
мопаре.
1 — горелка основная, 2 — горелка запальная;
3 — термопара; 4 — магнитный клапан, 5 —
датчик тяги; 6 — тройник, 7 — трубка дат-
чика, 3 — шайба дроссельная; 9 — сопло;
10—клапан; 11—пластина биметаллическая
термопары. Датчик тяги с помощью электромагнита перекрывает
клапан 5 при отсутствии тяги в дымоходе (рис. 9.25). Электромаг-
нит служит для полного прекращения подачи газа к горелкам
основной и запальной при погасании последней. Когда запальник
горит и его пламя обогревает конец термопары, ток термопары
протекает через обмотку электромагнита. Сила притяжения элек-
тромагнита достаточна для того, чтобы удерживать якорь 3
в нижнем положении. При этом верхний клапан 5 блока автома-
тики открыт и газ поступает в запальник и через седло 6 на ос-
новную горелку. Если запальник погаснет, то исчезнет ток термо-
пары и электромагнит перекроет доступ газа к запальнику и ос-
новной горелке (клапан 5 закроет отверстия в седле 4). В случае
возобновления подачи газа он не будет поступать в топку и на
запальник. Терморегулятор является прибором двухпозиционного
действия (открыт—закрыт) и предназначен для автоматического
регулирования температуры воды. При повышении температуры
воды в баке керосин, заключенный внутри системы сильфон-ка-
пиллярная трубка — термобаллон, начинает расширяться. Ни тер-
мобаллон, ни капиллярная трубка расширению не поддаются.
Увеличить объем может только сильфон за счет растягивания
своей «гармошки». Вместе с ней поднимается вверх и толкатель 9,
который своим верхним концом воздействует на пружинный меха-
низм, состоящий из опорного рычага 12, перекидного рычага 14
и пружины 15. Вследствие этого пружина срабатывает и рычаг,
перемещая клапан 7 вверх, прижимает его к седлу 6 и перекры-
вает подачу газа на основную горелку. При остывании воды
в баке керосин уменьшается в объеме, сильфон сжимается, си-
стема рычагов с пружиной возвращается на свое место, клапан/
опускается вниз и открывает проход газу на основную горелку.
Настройка терморегулятора на определенный диапазон темпера-
тур осуществляется вращением регулировочной гайки 11 под
сильфоном, ограничивающей степень его растяжения. Настройка
осуществляется по шкале 10, закрепленной на корпусе блока.
Верхний край гайки следует совместить с риской шкалы в ее
средней части. При нагревании воды до установленной темпера-
туры терморегулятор автоматически прекращает подачу газа
450
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 25 Блок автоматики
/ — кнопка, 2 — шток, 3 — якорь; 4, 6 —седла; 5 — клапан; 7 — клапан;
8 — шайба уплотнительная; 9 — толкатель; 10— шкала настройки; 11 —
регулировочная гайка; 12—рычаг опорный; 13 — узел сильфона и термо-
баллона; 14 — рычаг перекидной; /5 — пружина.
к основной горелке. Запальник при этом продолжает гореть. При
понижении температуры воды в водонагревателе на 5—-10 °C
терморегулятор возобновляет подачу газа в основную горелку,
и она загорается от пламени запальника.
Автоматика по тяге состоит из датчика тяги и экранирован-
ного провода, соединяющего датчик тяги с электромагнитом. Ав-
томатика по тяге управляет работой основной и запальной горе,
лок с помощью электромагнита. При прекращении тяги в дымо-
ходе продукты сгорания газа частично поступают в помещение
через щель между тягопрерывателем и крышкой бака и, имея
повышенную температуру, в течение нескольких секунд нагревают
15* 451
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
биметаллическую пластину датчика тяги. В результате электри-
ческие контакты датчика тяги размыкаются (не более чем через
60 с), поступление тока в катушку электромагнита прекращается
и клапан перекрывает доступ газа к запальнику и основной го-
релке.
Разработанная Мосгазниипроектом и серийно выпускаемая
с 1970 г. универсальная автоматика безопасности УАБ-МГП-М
широко применяется в настоящее время для автоматизации газо-
вых коммунальных бытовых приборов.
В настоящее время Мосгазниипроектом разработаны регуля-
торы газовые универсальные типа РГУ в двух вариантах: выпол-
няющем только функции контроля (РГУ-1) и функции контроля
и регулирования (РГУ-2). Область применения Р1У-1 и РГУ-2—
на газовых приборах с резьбой газоподводящей арматуры труб.
1/2, 3/4 и I".
Регуляторы РГУ-1 (взамен автоматики УАБ-МГП-М) состоят
из блока контроля, датчика пламени и датчика тяги.
Регуляторы РГУ-2 состоят из блока контроля и регулирова-
ния, датчика пламени, тяги, регулирования температуры воды
либо давления пара.
Каждый тип регуляторов включает варианты исполнения
применительно к гипоразмеру газового аппарата, на котором он
устанавливается.
Принципиальная схема регуляторов РГУ-1 приведена на
рис. 9.26. При закрытом кране 14 горелки 16 нажатием на
кнопку 2 клапана 1 осуществляется подача газа на запальник 15,
который зажигают. Газ одновременно через гидравлическое со-
противление 10 и через импульсный канал 11 поступает в над-
мембранную полость 5 газового реле, где происходит скачкооб-
разное повышение давления при срабатывании (закрытии сопла)
биметаллическою, нормально открытого реле 12 типа «сопло—за-
слонка» от пламени запальника. При этом мембрана 6 газового
реле перемещается вниз и заслонка 7 перекладывается с дренаж-
ного сопла 8 на сопло 9 источника давления, происходит опорож-
нение надмембранного пространства клапана 3, мембрана с этим
клапаном отходит от седла 4, после чего отпускают кнопку 2 и
открытием крана 14 осуществляют подачу газа на горелку 16.
Если при освобождении пусковой кнопки пламя на запальнике
не гаснет, то регулятор готов к пуску газа на горелку. П шытка
пустить газ на горелку открытием крана 14 до момента срабаты-
вания автоматики (до готовности автоматики к пуску газа на го-
релку) приведет к погасанию пламени на запальнике 15. При по-
гасании пламени запальника биметаллическая заслонка отходит
от сопла 12, давление в надмембранной полости 5 газового реле
падает, при этом подпружиненная заслонка 7 перекладывается
с сопла 9 на сопло 8, надмембранная полость клапана 3 запол-
няется газом и мембрана, опускаясь на седло 4, прекращает по-
дачу газа. При завале дымохода (нарушении тяги в дымоотводя-
щем канале) продукты сгорания в виде нагретых газов поступают
452
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 9 26. Принципиальная схема автоматики РГУ-1.
в помещение из-под тягопрерывателя 17, омывая нормально за-
крытое биметаллическое реле типа «сопло—заслонка», биметал-
лическая заслонка, нагреваясь, отходит от сопла 13, и подача газа
к горелке прекращается в той же последовательности. При пони-
жении давления газа в сети ниже 0,3—0,5 кПа, а также обрыве
импульсных линий 11 в надмембранном пространстве 5 газового
реле давление падает и подача газа к горелкам прекращается,
что обеспечивает самоконтролируемость схемы.
Принципиальная схема регуляторов РГУ-2 приведена на
рис. 9.27. Нажатием на пусковую кнопку 2 клапана 1 при закры-
том кране 26 горелки 21 осуществляется подача газа через дрос-
сель 23 на запальник 22, который зажигают. Под воздействием
пламени запальника биметаллическая пластина датчика 15 при-
крывает сопло, а так как сопло датчика тяги 16 нормально за-
крыто, то в канале контроля 14 давление газа, натекающего че-
рез дроссель 19, резко возрастает (для этого гидравлическое со-
противление дросселя 20 должно быть выбрано значительно
больше гидравлического сопротивления дросселя 19). Под воз-
действием усилия этого давления в полости 10 на эффективную
площадь мембраны 11 подпружиненный микроклапан 12 отходит
от седла 13 и фиксируется в нижнем положении. Пусковую
кнопку 2 можно освободить, так как подача газа на запальник 22
453
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
24-
Рис 9 27. Принципиальная схема автоматики РГУ-2.
будет поддерживаться через открывшееся седло 13. Если сопло
датчика температуры 18 в момент закрытия сопла датчика пла-
мени 15 окажется также закрытым (если температура воды ниже
точки настройки датчика), то вслед за микроклапаном 12 отойдет
от своего седла 4 и мембрана с жестким центром 3, а при откры-
тии крана 26 горелка 21 воспламенится от запальника 22. Откры-
тие седла 4 будет вызвано вследствие повышения давления газа
в полости 5, натекающего через дроссель 20. Это разовьет усилие
на эффективной площади мембраны 6, и двухпозиционная за-
слонка 7 переложится с дренажного 8 на силовое сопло 9. Пор-
ция газа из полости над мембраной через дренажное сопло 8
стравится в линию эвакуации, и в ней установится атмосферное
давление. Мембрана с жестким центром 3 под воздействием дав-
ления газа снизу отойдет от седла 4 и зафиксируется в верхнем
положении. Таким образом, автоматика сработает на запуск, и
газовый аппарат начнет функционировать. При достижении тем-
пературы воды заданного значения, соответствующего настройке
датчика 18, сопло этого датчика откроется и давление в камере
регулирования /7 и в полости 5 резко снизится, а давление в ка-
454
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
нале 14 и в полости 10 практически не изменится (при надлежа-
щем выборе кратности живых сечений дросселей 19 и 20). Это
приведет к перекладке под воздействием пружины заслонки 7
с силового 9 на дренажное сопло 8. Полость над мембраной 3
наполнится газом от источника через силовое сопло 9, и мем-
брана с жестким центром 3, сначала под воздействием веса, а за-
тем— возрастающей разности давлений, устремится к седлу 4
и закроет его. Подача газа на запальник и на горелку будет
поддерживаться только через седло 13 микроклапана 12, а гид-
равлическое сопротивление 23 будет лимитировать расход газа
на горелку 21, запальник будет нормально функционировать,
а горелка перейдет на малый режим горения. При снижении тем-
пературы воды ниже точки настройки датчика 18 седло 4 кла-
пана вновь откроется в изложенной выше последовательности,
и на горелке вновь установится номинальный режим горения.
Разумеется, что в качестве объекта регулирования может быть
принят не только газовый водонагреватель с датчиком темпера-
туры, но и любой другой газовый теплотехнический аппарат (пи-
щеварочный котел с парогенератором, кипятильник и др.) с дат-
чиком типа «сопло—заслонка» с соответствующим регулируемому
параметру чувствительным элементом.
При нарушении тяги в дымоходе 24 или погасании пламени
запальника 22 откроется сопло соответствующего датчика 15
или 16, что приведет к сбросу давления как в канале регулиро-
вания 17, так и в канале контроля 14. Это вызовет закрытие
седла 13 микроклапаном 12 (под воздействием его пружины) и
седла 4 клапаном 3 в описанной выше последовательности. По-
дача газа прекращается как на запальник, так и на горелку. От-
крытие сопла датчика тяги при нарушениях тяги в дымоходе про-
исходит вследствие воздействия нагретых продуктов сгорания
газа на биметаллический чувствительный элемент датчика.
Построение всех датчиков каналов контроля и регулирования
на едином некинематическом элементе «сопло—заслонка» унифи-
цирует регуляторы и упрощает их изготовление и эксплуатацию.
Число контролируемых параметров и разновидностей регулируе-
мых параметров не ограничено.
Как канал контроля, так и канал регулирования обладают
свойством самоконтролируемости, т. е. обрыв соответствующих
импульсных каналов или нарушение их герметичности равно-
сильно открытию соответствующего сопла, а следовательно, вызо-
вет либо полное прекращение подачи газа на горелки, либо пере-
ход горелки на малый режим работы.
Пренебрежимо малые порции газа, стравливаемые регулято-
рами в процессе работы, эвакуируются специальным каналом
в инжекционной части горелки 21 и вместе с основным потоком
газа нормально сгорают.
Из рассмотренной принципиальной схемы регуляторов видно,
что запуск газовых приборов в работу возможен только при за-
крытом кране 26 горелки. Это исключает возможность бескон-
455
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Трольной эксплуатации объекта с зафиксированной в нйжатбМ
состоянии пусковой кнопкой 2 и связанных с этим хлопков в про-
цессе розжига. Таким образом, регуляторы типа РГУ построены
на пассивных, некинематических элементах пневмогидроавтома-
тики и исключают возможность применения шарнирно-рычажных
и прочих, подверженных износу и заклиниванию, элементов и уз-
лов. Регуляторы работают непосредственно от давления рабочей
среды — сжигаемого газа без привлечения прочих источников
энергии.
Технические характеристики, пусковой период (с момента воспламе-
нения запальника до его устойчивой работы при освобожденной пусковой
кнопке) 60 с; время аварийного прекращения подачи газа на горелки при
нарушении тяги в дымоходе 10—60 с, погасании пламени горелок 30 с,
обрыве импульсных трубок канала контроля 8 с, обрыве импульсных тру-
бок канала регулирования 3 с, падении давления газа ниже 0,3—0,5 кПа
8 с; точность поддержания температуры воды ±2 °C; диапазон регули-
рования температуры 40—90 °C; точность поддержания заданного давле-
ния пара ±2,0 кПа; диапазон регулирования давления пара 0—0,06 МПа;
рабочая среда — сжиженный или природный газ; потребляемая энергия —
давление рабочей среды; рабочее давление сжиженного газа 1,5—8,0 кПа;
температура рабочей среды от —10 до +40 °C, температура окружающей
среды от —2 до +35 °C; относительная влажность воздуха 30—90 %; га-
бариты блока контроля и регулирования 90X106X166 мм; габариты
блока контроля 90X106X112 мм, масса не более 2,5 кг.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ
Широкое использование сжиженных угле-
водородных газов для бытовых и ком-
мунальных целей — одно из направле-
ний повышения уровня жизни народа,
максимального удовлетворения его ма-
териальных и культурных потребностей.
Преимущества газа в полной мере про-
являются при его использовании населе-
нием и коммунально-бытовыми потреби-
телями.
Более высокий кпд газовых приборов
позволяет сократить расходы на топ-
ливоснабжение городов, снизить долю
других видов топлива в топливном ба-
лансе, разгрузить железнодорожный
транспорт.
В коммунально-бытовом секторе газ
используется для приготовления пищи,
нагрева воды, расходуемой на хозяйст-
венно-бытовые, санитарно-гигиенические
и технологические цели, отопления, вен-
тиляции и т. д. жилых и общественных
зданий.
1. КЛАССИФИКАЦИЯ УСТАНОВОК,
ПРИМЕНЯЮЩИХСЯ ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
ЖИЛЫХ ЗДАНИИ
Для газоснабжения жилых зданий мо-
гут быть использованы: индивидуальные
баллонные установки, групповые баллон-
ные установки, групповые резервуарные
установки с естественным или искусст-
венным испарением, групповые резерву-
арные установки по получению взрыво-
безопасных смесей газа с воздухом.
457
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В соответствии с требованиями СНиП II—37—76 и «Правил
безопасности в газовом хозяйстве» индивидуальной баллонной
установкой следует считать установку газоснабжения, имеющую
не более двух баллонов со сжиженным газом. Групповой баллон-
ной установкой следует считать установку газоснабжения, в со-
став которой входит более двух баллонов. Резервуарные установки
допускается проектировать с подземным и надземным размеще-
нием резервуаров, при этом число резервуаров, определенное
расчетом, должно быть не менее двух. Смешение паровой фазы
сжиженных газов с воздухом следует предусматривать в соотно-
шениях, обеспечивающих превышение верхнего предела воспла-
меняемости смеси не менее чем в 2 раза, при этом должны пре-
дусматриваться автоматические устройства для отключения
смесительной установки в случае приближения состава смеси к пре-
делам опасной концентрации или в случае внезапного прекраще-
ния поступления одного из компонентов смеси.
Необходимость приведенной классификации установок сжи-
женных газов вызывается тем, что к ним в зависимости от типа
и суммарного геометрического объема баллонов, подземных или
надземных резервуаров устанавливаются минимально допускае-
мые расстояния до зданий и сооружений различного назначения
и другие требования.
По месту испарения жидкости установки подразделяются на
проточные, обеспечивающие получение паровой фазы постоянного
химического состава в специальных теплообменных аппаратах
(испарителях), и емкостные с испарением сжиженных газов не-
посредственно в расходных резервуарах при помощи специальных
нагревателей (регазификаторов). В качестве теплоносителя для
испарительных установок могут быть использованы горячая вода,
пар, электроэнергия, горячие инертные газы, масла и др. Возмож-
ность применения огневых испарителей должна регламентиро-
ваться специальными техническими условиями, утвержденными
в установленном порядке. В групповых установках по получению
смесей газа с воздухом испарение жидкости происходит вне ре-
зервуара за счет тепла искусственного теплоносителя.
2. БАЛЛОННЫЕ УСТАНОВКИ
СЖИЖЕННЫХ ГАЗОВ
В зависимости от испарительной способ-
ности могут быть запроектированы как индивидуальные, так и
групповые баллонные установки. Область применения того или
иного вида установки определяется в каждом отдельном конкрет-
ном случае исходя из конкретных условий.
Баллонные установки получили широкое распространение
в качестве источников газоснабжения. В настоящее время исполь-
зуется три типа газобаллонных установок. Самым простым из них
является индивидуальная — с одним баллоном вместимостью 50 л
или с двумя баллонами вместимостью 27 л, устанавливаемыми
158
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
непосредственно на кухне. Второй тип — индивидуальные уста-
новки с двумя баллонами, устанавливаемыми вне здания в спе-
циальном металлическом шкафу. Третий тип — групповые 10-бал-
лонные установки с баллонами вместимостью 50 л, устанавли-
ваемыми вне здания в специальном металлическом шкафу, или
групповые газобаллонные установки с баллонами вместимостью
50 л, устанавливаемыми в отапливаемом помещении.
Индивидуальные баллонные установки. Индивидуальные бал-
лонные установки предназначены в основном для газоснабжения
отдельных квартир. Однако при этом необходимо учитывать, что
острая необходимость в использовании сжиженных газов с по-
вышенным содержанием бутанов (до 60 об. %) требует коренной
перенастройки существующих систем газоснабжения с примене-
нием сжиженных газов.
Следовательно, в первую очередь следует изучить условия ис-
пользования сжиженных газов в индивидуальных газобаллонных
установках. Как было указано выше, могут быть использованы
для жилого фонда индивидуальные установки двух типов: шкаф-
ная наружная установка с двумя баллонами вместимостью 50 л
и подачей паровой фазы газа к плите, установленной на кухне,
по специальному газопроводу, идущему от наружного шкафа до
плиты (рис. 10.1); внутриквартирная установка с установкой
на кухне (рис. 10.2) двухгорелочной газовой плиты с баллоном
вместимостью 5 л, трехгорелочной плиты с встроенным баллоном
27 л и двух- и четырехгорелочных плит с баллоном 50 л (в соот-
ветствии с действующими правилами взамен одного баллона
вместимостью 50 л допускается в одном помещении установка
двух баллонов вместимостью не более 27 л каждый, один из ко-
торых является резервным). В первом случае положительные
температуры окружающего баллон воздуха обеспечивают бес-
перебойное газоснабжение потребителей при использовании сжи-
женных газов любой марки. Однако такие установки обладают
повышенной опасностью вследствие возможных утечек газа или
разрыва переполненного баллона, находящегося внутри помеще-
ния, что может привести к образованию взрывоопасных концент-
раций.
При размещении баллонов вне помещения эксплуатация их
более безопасна, однако при низких температурах окружающего
воздуха их испарительная способность резко снижается, а при
достижении определенного температурного минимума отсутствует
вообще. При этом количество неиспарившихся остатков газа
в баллоне может быть весьма значительным и при определенных
условиях достигать 85 %. При установке баллонов в шкафах вне
помещения это обстоятельство значительно усложняет работу
ГНС (увеличение объема работ по сливу неиспарившихся остат-
ков из баллонов). Из-за наличия большого количества неиспа-
рившихся остатков усложняются учет газа на ГНС и работы по
наполнению баллонов, особенно при автоматизации этих про-
цессов.
459
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 1 Шкафная наружная установка
у кирпичной стены с двумя баллонами вмести-
мостью 50 ч для индивидуального пользова-
ния сжиженным газом
1 — скоба, 2 — регулятор давления, 3 — обвязка ре-
гулятора давления 4 -- баллон 5 — шкаф для уста-
новки двух баллонов, 6 — фундамент
Следовательно, при использовании баллона для индивиду-
ально-бытовых, а также производственных нужд важен не только
состав газа, находящегося в баллоне, но и в большей степени
способ установки баллона, т. е. находится ли баллон вне поме-
щения— в шкафной установке или внутри помещения — рядом
с плитой. На основе наблюдений за максимально возможным не-
прерывным отбором паров технического пропана из стальных
баллонов при различных температурах наружного воздуха и раз-
мерах смачиваемых поверхностей уточнены необходимые мини-
мальные смачиваемые площади поверхности баллона и количе-
460
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ства сжиженного пропана в баллоне для нормальной единовре-
менной работы четырех, трех и двух горелок газовой плиты при
постоянном равномерном отборе газа в условиях различных тем-
ператур окружающего воздуха. Из анализа опытных данных по
использованию технического пропана в 50-л баллонах в наруж-
ных газобаллонных установках можно сделать следующие основ-
ные выводы:
— непрерывное i азоснабжение двух, трех и четырех горелок газовой плиты
может быть достигнуто при температуре до — 30 °C при наличии в баллоне
минимального остатка технического пропана 10,6 кг, такой остаток обеспечит
непрерывною подачу паров газа только в две горелки, а для работы трех ю-
релок минимальный остаток пропана должен быть 16 кг; для работы четыре*
горелок требуется почти целиком заполнить баллон пропаном,
— при температуре наружного воздуха ниже —30 °C в баллоне должно
оставаться не менее 17,5 кг газа, при этом можно пользоваться только двух-
горелочными плитами,
— для обеспечения непрерывного газоснабжения при наружной темпера-
туре от — 1 до —10 °C остаток газа в баллоне с техническим пропаном должен
составлять не менее 4—5 кг Если остаток пропана ниже 4 кг, непрерывность
подачи газа может быть нарушена
В практике отечественного газоснабжения наполнение балло-
нов пропаном является исключением, так как ресурсы пропана
ограничены. В основных районах страны (в том числе северных)
в индивидуальных газобаллонных установках используют пропан-
бугановые смеси с достаточно высоким содержанием бутанов
(40—45 %). Поэтому остатки газа в баллонах вместимостью 50 л
наружных установок должны быть значительно большими, чем
это указано в случае применения технического пропана. Кроме
того, наружные температуры должны быть скорректированы
в сторону их повышения.
Индивидуальные потребители, учитывая естественные условия
испарения газа, а также возможные задержки в доставке напол-
ненных баллонов дня замены отработанных, довольствуются зна-
чительно меньшим отбором паровой фазы из баллона, чем это
требуется для работы двух горелок при номинальной тепловой
мощности. Поэтому баллоны возвращаются на ГНС со значитель-
ными остатками газа, как неиспарившимися, так и неиспарен-
ными. В связи с этим, как было подчеркнуто выше, работникам
ГНС необходимо выполнять дополнительные работы.
При газоснабжении квартир от однобаллонных установок
необходимо помнить о следующих требованиях:
— не разрешается установка баллонов с тазом в помещениях, под кого
рыми имеются подвалы и погреба и вход в них осуществляется из этих помеще-
ний (однако при газификации существующего жилого фонда допускается уста-
новка баллонов с газом в помещениях, под которыми имеются подвалы или
погреба и вход в них осуществляется из этих помещений, при условии уплотне-
ния входов и полов (перекрытий) между ними, заделки щелей и выполнения
других мероприятий, исключающих возможность проникновения газа в эти под-
земные сооружения), в цокольных и подвальных помещениях; в жилых комна-
тах, в кухнях, распо тоженных непосредственно под больничными палатами,
аудиториями и классами учебных заведений, а также под фойе, зрительными,
обеденными, торговыми залами и т п ,
461
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
— баллон следует устанавливать в легкодоступном дня осмотра месте И
прочно крепить к стене специальными хомутами,
— нельзя устанавливать баллон против топки отопительной печи,
— объем баллона не должен превышать 50 л при установке внутри жи
лых и общественных зданий,
— баллон следует устанавливать не ближе 1 м от 1азовой плиты или дру-
। ого газового прибора, радиатора отопления, печи, электровыключателей и элек-
трических счетчиков Это расстояние может быть уменьшено до 0,5 м, если
предусматривается экранирование баллона Расстояние до топочных дверок печи
должно быть не менее 2 м
Двухбаллонные установки в случае технической обоснованно-
сти снабжают двумя баллонами, устанавливаемыми б специаль-
ных металлических ящиках, которые крепятся снаружи у стен
здания. Кроме общих требований при монтаже двухбаллонных
установок должны быть выполнены следующие дополнительные
условия: шкаф для баллонов устанавливается не ближе 0,5 м от
дверей и окон первого этажа и 3 м от окон и дверей подвальных
и цокольных помещений, выгребных ям, колодцев погребов и
других заглубленных в грунт сооружений на прочное несгорае-
мое основание и крепится к стене здания металлическими ско-
бами или специальными костылями. Высота основания под шкаф
должна быть не менее 0,1 м от уровня земли. Две дверцы шкафа
облегчают установку и извлечение баллонов, а для его вентиля-
ции в нижней и верхней частях стенок должны иметься прорези
или жалюзийные решетки. В шкафах должны быть предусмот-
рены гнезда для установки в них баллонов, а в задней стене —
узел для крепления регулятора давления. Установка баллонов
с газом на промышленных предприятиях должна быть преду-
смотрена в местах, защищенных от их повреждения внутрицехо-
вым транспортом, от брызг металла и воздействия корродирую-
щих жидкостей и газов, а также от нагрева выше 45 °C.
Размещать баллонные установки, применяемые для снабже-
ния сжиженными газами животноводческих и птицеводческих
ферм следует вне зданий. Допускается предусматривать разме-
щение баллонов внутри оранжерей и теплиц, имеющих вентиля-
цию, обеспечивающую удаление 2/3 воздуха из нижней зоны
помещения.
Для обеспечения газом потребителей на сезонных сельскохо-
зяйственных работах (например, сушка зерна и овощей, выжига-
ние сорняков, борьба с вредителями сельскохозяйственных расте-
ний и т. и.) и при строительстве зданий и сооружений (например,
сушка штукатурки, обогрев сооружений из бетона и т. п.) допу-
скается предусматривать передвижные или переносные баллон-
ные установки сжиженных газов.
Газоснабжение сжиженными газами передвижных буфетов,
столовых и т. п. допускается при наличии проекта, согласован-
ного в установленном порядке с местной организацией по эксплу-
атации газового хозяйства.
На основании изложенного необходимо сделать вывод, что на-
ружные баллонные установки без подогрева могут применяться
462
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
только при положительной температуре наружного воздуха.
В остальных случаях применение баллонов для газоснабжения
возможно только при их внутреннем расположении, т. е. в кух-
нях, однако при условии их заправки техническим бутаном (БТ)
или сжиженными пропан-бутанами летней марки (СПБТЛ) с со-
держанием бутанов не более 60 %.
Групповые баллонные установки. Для газоснабжения жилых
малоквартирных зданий, мелких коммунально-бытовых и про-
мышленных предприятий можно использовать групповые баллон-
ные установки (более двух баллонов) в металлических шкафах
(рис. 10.3). При этом сохраняются условия, предлагаемые для
индивидуальных баллонных установок. Однако необходимо отме-
тить, что групповые баллонные установки допускается использо-
вать для газоснабжения только в исключительных случаях (при
невозможности устройства групповых резервуарных установок).
В случае их применения необходимо иметь в виду, что со-
гласно действующим правилам суммарный объем баллонов в груп-
повой установке не должен превышать 600 л при расположении
ящика у глухой несгораемой стены жилых и общественных зда-
ний и коммунально-бытовых предприятий и 1000 л при разме-
щении ящика в отрыве от здания. При газооборудовании про-
мышленных и коммунальных предприятий допускается у глухой
несгораемой стены установка баллонов общим объемом 1000 и
1500 л с разрывом от зданий. Минимальные расстояния от груп-
повой баллонной установки до зданий и сооружений необходимо
принимать по табл. 10.1.
Таблица 10.1
Минимальные расстояния от групповой
баллонной установки до зданий и сооружений
Здания и сооружения Минимальное расстояние от групповой баллонной установки, м
Жилые, производственные здания промышленных предприятий и другие здания и сооружения степени огнестойкости: I и II 8
III 10
IV и V 12
Общественные здания вне зависимости от степени от- 25
нестойкости (больницы, детские учреждения, кино- театры, клубы, дома культуры, учебные заведения и др.) Временные отдельно стоящие хозяйственные строения 8
(дровяные сараи, навесы и т.п.)
Групповые баллонные установки, как было установлено выше,
могут быть допущены к размещению непосредственно у глухих
46?
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 3 Ящик дпя хранения десяти баллонов вместимостью
по 50 л
/ — крыша, 2 — заклепка; 3— гайка, 4, S ~ боковые стенки, 5 —основа
ние, 6, 1 — соответственно правая и левая дверки, 8 — стойка
несгораемых стен зданий в шкафах. Однако у одного обществен-
ного и коммунально-быгового здания разрешается предусматри-
вать только одну групповую газобаллонную установку. Для газо-
снабжения жи юго дома разрешается предусматривать размеще-
ние не более трех групповых установок на расстоянии не менее
15 м одна от другой. Шкафы следует устанавливать на фунда-
ментах, вокруг которых должна выполняться отмостка шириной
не менее 0,5 м. Групповые баллонные установки должны разме-
щаться в местах, имеющих удобный подъезд для автотранспорта.
Расстояния от шкафов групповой газобаллонной установки до
колодцев, выгребных ям и других подземных сооружений и также
воздушных линий электропередачи и связи должны приниматься
по данным табл. 10.2.
Групповые баллонные установки снабжаются коллекторами
высокого давления, регулятором давления газа РД-32М (или ре-
дуктором), общим отключающим устройством, показывающим
манометром, сбросным предохранительным клапаном. Для обес-
печения бесперебойного снабжения потребителей газом обычно
применяют одну установку с двумя параллельными рядами бал-
лонов, подключаемых к одному регулятору давления.
464
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В случае принятия дополнительных мер по обеспечению но-
минальной испарительной способности (установка баллонов
в отапливаемых помещениях, утепленных обогреваемых шкафах
и др. наружные газобаллонные установки, как исключение,
могут в соответствии с требованиями действующих технических нор-
мативных документов быть допущены для круглогодичного газо-
снабжения. Помещения, в которых размещаются групповые газо-
баллонные установки, могут быть отдельно стоящими или при-
строенными к глухой наружной стене здания. Они должны быть
одноэтажными, выполнены из несгораемых материалов, с легко-
Таблица 10.2
Минимальные расстояния от групповой баллонной установки
до подземных сооружений и воздушных линий
электропередачи и связи
Сооружения и коммуникации
Расстояние от шкафа
групповой баллонной
установки, м
Канализация, теплотрасса, электрокабели
Водопровод, телефонные кабели и друте ком-
муникации
Колодцы подземных коммуникаций выгребные
ямы
Воздушные линии электропередачи напряже-
нием до 1000 В
То же, свыше 1000 В
Воздушные линии телефонной и радиотрансля-
ционной сети
3,5
2
5
5
1,5 высоты опоры
линии электро-
передачи
2
сбрасываемыми покрытиями, безыскровыми полами и без чер-
дака, окна и двери должны открываться наружу. Помещения,
в которых размещаются баллоны, должны быть отапливаемыми,
вентилируемыми, иметь электрическое освещение во взрывозащи-
щенном исполнении. Отопление должно проектироваться водя-
ным или паровым от системы отопления здания или водяным
с естественной циркуляцией от газового емкостного водонагрева-
теля АГВ, устанавливаемого в отдельном изолированном помеще-
нии. Максимальная температура на поверхности нагревательных
приборов должна быть не более 95 °C, температура в помещении
не должна превышать 30 °C. Вентиляция должна проектиро-
ваться из расчета пятикратного воздухообмена в час. Вытяжка
должна предусматриваться из нижней и верхней зоны поме-
щения.
На рис. 10.4 показано размещение 20 баллонов вместимостью
50 л в закрытом помещении с системой водяного отопления от
газового емкостного водонагревателя типа АГВ.
465
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
1
Рис И) 4 Групповая i азобаллонная установка, обо.рсваемая с помощью i азо-
вою водонагревателя
/--отопительные приборы; 2- бак запаса воды, 3 — расширительный бак, 4 — водонагре-
ватель типа АГВ, 5 — дымоход; 6 — свеча сбросного газопровода, 7 — регулятор давления
РД-32М; 8 —клапан предохранительный запорный ПКН, 9 — баллоны
Газопроводы от указанной групповой установки необходимо
прокладывать в грунте ниже зоны промерзания. На газопроводах
в наиболее низких точках, но не ближе 2--3 м от зданий, необ-
ходимо устанавливать конденсатосборники, соответствующие диа-
метру газопровода. При этом подземные газопроводы необходимо
прокладывать с уклоном не менее 0,002 в сторону конденсато-
сборника. Допускается прокладка газопроводов низкого давле-
ния в зоне промерзания грунта на глубине 1,0—1,5 м, однако при
условии установки обогреваемых конденсатосборников. При этом
газопроводы должны иметь теплоизоляцию толщиной 30—40 мм
при коэффициенте теплопроводности 0,7—0,9 Вт/(м-°С). Тепло-
вая изоляция может быть осуществлена по типу бесканальной
прокладки теплопроводов в оболочках из армированного пенобе-
тона, битумоперлита или других материалов.
Вводы газопровода в лестничные клетки должны быть утеп-
ленные, цокольные с установкой отключающего устройства с на-
ружной стороны здания.
При использовании для газоснабжения групповой газобаллон-
ной установки, расположенной в шкафу у стены здания, для соз-
дания температуры, обеспечивающей постоянную номинальную
испарительную способность баллона, металлический шкаф реко-
мендуется обогревать горячей водой от системы отопления здания
466
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Я
- Ввод
в здание
9
Из подающей
линии систе-
мы отопле-
ния здания
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
10
mm:
а
Рис. 10.5. Шкафная групповая баллонная установка, o6oip< н.юмая юрячсй водой от системы отопле-
ния здания.
/ — регулятор давления РД-32М; 2 — клапан предохранительный запорнып ПКИ; 3 — вентиль. -/ — шкаф регулятор-
ного пункта; 5 — коллектор; 6 — штуцер для спуска воды; 7 —фундамент; 8- засыпка корам штом; 9 — трубы обо-
грева установки, 10 — теплоизоляция (минеральная вата), // —свеча сбросного галшров'да.
В обратную
линию
система
отопления
здания
(рис. 10 5). Шкаф групповой газобаллонной установки должен
быть теплоизолирован минеральной ватой толщиной 50—60 мм.
На трубопроводе горячей воды внутри здания на начальном и
конечном участках должны быть запроектированы отключающие
устройства и дренажные трубки на случай слива воды из системы
с целью предотвращения ее замерзания в трубах при возникно-
вении аварийной ситуации или необходимости проведения ремонт-
ных работ. Пуск системы обогрева шкафной установки в эксплу-
атацию рекомендуется осуществлять одновременно с пуском
системы отопления жилых зданий Прокладку газопроводов паро-
вой фазы сжиженного газа следует предусматривать с уклоном
в сторону баллонов. Газопровод паровой фазы от шкафа группо-
вой баллонной установки до ввода в здание необходимо теплоизо-
лировать минеральной ватой толщиной 30—40 мм.
Процесс испарения бинарной пропан-бутановой смеси, как
было указано выше, при отборе паровой фазы из баллона проис-
ходит фракционно, т. е. по мере испарения в баллоне постоянно
увеличивается доля бутановых фракций. Решающее влияние на
испарительную способность баллонов оказывает соотношение
количества пропана и бутанов в газе. Кроме того, по мере отбора
паров из баллона его испарительная способность непрерывно сни-
жается, во первых, за счет уменьшения смоченной поверхности,
через которую осуществляется подвод тепла для кипения сжижен-
ных пропан-бутанов, и, во-вторых, за счет падения температурного
напора, обусловленного повышением температуры кипения вслед-
ствие роста содержания бутанов в жидкой смеси. При оптималь-
ном отборе паров приток тепла из окружающей атмосферы ком-
пенсирует затраты тепла на испарение жидкости, и испаритель-
ная способность баллона уменьшается медленно, приближенно
пропорционально уменьшению смоченной поверхности баллона.
Для определения требуемого числа баллонов можно руководство-
ваться приведенными на рис. 8.1 кривыми непрерывного и опти-
мального отбора паров в зависимости от температуры наружного
воздуха. Этими кривыми и рекомендуется пользоваться при опре-
делении числа баллонов для непрерывного отбора паров. Приме-
нять эти кривые для определения числа баллонов, необходимых
для газоснабжения жилых зданий, трудно, так как потребление
газа характеризуется значительной неравномерностью по часам
суток, а в ночной период приборы не работают вообще. Проще
число баллонов в групповых установках для газоснабжения жи-
лых зданий определять по приводимой формуле, составленной на
основании эксплуатационных данных, учитывающих режим по-
требления газа квартирами: Л^ = 3,62 nqKo/(QnpV), где N — число
рабочих баллонов в групповой установке; п — число газоснабжа-
емых квартир; q — номинальная тепловая мощность газовых при-
боров, установленных в одной квартире, кВт; Ко— коэффициент
одновременности, принимаемый по табл. 3.17; QHp — низшая теп-
лота сгорания газа, кДж; V — расчетная испарительная способ-
ность по газу одного баллона, м3/ч.
468
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Для зимнего периода в средней полосе СССР расчетная испа-
рительная способность одного баллона может быть принята на
основании среднерасчетных данных в пределах от 0,22 до
0,436 м3/ч (для баллонов вместимостью 50 л) или по данным
табл. 8.9. Эти значения пригодны только для установок, предна-
значенных для газоснабжения жилых квартир, так как они учи-
тывают периодичность и неодновременность работы газовых при-
боров. Кроме того, для обеспечения бесперебойности газоснабже-
ния в каждой групповой установке рекомендуется предусматривать
число резервных баллонов, равное числу рабочих баллонов,
и создавать возможность их раздельной и совместной работы.
Пример. Определить число баллонов для групповой установки, расположен-
ной в отапливаемом помещении и снабжающей газом 24-квартирный дом
В квартирах установлены четырехгорелочные плиты повышенной комфортности
ПГ4 ВК Горячее водоснабжение — от газового емкостного водонагревателя типа
АГВ Для обеспечения надежного газоснабжения расчетная температура воз-
духа в помещении принимается +15 °C При остаточном уровне заполнения
15 % и температуре воздуха +15 °C испарительная способность одного бал-
лона (табл 8 1) составит 0,4 м3/ч Тепловая мощность одной плиты составит
14 036 кВт Низшая теплота сгорания газа составит 90 640 кДж Коэффициент
одновременности принимается по табл 3 17 равным 0,233
ЛГ = 3,62 24-14036 0,233 : (90640 0,4) = 7,84 « 8.
Для обеспечения нормального запаса газа в групповой установке должно
быть не менее 16 баллонов
3. ГРУППОВЫЕ РЕЗЕРВУАРНЫЕ УСТАНОВКИ
Для хранения сжиженных углеводород-
ных газов непосредственно у потребителя используются стацио-
нарные и передвижные резервуары различного объема. Установки
газоснабжения с двумя и более резервуарами, предназначенные
для снабжения сжиженным газом различных потребителей, назы-
вают резервуарными. Они бывают надземными и подземными
Надземные установки, как правило, применяют для газоснабжения
предприятий промышленного и сельскохозяйственного производ-
ства, подземные — для газоснабжения промышленных и комму-
нальных предприятий, отдельных многоэтажных жилых и общест-
венных зданий и их групп, а также объектов сельского хозяйства
Число резервуаров определяется расчетом, но должно быт» не ме-
нее двух.
В состав резервуарной установки должны входить: резервуары,
трубопроводы обвязки резервуаров по жидкой и паровой фазам,
запорная арматура, регуляторы давления газа, предохранитель-
ные запорные и сбросные клапаны, показывающие манометры,
устанавливаемые до регулятора давления, штуцеры с кранами
после регуляторов давления для присоединения контрольного
манометра, устройство для контроля уровня сжиженных газов
в резервуарах и испарители (в установках с искусственным испа-
рением). Арматура и приборы групповых резервуарных устано-
вок должны быть защищены кожухами от атмосферных осадков
и повреждений.
469
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Для экономии земельных участков и повышения безопасно-
сти использования газа чаще всего применяют подземную уста-
новку резервуаров. Резервуарные установки должны быть разме-
щены на отведенных для этого площадках с таким расчетом,
чтобы предусмотреть удобные подъезды для автоцистерн и дру-
гого транспорта. Площадки резервуарных установок должны
быть ограждены забором высотой не менее 1,6 м из несгораемых
материалов. Расстояние от резервуарной установки до огражде-
ния должно быть не менее 1 м. На территории резервуарных
установок должны быть углекислотные огнетушители, ящик с пес-
ком и лопата. Число резервуаров в установке определяется ха-
рактером потребителей, районом установки резервуаров (север,
юг и т. д.), расходом газа и объемом используемых резервуаров.
При этом для установок с естественным испарением в качестве
расчетной необходимо принимать температуру грунта в марте —
апреле (для подземных резервуаров), когда фиксируется самая
низкая температура грунта. Для бесперебойного снабжения насе-
ления газом и во избежание перегрузки транспорта объем резер-
вуарных установок рассчитывают, исходя из двухнедельного
запаса газа. Расчет систем газоснабжения от этих установок
с естественным испарением имеет свою специфику, обусловлен-
ную процессом теплообмена между грунтом и резервуарами,
а также теплопроводностью грунта. Максимально допустимый об-
щий объем группы резервуаров должен быть принят по условиям
табл. 10.3, максимальный объем одного резервуара — по
табл. 10.4.
Таблица 10 3
Максимальный общий объем группы резервуаров
Назначение групповой резервуарной установки Максимальный общий объем резервуаров, м‘ при расположении
надземном подземном
Для газоснабжения общественных, жилых и коммунально-бытовых зданий Для газоснабжения промышленных, сель- скохозяйственных предприятий До 5 До 20 До 300 До 300
Минимальные расстояния от резервуаров групповых резерву-
арных установок до зданий и сооружений различного назначения
принимаются в соответствии с требованиями табл. 10.5.
Подземные резервуары следует устанавливать на глубине не
менее 0,6 м от поверхности земли до верхней образующей резер-
вуаров в районах с сезонным промерзанием грунта и 0,2 м в рай-
онах без промерзания грунта.
Минимальные расстояния от резервуарных установок, считая
от крайнего резервуара, до подземных сооружений и линии элек-
470
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
тропередачи следует принимать в соответствии с требованиями
табл. 10.2.
Над трубопроводами обвязки жидкой фазы каждой группы
подземных групповых установок должны предусматриваться
контрольные трубки, выведенные над поверхностью земли на вы-
соту не менее 1 м. При этом должна исключаться возможность
попадания в трубку атмосферных осадков.
Таблица 10.4
Максимальный объем одного резервуара
Общий объем групповой резервуарной установки, м3 Максимальный объем одного резервуара, м3, при расположении
надземном подземном
Передвижные резервуары до 5 1,6 —
Непередвижные резервуары до 20 5 5
То же, свыше 20 до 50 — 10
То же, свыше 50 до 100 — 25
То же, свыше 100 до 300 — 50
Подземные резервуары должны быть защищены от коррозии
в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015—74. Надземные резер-
вуары должны окрашиваться в светлый цвет.
На газопроводе паровой фазы, объединяющем группы резер-
вуаров, должна быть предусмотрена установка отключающего
устройства между группами резервуаров. Отключающее устрой-
ство на газопроводе низкого давления следует предусматривать
после регулятора давления на расстоянии не менее 0,3 м от по-
верхности земли.
Применяемые трубопроводы для групповых баллонных и ре-
зервуарных установок (до потребителей газа) должны предусмат-
риваться, как правило, из стальных труб. Однако для установок
сельскохозяйственного производства сезонного характера допу-
скается присоединение горелок при помощи резинотканевых ру-
кавов.
Условия прокладки газопроводов газовой фазы низкого дав-
ления от резервуарных и групповых баллонных установок до зда-
ний следует принимать с учетом требований табл. 10.6.
На подземных газопроводах паровой фазы следует предусмат-
ривать установку конденсатосборников, объем которых прини-
мается: при искусственном испарении газа — из расчета 4 л на
1 м3 расчетного часового расхода газа; при естественном испаре-
нии— соответствующим диаметру газопровода.
Отключающие устройства на газопроводах низкого давления
от резервуарной установки к потребителям должны предусматри-
ваться на вводах, как правило, снаружи здания; при этом в слу-
чае газоснабжения группы зданий (два и более) следует преду-
471
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 10.5
Минимальные расстояния от резервуаров групповых резервуарных установок до зданий и сооружений
различного назначения
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Характеристика зданий и сооружений потребителей газа Минимальное расстояние, м, при общем объеме резервуаров групповой резервуарной установки, м‘!
от надземных резервуаров от подземных резервуаров
До 5 Свыше 5 ДО 10 Свыше 10 до 20 До 10 Свыше 10 до 20 Свыше 20 до 50 Свыше 50 до 100 Свыше 100 ДО 200 Свыше 200 до 300
Учреждения культурно-бытового об- служивания вне зависимости от сте- пени огнестойкости (административ- ные, детские и лечебные учреждения, учебные заведения, театры, кино- театры, дома культуры и др.) 40 -— — 15 20 30 40 40 75
Жилые, коммунально-бытовые и дру- гие здания вне зависимости от сте- пени огнестойкости здания: здания с проемами в стенах здания без проемов в стенах, обра- щенных к установке 20 15 — 10 8 15 10 20 15 40 40 40 40 75 75
Здания, размещенные на территориях промышленных предприятий и сель- скохозяйственных объектов 15 20 25 8 10 15 25 35 45
Примечания 1. Расстояния в свету между надземными резервуарами должны быть равны диаметру большего смежного резервуара,
•«о не менее 1 м
2 Расстояния между подземными резервуарами должны устанавливаться с учетом глубины заложения, характеристики грунтов и обеспе-
чения удобства вскрытия их для освидетельствования и ремонта, должны быть не менее 1 м.
Таблица 10.6
Условия прокладки газопроводов паровой фазы низкого
давления от резервуарных и групповых баллонных установок
до зданий и сооружений
Установки При естественном испарении При искусственном испарении
В проточных испарителях В резервуарах
Резервуарные Подземная проклад- Подземная про- Подземная про-
с подземными ка с глубиной за- кладка с глуби- кладка с глуби-
резервуарами ложения не выше осевой линии ре- зервуаров с уста- новкой конденса- тосборников ной заложения не менее 1 м с установкой конденсатосбор- ников ной заложения ниже глубины промерзания с установкой конденсатосбор- ников
Резервуарные с надземными резервуарами Надземная или под- земная прокладка, исходя из местных условий То же То же
Групповые бал- лонные с раз- рывами от зданий (согласно табл. 10.1) То же
Групповые бал- лонные, разме- щенные в отапли- ваемых помеще- ниях Подземная проклад- ка с глубиной за- ложения ниже глубины промер- зания с установ- кой конденсато- сборников
Примечания 1. При искусственном испарении в проточных испарителях и со-
держании пропана в газе менее 40 % прокладку наружных газопроводов следует пред-
усматривать ниже глубины промерзания грунта, а при содержании пропана в газе 40 %
и более — на глубине 1 м. Вводы газопроводов в лестничные клетки должны быть цо-
кольными, утепленными.
2. В отдельных случаях при невозможности или нецелесообразности выполнения цо-
кольных вводов газопроводов от подземных резервуаров в здания допускается надземгая
прокладка газопроводов по стенам жилых зданий; при этом газопровод должен про-
кладываться с тепловым спутником в общей изоляции
сматривать установку отключающего устройства на подземном
газопроводе от резервуарной установки в колодце на глубине
йе более 1 м или над землей под защитным кожухом. При раз-
мещении отключающего устройства на вводе в лестничной клетке
или в тамбуре необходимо предусматривать снаружи здания
устройство для удаления конденсата из газопровода.
В настоящее время в СССР распространены групповые резер-
вуарные установки с естественным испарением. Однако учитывая
необходимость газоснабжения с помощью сжиженных газов с по-
вышенным содержанием бутанов (до 60%;, необходимо:
473
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
^.Установка
резервуаров
Газопровод
низкого давления
к потребителю
Установка
испарителя
План
— реконструировать все эксплуатируемые групповые резервуарные уста-
новки сжиженного газа путем установки в них испарителей,
—• проектирование новых объектов с групповыми резервуарными установ-
ками осуществлять только с применением испарителей
Распространенные типовые схемы групповых установок, со-
стоящих из двух, трех, четырех и более подземных резервуаров,
приведены на рис. 10.6. При двух подземных резервуарах (рис.
10.6, а) каждый из них оборудуется специальной редукционной
головкой, размещенной на фланце головки резервуара, выходящем
474
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
План 10000 (не менее)
Установка
резервуаров
Установка
г
Рис 10.6. Установка подземных резервуаров с форсуночными ис-
парителями
Число подземных резервуаров а — 2, б — 3, в — 4; 1 — подземный резервуар,
2 — редукционная головка, 3 — трубка контрольная, 4—испаритель; 5 — бал-
лон для слива неиспарившихся остатков, б — конденсатосборник, 7 — кот-
лектор, 8, 9 — стояки
на поверхность земли. Резервуары соединены между собой только
трубопроводами паровой фазы; они могут работать по выдаче
газа как раздельно, так и совместно. При трех резервуарах
(рис. 10.6,6) два объединены в один блок, соединены трубопро-
водами паровой и жидкой фаз и оборудованы одной редукцион-
ной головкой. Резервуары могут работать только совместно. Тре-
тий резервуар объединен с первыми двумя только трубопроводом
паровой фазы и, следовательно, может работать как отдельно,
так и совместно с объединенными в один блок. При четырех
(шести и восьми) резервуарах (рис. 10.6, в) создают два блока.
Каждый блок имеет редукционную головку и два (три, четыре)
резервуара, соединенные трубопроводами жидкой фазы. Трубо-
провод паровой фазы объединяет все резервуары групповой уста-
новки, но может объединять при закрытом кране резервуары
только одного блока. При шести или восьми резервуарах соз-
дается также два блока, имеющих по три или четыре резервуара
и одну редукционную головку в каждом блоке.
По данным эксплуатационных организаций приведенные схемы
групповых резервуарных установок обладают маневренностью
как по производству газа, так и при заполнении резервуаров и
ремонтах всех устройств, входящих в установку, и также paooi
по переосвидетельствованию.
475
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 7 Принципиальная схема испарительного отделения с форсуночным ис-
парителем
1 — вентиль проходной 2 — задвижка клиновая 3, 6 — краны 4 — напоромер, 5 — клапан
предохранительны!! полноподъемный, 7 — манометр технический, 8 — кран натяжной муф-
товый с фланцем для контрольного манометра 9 — регулятор давления газа РД 50М;
10 — запорно предохранительный клапан ПКК 40М, // — вентиль запорный, /2 — форсуноч-
ный испаритель, 13 - вентиль, 14 — клапанная часть ПРУД, 15 — баллон для слива не-
испарившихся остатков
Принципиальная схема испарительного отделения показана
на рис 10.7. Внутри здания размещаются испаритель с предохра-
нительным клапаном, манометром, поплавковым регулятором
уровня ПРУД (с клапанной частью), регулятор давления
РД-50М, контрольно-измерительные приборы, запорная арма-
тура и технологические трубопроводы. Для предотвращения по-
падания в регулятор жидкой фазы в испарительном отделении
устанавливают конденсатосборник, а для сбора неиспарившихся
тяжелых углеводородов — баллон для слива неиспарившихся
остатков. На выходе теплоносителя устанавливают датчик мано-
метрического (взрывозащищенного) термометра с выходным
электрическим сигналом. Допускается размещать датчик темпе-
ратуры теплоносителя на выходной линии и термометр в обыч-
ном исполнении при соблюдении необходимых расстояний за пре-
делами испарительного отделения Повышению давления газа
после регулятора препятствует запорно-предохранительный кла-
пан ПКК-40М. Для увеличения надежности работы запорно-пре-
дохранительного клапана установлен пружинный сбросной кла-
пан ПСК-50, обеспечивающий сброс избыточного количества газа
476
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
в атмосферу в случае неплотного закрытия предохранительного
клапана при его срабатывании. Газ от сбросного клапана отво-
дится через сбросной газопровод-свечу.
Работа групповой установки с форсуночным испарителем осу-
ществляется следующим образом. Жидкая фаза сжиженного
газа при открытии запорных устройств в резервуарной головке
перед испарителем под давлением паров поступает из подземного
резервуара в испаритель. В результате отбора тепла от теплоно-
сителя в испарителе происходит превращение жидкой фазы
в пар. Пар через открытые запорные устройства поступает
в трубопровод паровой фазы высокого давления, к регулятору
давления РД-50М, снижающему давление паров до 3 кПа, и за-
порно-предохранительному клапану ПКК-40М. Пар с таким дав-
лением направляется к потребителю. Для предотвращения воз-
можности накопления конденсата в трубопроводе паровой фазы
высокого давления от редукционной головки к испарителю про-
ложен трубопровод для слива конденсата. Наружная поверхность
испарителя покрыта теплоизоляцией из минеральной ваты.
Образующийся пар из испарителя поступает в коллектор, где
происходит выпадение конденсата при наличии в парах тяжелых
углеводородов. Для этих же целей служит конденсатосборник.
В испарительном отделении устанавливается регулятор давления
с необходимой запорной и предохранительной арматурой. В этом
случае газопровод низкого давления, редукционная головка с ре-
гулятором давления и предохранительно-запорным клапаном
оказываются лишними и, следовательно, головки резервуаров
надо заказывать без них. Для сброса неиспарившихся остатков
служит специальный баллон, снабженный смотровым стеклом.
Смотровые стекла установлены также на коллекторе и конденса-
тосборнике. Щит прибора сигнализации понижения температуры
теплоносителя устанавливается вместе с электрощитком в бли-
жайшем отапливаемом помещении.
Руководствуясь приведенными выше соображениями и осо-
бенно необходимостью использования сжиженных газов с повы-
шенным содержанием бутанов, Мосгазниипроект и Гипрониигаз
разработали и ввели в действие ряд типовых проектов, которые
распространяются Тбилисским филиалом Центрального инсти-
тута типового проектирования Госстроя СССР. К ним относятся:
905-1-2 Установка двух подземных резервуаров с форсуночным испари-
телем
905-1-3 Установка трех подземных резервуаров с форсуночным испари-
телем
905-1-4 Установка четырех подземных резервуаров с форсх ночным испари-
телем
905-1-5 Установка шести подземных резервуаров с форсуночным испари-
телем
905 1 6 Установка восьми подземных резервуаров с форсуночным испари-
те чем
905-1-7 Установка двух подземных резервуаров с двумя регазификаторами
системы инж И А Карпюка
477
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
905 1-8 Установка трех подземных резервуаров с двумя регазификаторами
системы инж И А Карпюка
905-1-9 Установка четырех подземных резервуаров с двумя регазификато-
рами системы инж И А Карпюка
905-1-10 Установка шести подземных резервуаров с двумя регазификато-
рами системы инж И А Карпюка
905 1-11 Установка восьми подземных резервуаров с двумя регазифика-
торами системы инж И А Карпюка
905-1-12 Установка двух подземных резервуаров с регазификатором РЭП
905-1-13 Установка трех подземных резервуаров с регазификатором РЭП
905 1-14 Установка четырех подземных резервуаров с регазификатором
РЭП
905 1-15 Установка двух подземных резервуаров с испарителем-пристав-
кой ИП
905-1-16 Установка трех подземных резервуаров с испарителем приставкой
ИП
905-1-17 Установка четырех подземных резервуаров с испарителем-пристав-
кой ИП
905-1-18 Установка двух подземных резервуаров с двумя испарителями-
приставками ИП
905-1-19 Установка трех подземных резервуаров с двумя испарителями-
приставками ИП
905-1-20 Установка четырех подземных резервуаров с двумя испарителями-
приставками ИП
905-1-21 Установка шести подземных резервуаров с двумя испарителями-
приставками ИП
905 1-22 Установка восьми подземных резервуаров с цвумя испарителями-
приставками ИП
5 905 3 Индивидуальные и 1рупповые баллонные установки сжиженною
газа для жилою фонда и коммунально бытовых потребите тей
Приведенные выше типовые проекты рассчитаны для привязки
в следующих условиях: расчетная температура наружного воз-
духа —30 °C; сейсмичность до 6 баллов; скоростной напор ветра
0,26 кПа; степень огнестойкости I и II; инженерно-геологические
условия обычные.
4. ГРУППОВЫЕ УСТАНОВКИ ПО ПОЛУЧЕНИЮ
ПРОПАН-БУТАНОВОЗДУШНОГО ГАЗА
Возможным недостатком установок с ис-
кусственным испарением жидкости является то, что они требуют
применения в зимнее время марки СПБТЗ. Марки БТ или
СПБТЛ для таких установок малопригодны, так как их пары мо-
гут конденсироваться в трубопроводах, находящихся в зоне тем-
ператур, близких к 0 °C. При необходимости использования марок
БТ или смеси пропана с большим содержанием бутанов целесооб-
разно применять взрывобезопасные смеси указанных газов с воз-
духом.
Способность углеводородов, входящих в состав сжиженных
газов, изменять свое состояние при избыточных давлениях (до
1,6 МПа) и отрицательных температурах (до —40 °C), кроме
положительного, имеет и отрицательное значение — не позволяет
их транспортировать в газообразном состоянии при значительных
давлениях и отрицательных температурах Более высокие по
478
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
сравнению с природным газом теплота сгорания и плотность
сжиженных газов не позволяют сжигать их в газогорелочных
устройствах, предназначенных для природного газа, без кон-
структорского изменения последних.
Тем не менее в практике часто возникает необходимость за-
мены того или иного вида газа в уже существующей системе
газоснабжения. Такую возможность предоставляют газовоздушные
смеси сжиженных газов.
Существующие системы использования сжиженных газов ха-
рактеризуются следующими общими признаками: транспорти-
ровка к потребителю производится при низком давлении (до
5 кПа); резервуары максимально приближены к жилым домам
и газопотребляющим приборам; резервуары, баллоны и газопро-
воды расположены в зоне положительных температур; снабжение
потребителей в холодное время года производится газом, содер-
жащим в основном пропан.
При использовании неразбавленных сжиженных газов в хо-
лодное время года, особенно в районах с низкими температурами
воздуха и грунта, в газоснабжении могут возникнуть перебои
ввиду недостаточной испаряемости газа, а у поставщиков соз-
дается дефицит пропановой и избыток бутановых фракций.
Газовоздушные смеси (сжиженные газы — воздух) при опре-
деленных условиях обладают следующими преимуществами перед
неразбавленными углеводородами: взаимозаменяемы с природ-
ными газами в газогорелочных устройствах; имеют более низкую
температуру конденсации, что позволяет транспортировать в газо-
образном состоянии при начальном давлении в трубопроводе до
0,3 МПа и выше; расширяют географические границы использо-
вания сжиженных газов в северном направлении страны; увели-
чивают возможности использования бутанов в течение всего года;
позволяют организовать газоснабжение населенных пунктов
с учетом перспективного перевода их на природный газ; служат
резервным топливом для потребителей природных газов при пи-
ковых нагрузках в сетях газопроводов или в случае аварийного
прекращения газоснабжения; производятся на автоматизирован-
ных установках с широкими пределами регулирования давления
и производительности; расширяют возможности централизован-
ного газоснабжения потребителей сжиженными газами.
Недостатками газовоздушных смесей являются: значительные
первоначальные капитальные затраты; удорожание газа за счет
добавки воздуха и его транспортировки; увеличение внутренней
коррозии стальных трубопроводов; потребность в специальном
оборудовании для приготовления смесей (испарителей, смесите-
лей, регуляторов и др.).
Получение газовоздушных смесей следует организовывать
с учетом взаимозаменяемости газов.
Использовать газовоздушные смеси в качестве топлива для
бытовых и коммунально-бытовых газовых приборов можно при
условии, если содержание газа в газовоздушной смеси эквива-
479
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
лентно не менее чем двум верхним пределам взрываемости, а со-
отношение газ — воздух поддерживается автоматически. Пример-
ный состав оптимальных смесей пропан — воздух, бутан — воздух,
пригодных для замены природных газов, имеющих характери-
стику, приведенную в табл. 10.7, дан в табл. 10.8. Взаимозаменяе-
мые смеси сжиженных газов имеют большую теплоту сгорания
по сравнению с природными газами.
Таблица 10.7
Характеристика углеводородных газов
Показатель Природный газ Сжиженный газ
Газли Шебелинка Ставрополь Березово Пропан Бутан
Теплота сгорания, кДж/м3: низшая 36 750 37 548 35 784 35 280 91 539 120 939
высшая 40 719 41 538 39 732 39 102 99 485 128 957
Плотность, кг/м3 0,770 0,761 0,725 0,746 2,019 2,703
То же, относительная Число Воббе: низшее 0,596 0,589 0,561 0,577 1,561 2,090
47 604 48 922 47 776 46 445 73 231 83 637
высшее 52 745 54 121 53 047 51 477 79 588 89 182
Температура кипения, °C при 103,3 кПа — — — —42,1 —0,6
при 50 кПа — — — — —32,0 9,0
при 0,3 МПа — — — — —5,0 41,0
Таблица 10.8
Характеристика газовоздушных смесей,
пригодных для замены природных газов
Показатель Пропан — воздух Бу ran — воз ДУХ
Теплота сгорания, кДж/м3:
низшая 52 080 55 902
высшая 60 396 64 596
Плотность, кг/м3 1,705 1,950
То же, относительная 1,319 1,510
Число Воббе (низшее) 45 366 45 486
Температура конденсации, °C —53 — 18
Для замены природных газов СССР необходимо приготовлять
смеси бутан — воздух, содержащие 47 % бутанов и 53 % воз-
духа, а для смеси пропан — воздух — 58 % пропана и 42 % воз-
духа. Такие смеси имеют теплоту сгорания соответственно 55 902
и 52 080 кДж/м3. Их можно транспортировать при низком давле-
480
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
нии (до 5 кПа) и температурах до —18 °C для бутана и —53 °C
для пропана. Возможно приготовление газовоздушных смесей,
имеющих и более низкую температуру конденсации, вплоть до
—37 °C для бутанов (смесь соответствует границе безопасности).
Однако в этом случае необходимо использовать специальные
газогорелочные устройства.
Приготовление газовоздушных смесей производится в смесите-
лях автоматического действия, контроль за их работой ведется
автоматически в зависимости от теплоты сгорания, числа Воббе
или плотности смеси.
Различают газовоздушные установки низкого (до 5 кПа), сред-
него (свыше 5 кПа до 0,3 МПа и высокого давления (свыше 0,3
до 1,2 МПа). Давление газовоздушной смеси выбирается в зави-
симости от результатов технико-экономических расчетов. Себе-
стоимость газовоздушной смеси зависит от многих факторов и
в первую очередь от стоимости сжиженных газов и воздуха, экс-
плуатационных расходов и капитальных затрат. Себестоимость
газовоздушных смесей выше себестоимости природного газа, так
как прейскурантные оптовые цены на природный газ в пересчете
на 4200 кДж ниже оптовой цены на сжиженные газы. Поэтому
в технико-экономических расчетах сравнивают эффективность
применения газовоздушных смесей по отношению не к природ-
ному газу, а к другим видам заменяемого топлива или сжижен-
ных газов в баллонах и групповых установках. При устройстве
газовоздушных установок для покрытия пиковых расходов газо-
проводов природного газа или аварийных перебоев природного
газа в технико-экономических расчетах необходимо учитывать
возможный материальный ущерб от недостатка природного газа
или остановки производства и перевода его на отопление другим
видом топлива.
Для получения максимальной эффективности от применения
газовоздушных смесей (установок) необходимо: использовать их
в местах, где отсутствует достаточное количество природного газа;
по возможности применять установки низкого давления; исполь-
зовать в качестве резервных передвижные установки; использо-
вать сжиженные газы для приготовления газовоздушных смесей
в местах их производства; использовать газ для привода компрес-
соров газовоздушных смесей.
Газовоздушные установки состоят из следующих основных
сооружений: хранилища сжиженного газа; средств перекачки
(насосы, компрессоры, испарители); испарителей сжиженных га-
зов; воздухонагнетательных устройств (компрессоры, вентиля-
торы); смесителей газа с воздухом; компрессоров газовоздушной
смеси; средств контроля и автоматики.
Хранилище сжиженного газа проектируется в зависимости от
расхода газа с учетом неравномерности по сезонам или месяцам
года, а также от способа транспортировки его на станцию сме-
шения. В отдельных случаях на установках смешения сжиженных
газов (например, для временного газоснабжения потребителей)
16 Заказ № 614 481
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
могут быть использованы в качестве хранилища транспортные
средства, автоцистерны, железнодорожные цистерны и танкеры.
Для перекачки сжиженных газов могут быть использованы на-
сосы и компрессоры. Во многих случаях испарители предпочтитель-
нее насосов и компрессоров, так как их можно использовать для
всех основных операций. Для нагнетания воздуха могут быть
использованы вентиляторы низкого, среднего и высокого давления,
поршневые и ротационные компрессоры необходимых подачи и
давления воздуха. Выбор воздухонагнетательного устройства
важно производить таким образом, чтобы стоимость воздуха,
входящего в газовоздушную смесь, была минимальной, ибо рас-
ход воздуха составляет в среднем 1 м3 на каждый 1 м3 газа.
Следовательно, смешение паровой фазы сжиженного газа
с воздухом следует предусматривать в соотношениях, обеспечива-
ющих превышение верхнего предела воспламеняемости смеси не
менее чем в 2 раза, при этом должны предусматриваться автома-
тические устройства для отключения смесительной установки
в случае приближения состава смеси к пределам опасной кон-
центрации или в случае внезапного прекращения поступления
одного из компонентов газовоздушной смеси. Смешение газа
с воздухом допускается осуществлять при низком, среднем и вы-
соком давлениях (по шкале давлений, принятой для природного
газа). Смесительные установки допускается размещать в поме-
щениях и на открытых площадках. Размещение смесительных
установок следует предусматривать в комплексе с испаритель-
ными установками. При этом для испарителей, размещаемых вне
помещений, следует предусматривать тепловую изоляцию кор-
пуса. При групповом размещении испарителей между ними сле-
дует принимать расстояние не менее 1 м. Кроме того, смеситель-
ные установки должны быть оборудованы расходными резервуа-
рами, испарительными установками, смесительными устройствами
и приборами контроля и регулирования процесса смешения.
Установки по получению газовоздушных смесей могут быть
рекомендованы для постоянного газоснабжения небольших горо-
дов и населенных пунктов и также для газоснабжения отдельных
потребителей при возникновении аварийных ситуаций с их газо-
снабжением от сетей природного газа. Схема одной из таких
автоматически действующих установок приведена на рис. 10.8.
Схема обобщает три взаимно связанных процесса: регазификацию
сжиженного газа, смешение образовавшихся паров с воздухом и
смешивание полученной газовоздушной смеси.
Сжиженный газ из железнодорожных или автомобильных ци-
стерн поступает по жидкофазному коллектору 1 в резервуары 3,
из которых насосом 4 по всасывающему и напорному трубопрово-
дам 5 и 6 подается на регазификацию в испаритель 8. Подача
жидкой фазы в испаритель может осуществляться и другими спо-
собами: в зимный период — избыточным давлением, создаваемым
в расходном резервуаре с помощью компрессоров, служащих для
разгрузки железнодорожных или автомобильных цистерн в резер-
482
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис, 10.8. Схема установки для смешения паров сжиженных газов с воздухом
/ — трубопровод жидкой фазы для наполнения резервуаров базы хранения, 2 — трубопровод паровой фазы; 3 — резервуары базы хранения;
4 — насос; 5, 6— всасывающий и напорный трубопроводы жидкой фазы; 7 — предохранительный клапан на резервуаре, 8 — испаритель, 9—
перегреватель; 10 — обвод, // — фильтр; /2 — регулировочный вентиль; 13 — поплавковый регулятор предельного уровня, /-/—пропускной
трубопровод из испарителя в резервуары, 15 — перепускной клапан, 16— предохранительный клапан испарителя, 17 — трубопровод греющего
пара; 18 — конденсационный горшок; 19 — трубопровод паровой фазы, 20 — трубопровод перегретых паров, 2/— регулятор давления, 22 —
распределительный коллектор инжекторов, 23— инжекторы, 24— мембранные приводы игольчатых клапанов, 25 — трубопроводы к соплам
инжекторов; 26— запорные клапаны с мембранным приводом; 27 — расходомерная труба Вентури; 28 — дроссельная шайба; 29 — вспомога-
тельный регулятор давления; 30 — командный прибор, воздействующий через импульсные трубопроводы; 31—мембранный привод инжекторов;
32 — дроссельный вентиль; 33 — бачок с маслом, 34 — подогреватель масла, 35 — трубки для подачи масла к инжекторам; 36„—регулирую-
щий вентиль, 37 — регуляторы конечного низкого давления, 38 — коллектор смеси газа с воздухом; 39 — распределительный газопровод
к потребителям; 40 — обратный клапан, 4/— щит контрольно-измерительных приборов, 42 — манометр
вуары базы хранения (на схеме не показаны), в летнее время —
естественным нагревом надземных резервуаров окружающим
воздухом. В обоих случаях подача жидкой фазы в испаритель
происходит по обводу 10 помимо насоса. Регазификационная
часть установки состоит из двух основных аппаратов: испарителя
жидкой фазы 8 и нагревателя насыщенных паров 9. Испаритель
обычно выполняется в виде цилиндрического кожухотрубного ап-
парата (или форсуночного аппарата или иной конструкции),
в межтрубное пространство которого подается сжиженный газ,
а в трубное — теплоноситель (водяной пар низкого давления или
горячая вода). Для предотвращения переполнения испарителя
сжиженным газом он оборудуется поплавковым регулятором пре-
дельного уровня 13, который размещается так, чтобы заполнение
межтрубного пространства жидкой фазой составляло не более
75 %. Образовавшиеся в испарителе насыщенные пары проходят
через перегреватель 9, где происходит их осушка (путем пере-
грева на 25—30 °C), и далее через регулятор давления 21 посту-
пают в инжекторы 23 для образования газовоздушной смеси и
выдачи ее в распределительный газопровод 39. Потребление газо-
воздушной смеси характеризуется резкой неравномерностью по
часам суток и временам года, в связи с чем такого рода уста-
новки оборудуются тремя или четырьмя инжекторами с разной
производительностью, которые автоматически включаются и от-
ключаются в зависимости от изменения количества потребляемого
газа. Для этой же цели инжекторы оборудуются игольчатыми
клапанами с мембранными приводами, с помощью которых авто-
матически (в зависимости от расхода газа) изменяется сечение
сопл и, как следствие, производительность каждого инжектора.
Мембранные приводы инжекторов управляются двухмембранным
золотниковым командным прибором 30 в зависимости от измене-
ния давления газа в расходном коллекторе 38.
Постоянство состава газовоздушной смеси, образующейся
в инжекторах, обеспечивается поддержанием постоянства давле-
ния паров перед соплом с помощью регулятора давления 21 и
газовоздушной смеси на выходе из инжекторов — с помощью ре-
гуляторов давления 37. Для автоматического регулирования про-
изводительности установки в зависимости от расхода газовоздуш-
ной смеси все инжекторы сблокированы с помощью мембранных
запорных клапанов 26, трубы Вентури 27, дроссельной шайбы 28
и вспомогательного регулятора давления 29. При отсутствии
расхода газа (например, в ночной период) все инжекторы нахо-
дятся в отключенном состоянии, так как их запорные клапаны 26
закрыты и не пропускают пары сжиженного газа к соплам ин-
жекторов. На мембрану запорного клапана 26 самого малого ин-
жектора действует в этом случае статическое давление газовоз-
душной смеси из коллектора 38. При возникновении расхода
газа давление под мембраной этого клапана упадет, что вызовет
(под воздействием пружины) его открытие и автоматическое
включение в работу малого инжектора при минимальной произ-
484
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
водительности. Последующее увеличение расхода приведет к сра-
батыванию командного прибора 30 и воздействию импульсного
газа на мембранный привод малого инжектора, открытию иголь-
чатого клапана и к увеличению его производительности в преде-
лах до расчетного максимума. При включении малого инжектора
в работу на близкую к максимальной производительность пере-
пад давления в дроссельной шайбе 28 достигнет значения, доста-
точного для открытия запорного клапана на втором, среднем по
производительности, инжекторе. Он автоматически включится
в работу при минимальной производительности (мембранный
запорный клапан второго инжектора открывается при возраста-
нии перепада давления, создаваемого дроссельной шайбой в его
подмембранной и надмембранной полостях). При последующем
увеличении расхода начнет открываться игольчатый клапан этого
инжектора и соответственно повысится его производительность.
Когда расход газовоздушной смеси станет равным максимальной
производительности двух инжекторов, в действие вступит третий
большой инжектор установки. Включение его в работу происхо-
дит автоматически под влиянием повышения перепада давления
в трубе Вентури аналогично включению второго инжектора. Та-
ким образом происходит постепенное включение инжекторов и
поддерживается равновесие между поступлением газовоздушной
смеси из инжекторов и расходом ее потребителями.
При уменьшении расхода газа давление в коллекторе 38
начнет возрастать и вызовет постепенное поочередное выключение
инжекторов. При этом автоматическое отключение будет прохо-
дить в порядке, обратном их включению в работу. При малых
расходах газовоздушной смеси и, следовательно, малых расходах
паров сжиженных газов, в испарителе возникнут чрезмерные
давления, приводящие к сбросу паров в атмосферу через предо-
хранительный клапан 16. Для предотвращения этого схема преду-
сматривает наличие перепускного трубопровода 14 с перепускным
пружинным клапаном 13. В тех случаях, когда давление в меж-
трубном пространстве испарителя превысит установленное пре-
дельное значение, перепускной клапан 15 откроет выход парам
сжиженного газа из испарителя в резервуары базы хранения.
Для предохранения внутренней поверхности газопроводов от
возможной коррозии схема предусматривает подачу в газовоз-
душную смесь масляного тумана или их смесей. Масло из напор-
ного резервуара 13 под воздействием давления паров сжиженных
газов поступает в подогреватель 34 и далее в камеры всасывания
инжекторов, где распыляется под воздействием энергии расши-
ряющейся струи паров сжиженного газа, выходящих из сопла.
Рассмотренная установка применяется только при низком дав-
лении газовоздушной смеси. При необходимости подачи газовоз-
душной смеси в сети среднего давления применяют установки,
работающие на сжатом воздухе. Упрощенная схема такой уста-
новки приведена на рис. 10.9. Сжиженный газ с помощью насоса
подается в испаритель и далее в виде перегретых паров посту-
485
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 9 Схема установки для производства газовоздушной смеси среднего
давления
/ — трубопровод жидкой фазы, 2 — трубопровод паровой фазы, 3 — резервуар со сжижен-
ным газом, 4 — насос, 5 — испаритель, 6 — регулирующий расходный клапан, 7— емкост-
ной перегреватель паров, 8 — трубопровод перегретого пара, 9 — воздушный компрессор;
10 — воздушный ресивер, // — предохранительный клапан, 12— регулятор давления воз-
духа; /3 — воздухопровод; 14 — смеситель газа и воздуха, /5 — клапан, регулирующий рас-
ход газа, 16—клапан, регулирующий расход воздуха, /7 — регулятор соотношения газа
и воздуха, /8 —датчик расходомера газа, /9—датчик расходомера воздуха; 20 — трубо-
провод газовоздушной смеси, 21 — регистрирующий термометр, 22 — прибор контроля теп-
лоты ci орания, 23 — продувочный трубопровод с огнепреградителем.
пает в смеситель, в который одновременно подается сжатый
в компрессоре воздух. Образовавшаяся газовоздушная смесь за-
данного состава и давления поступает в трубопроводы, транспор-
тирующие ее к местам потребления. Регулирование соотношения
газа и воздуха производится автоматически клапанами, установ-
ленными на соответствующих трубопроводах.
Для решения поставленной задачи интерес представляет уста-
новка австрийской фирмы «Комбуста». Здесь уместно напомнить,
что в настоящее время практика использования газовоздушных
смесей находит значительное распространение на Западе. При
этом решается в зависимости от необходимости ряд различных
задач, к которым следует отнести либо дефицит природного газа
и диспропорцию между источником газоснабжения и объемом
потребления газа, особенно в «пиковые» периоды, либо необходи-
мость полной замены нерентабельного городского газа, поступаю-
щего за счет газификации угля. В ряде стран применение газо-
воздушных смесей используется для временного газоснабжения
объектов, намеченных в дальнейшем к переводу на природный
газ, и также для покрытия пиковых нагрузок. Важной является
также задача предотвращения образования конденсата в системе
газоснабжения.
Газовоздушная установка фирмы «Комбуста» предназначена
для газоснабжения промышленных и бытовых потребителей и
рассчитана на производительность 50 м3/ч. На рис. 10.10 пока-
зана принципиальная схема установки. Сжиженный газ под дав-
486
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 10 Принципиальная схема газовоздушной установки «Комбуста»
1, 2 — трубопроводы жидкой фазы и паровой фазы пропан бутан, 3, 2/— краны шаровые,
4 — фильтр газа, 5 — электромагнитный клапан (ЭМК), 6, 25—предохранительные сброс
ные клапаны, 7 — электрический испаритель, 8 — трубопровод промежуточного теплоно
сителя, 9 — электрический кабель; 10 — электрический шкаф, 11 — фильтр воздушный, 12 —
заслонка воздушная, 13 — клапан отсекатель по газу и воздуху, 14 — отбор импульса уп
равляющего давления, 15— регулирующие пневмоклапаны, 16 — мембранный уравнитель
ный резервуар, 17 — трубопровод газовоздушной смеси, 18 — задвижка, 19 — инжектор,
20 — регулятор низкого давления, 22 — предохранительный запорный клапан, 23 — мано-
метр, 24 — сбросной трубопровод, 26 — продувочная «свеча», 27 — насос, 28 — регулятор
высокого давления, 29 — обо! ревающий трубопровод
лением 0,4—0,5 МПа через грязеуловитель 4 поступает в испа-
ритель 7, окруженный теплоносителем с температурой 70—
80 °C, а оттуда в трубопровод 2. Давление паров регулятором 28
снижается до 0,1 МПа, после чего они поступают через клапан
13 к соплу инжектора. Предварительно профильтрованный воздух
в инжекционный смеситель 19 засасывается из атмосферы. Дав-
ление газа перед соплом контролируется манометром 23. Конт-
роль соотношения газ — воздух регулируется воздушной заслон-
кой 12. Полученная смесь поступает в мембранный уравнитель-
ный сосуд 16, в котором поддерживается постоянное давление
4 кПа, сохраняемое за счет перемещения подвижного колокола.
Таким образом, регулирование работы установки обеспечи-
вается уравнительным резервуаром, совмещенным по газу и воз-
духу с клапаном-отсекателем 13 и системой регулирующих пнев-
моклапанов 15. Смеситель работает непрерывно при равенстве
производительности и расхода, и колокол резервуара находится
в равновесии. При снижении расхода колокол поднимается. За-
крепленный на тросе верхний ограничительный кулачок опус-
кается и открывает пневмоклапан для сброса избыточного дав-
ления. Под действием пружины клапан перекрывает газ и воз-
дух, и смеситель выключается. Объем смеси в резервуаре при
расходе уменьшается, и колокол под воздействием своего веса
опускается. При опускании нижнего кулачка на пневмоклапан
487
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
последний подает давление под клапан отсекателя, открывающий
доступ газа к воздуху. Смеситель работает в режиме включе-
ние— отключение, ритм которого подчинен расходу смеси и уста-
новочному положению кулачков на тросе. Установка снабжена
предохранительными клапанами, отключающими ее при превы-
шении заданного давления смеси или паров сжиженных газов.
Проведенные испытания установки показали ее хорошие экс-
плуатационные данные, компактность, простоту обслуживания.
Перспективность таких установок не вызывает сомнений; они могут
обеспечить газоснабжение БТ или СПБТЛ без трудностей,
связанных с конденсатообразованием, даже в самых суровых по
климату районах страны. Местный транспорт газа может осуще-
ствляться газопроводами, проложенными на глубине 0,8—1,0 м.
Решаются и задачи оптимальных условий сжигания газа на всех
существующих типах бытовых газогорелочных устройств.
В заключение необходимо рассмотреть установку, разработан-
ную Гипрониигазом, по производству пропан-бутановоздушных
смесей.
В установке используется инжекционный способ смешения
газа и воздуха и принцип двухпозиционного регулирования про-
изводительности. Технологическая схема установки показана на
рис. 10.11.
Паровая фаза сжиженного газа после форсуночного испари-
теля с испарительной способностью 100 м3/ч подается на вход
регулятора давления РДУК-2В (3), где регулируется до 0,1 МПа.
Из регулятора газ поступает в газовый коллектор 5, где общий
поток разделяется на четыре отдельных потока. Газ подается
к соплам инжекторов 12 через клапан-отсекатель газовый, а воз-
дух засасывается из атмосферы за счет инжекции газовой струи
и проходит фильтр 6 и воздушный клапан-отсекатель. Воздушный
фильтр, заслонка, инжектор, газовый и воздушный клапаны-от-
секатели составляют единый сборно-разборный блок. Газовоз-
душная смесь поступает в газометрическую емкость 11, благо-
даря которой поддерживается постоянное давление смеси на вы-
ходе из установки. Путем измерения загрузки подвижного
колокола газометрической емкости возможно устанавливать вы-
ходное давление смеси в пределах 1,0—5,0 кПа.
В зависимости от размеров отбора смеси в работу может по-
очередно включаться от одного до четырех инжекторов, что авто-
матически обеспечивается блоком управления 10. При увеличении
расхода смеси происходит перемещение подвижного колокола
газометрической установки вниз под действием собственной тя-
жести. Это перемещение передается через тросовую систему
к механизму блока управления, который передает импульс дав-
ления на открытие газового и воздушного клапанов-отсекателей
первого инжектора. Если производительность инжектора превы-
шает отбор смеси в данный момент, то работает только первый
инжектор в двухпозиционном режиме. В противном случае коло-
кол газометра продолжает опускаться и происходит поочередное
488
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 10.11. Принципиальная схема опытно-промышленного образца газосмеси-
тельной установки.
/ — вентиль; 2 предохранительный запорный клапан; 3 — регулятор высокого давления;
4 — манометр; 5 — коллектор газовый; 6 — фильтр воздушный; 7 — заслонка воздушная,
8 — клапан-отсекатель, совмещенный по газу и воздуху, 9 — отбор импульса управляю-
щего давления; 10 — блок управления; 11 — газометрическая емкость; 12—инжектор; 13 —
мановакуумметр U-образный; 14 — задвижка; 15 — шкив; 16—контргруз.
включение последующих инжекторов до наступления баланса
между производством и потреблением смеси. Если объем потреб-
ления смеси в данный момент стал меньше объема ее производ-
ства, избыток смеси накапливается в газометре, колокол подни-
мается вверх и через тросовую систему действует на механизм
блока управления. При этом последовательно происходит сброс
управляющего давления от чувствительных элементов клапанов-
отсекателей инжекторов. Инжекционные смесители последова-
тельно выключаются из работы до наступления баланса между
производством и потреблением смеси.
Предохранительный запорный клапан ПКН-50 (2) прекра-
щает подачу газа к соплам инжекторов при отклонении давле-
ния смеси на выходе установки ниже или выше установленных
пределов. Тем самым предотвращается возможность аварийного
повышения давления у потребителей.
Проведенные Гипрониигазом работы доказали работоспособ-
ность установки и целесообразность внедрения указанного спо-
соба в систему газоснабжения страны.
5. УСТРОЙСТВО ГАЗОПРОВОДОВ
ЖИЛЫХ ЗДАНИЙ
Подачу газа в жилые здания от группо-
вых установок производят стальными газопроводами, укладывае-
мыми подземно или надземно. При подаче чистого газа давление
укладывается в пределы 3—5 кПа, а при подаче газовоздушных
смесей — в пределы 1,5—3 кПа.
489
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Подземные газопроводы. Трассировка газопроводов по терри-
ториям населенных пунктов, внутри кварталов или дворов дол-
жна обеспечивать наименьшую протяженность газопроводов и
ответвлений от них к жилым зданиям, а также максимальное
удаление от надземных строений (в особенности имеющих под-
валы) и ненапорных подземных коммуникаций (канализацион-
ных труб, каналов для теплопроводов и других емкостей, по ко-
торым может распространиться газ). Трассировка газопроводов
по незастроенным территориям должна производиться с учетом
планировки будущей их застройки.
В соответствии с требованиями действующих «Правил безопасности в газо-
вом хозяйстве» Госгортехнадзора СССР расстояния по горизонтали между га-
зопроводами низкого давления (до 5 кПа) и другими сооружениями должны
быть в свету не менее следующих значений, м: до фундамента зданий и соору-
жений, путепроводов и тоннелей — 2; опор наружного освещения, контактной
сети п связи—1; оси крайнего пути железнодорожной колеи 1520 мм —3,8;
оси крайнего пути трамвая — 2,8; бортового камня улицы, дороги—1,5; наруж-
ной бровки кювета или до подошвы насыпи (улицы, дороги) — 1; фундаментов
опор воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ и наружного ос-
вещения— 1, свыше 1 кВ до 35 кВ — 5, 110 кВ и выше — 6; стволов деревьев —
1,5; кустарников — не нормируется При прокладке газопроводов между зда-
ниями и под арками зданий, а также на отдельных участках трассы, где при-
веденные расстояния не могут быть выдержаны, допускается их уменьшать до
значений, обеспечивающих сохранность всех подземных сооружений при строи-
тельстве и ремонте каждою из них. При вынужденной необходимости умень-
шения расстояний необходимо применять длинномерные бесшовные трубы с не-
сколько увеличенной толщиной стенок, использовать гнутые (но не сварные)
отводы, проверять все сварные стыки физическими методами контроля и защи-
щать трубы от коррозии весьма усиленной изоляцией. Минимальные расстояния
в плане между инженерными подземными сетями по горизонтали в свету
должны быть не менее, м: до водопровода—1; бытовой канализации—1; дре-
нажной и дождевой канализации—1; газопроводов низкого, среднего, высокого
давления — 0,5; силовых кабелей до НО кВ и кабелей связи—1; тепловых се-
тей и общих коллекторов — 2.
Укладка двух и более газопроводов в одной траншее допускается на од-
ном пли разных уровнях (ступенями) При этом расстояния между газопро-
водами должны быть достаточными для проведения монтажа и ремонта трубо-
проводов, но не менее 0,4 м для труб диаметром до 300 мм
Расстояния по вертикали в свету при пересечении подземных газопроводов
всех давлений с другими подземными сооружениями и коммуникациями должны
быть не менее, м: водопровод, канализация, водосток, телефонная канализация
и т. п — 0,15; канал теплосети — 0,2; электрокабель, телефонный бронированный
кабель — 0,5; электрокабель маслонаполненный НО—220 кВ—1 Допускается
уменьшение расстояния между газопроводом и электрокабелем или брониро-
ванным кабелем связи при условии прокладки их в футлярах. При этом рас-
стояние в свету между газопроводом и стенкой футляра должно быть не ме-
нее, м: при прокладке электрокабеля — 0,25, бронированного кабеля связи —
0,15, а концы футляра должны выходить на 1 м в обе стороны от стенок пере-
секаемого газопровода
В любом случае регазификации газопровод должен быть про-
ложен на глубине от 1 до 1,3 м, где не будет создаваться усло-
вий для конденсации сжиженных газов (рис. 10.12). При использо-
вании систем газоснабжения с испарителями или регазификаторами
подземные газопроводы низкого давления можно проклады-
вать в зоне промерзания на глубине не менее 1 м. При этом
490
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Утепленный ввод
Конденсатосборник ниже зоны
промерзания грунта
Рис. 10.12. Схема газоснабжения сжиженным газом от резервуарной
установки с естественным испарением.
в смеси поставляемого газа должно быть не менее 25—30 % про-
пана (рис. 10.13). Глубину укладки газопроводов во влажных
среднепучинистых грунтах и в особенности во влажных грунтах
с очень высокой пучинистостью рекомендуется принимать не ме-
нее 0,9 м до верха трубы. Прокладка газопроводов в неоднород-
ных по условиям пучения грунта (резко меняющийся состав
грунта, изменение уровня грунтовых вод, переход газопроводов
из проезжей части дороги на газон и др.) должна производиться
на глубине не менее 0,7—0,8 нормативной глубины промерзания.
Приближенная классификация грунтов по степени их пучинисто-
сти приведена в табл. 10.9.
Следовательно, пучение и опускание грунтов могут сущест-
венно отражаться на всей системе групповой резервуарной уста-
новки, особенно на нижних обвязках жидкой фазы и подземном
газопроводе низкого давления. В эксплуатационной практике
имели место случаи обрыва подземных газопроводов, что приво-
дило к аварийной ситуации и срыву газоснабжения потребителя.
Для устранения указанных недостатков целесообразно приме-
Рис 10 13. Схема газоснабжения сжиженным газом от груп-
повой резервуарной установки с регазификаторами.
/ — регазификатор типа РЭП2.5-10; 2 — головка емкости первого ре-
зервуара с регазификатором; 3 — распределительная головка второго
резервуара, 4 — электрошкаф; 5 — сборник конденсата обогреваемый
с выводом под ковер; 6 — ввод газопровода £>у=50 мм.
491
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 10.9
Классификация грунтов по степени их пучинистости*
при замерзании
Характеристика грунта по степени пучинистости Наименование грунта Пучение Состояние грунтов после их оттаивания
см за сезон % к слою промер- зания в 2 м
НП - непучини- стые МП — малопучи- нистые СП — средне- пучинистые ОП — очень пу- чины стые Щебеночно-валунные отложения, сце- ментированные песчаные грунты, скальные породы Щебень, гравий, крупно-, средне- и мелкозернистые пески Разно- и мелкозер- нистые пылеватые пески, супеси, су- глинки и глины Пылеватый грунт (пылеватые лёссо- видные суглинки, пылеватые суглин- ки, пылеватые ог- леенные суглин- ки), супеси и глее- воторфянистые грунты До 3—7 До 10—20 До 30—50 До 1,5—3,5 До 5—10 До 15—20 Твердое, без из- менения внешних признаков Плотное и рых- лое, без измене- ния внешних признаков Плотное, рыхлое и пластичное; частично нару- шается структура Пластично-теку- чее; структура нарушена, под давлением превращается в плывун
* Под пучением грунтов при замерзании понимается свойство влажных грунтов при
определенном сочетании гидротермических условий увеличивать свой объем за счет ми-
крорыхления растущими ледяными кристаллами. Внешне это проявляется в поднятии
поверхности грунта.
нять схему групповой установки из четырех подземных резервуа-
ров, предложенную институтом Ленгипроинжпроект (рис. 10.14).
Отличительной особенностью этой схемы является то, что каждый
резервуар, входящий в установку, можно включать и отключать
для осмотра и ремонта без нарушения нормальной работы дру-
гих резервуаров. Схема предусматривает также вынос из грунта
на поверхность трубопроводов паровой и жидкой фаз и сосредо-
точение управления установкой в одном пункте — узле управления.
Это создает большую маневренность в эксплуатационных усло-
виях, облегчает надзор за состоянием трубопроводов и в некото-
рых случаях (например, при необходимости отключения одного
поврежденного резервуара) несколько повышает безопасность
установки. При такой схеме сокращается число присоединений
гибких шлангов, связывающих жидкую и паровую фазы уста-
новки и заполняющей ее автомобильной цистерны, и уменьшается
число регуляторов давления. Недостатком схемы является боль-
492
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 10.14. Схема установки из четырех подземных резервуаров с одним узлом управления.
/ — резервуар; 2 - арматурный узел резервуара; 3 - узел управления; 4 - трубопровод жидкой фазы; 5 - трубопровод паровой
фазы; 6 — расходный резервуар. н
шое количество арматуры и кожухов, возрастающее с увеличе-
нием числа резервуаров. Арматурный узел каждого резервуара
состоит из вентиля наполнения резервуара жидкостью, вентиля
отбора паров, вентиля удаления неиспарившихся остатков, венти-
лей уровнемерных трубок, контролирующих заполнение на 10,
50 и 85%, и предохранительного клапана. В состав узла управ-
ления входят: два регулятора давления (рабочий и резервный);
предохранительный клапан, предотвращающий чрезмерное давле-
ние газа в расходном газопроводе; штуцер с вентилем для напол-
нения резервуаров жидкостью; штуцер с вентилем для соедине-
ния паровых фаз резервуаров и автоцистерны; манометр, контро-
лирующий давление паров; штуцер с лабораторным краном для
манометра, контролирующего давление газа в расходном газо-
проводе.
На основании изложенного, а также существующих опытных
данных подземные резервуарные установки и газопроводы необ-
ходимо засыпать крупно- и среднезернистым песком на всю глу-
бину, начиная от фундаментов. До засыпки песком необходимо
установить на нижнюю обвязку контрольные трубки, предусмот-
ренные проектом. Такое решение обеспечивает большую безопас-
ность в эксплуатации, чем при подземной обвязке через патрубки,
приваренные к резервуарам. Надземные трубопроводы в большей
степени доступны надзору обслуживающего персонала и меньше
подвергаются деформациям, позволяют быстро устранять возмож-
ные неполадки и производить ремонтные работы без отключения
потребителя. Наличие на установках единой сливной колонки
позволяет производить слив газа единовременно в любое число
резервуаров без переключения шлангов, чго в свою очередь зна-
чительно уменьшает потери газа и загазованность территории.
При прокладке газопроводов в скальных грунтах и в грунтах
с включением строительного мусора, перегноя, а также в грунтах
с небольшой несущей способностью (менее 25 кПа) следует пре-
дусматривать под газопроводом основание из мягкого грунта,
не содержащее крупных включений, толщиной не менее 10 см
(под выступающими неровностями основания); засыпку газопро-
вода следует предусматривать тем же мягким грунтом на высоту
не менее 20 см над уровнем верхней образующей трубы. В грун-
тах с несущей способностью менее 25 кПа дно траншеи допу-
скается усиливать путем прокладки бетонных брусьев или устрой-
ства свайного основания.
Газопроводы, транспортирующие сжиженный углеводородный
газ, рекомендуется прокладывать с уклонами не менее 0,003, с уста-
новкой в низших точках профиля сборников конденсата. Целесо-
образность таких сборников вызывается тем, что в настоящее время
для газоснабжения часто используется сжиженный газ, содержа-
щий значительное количество компонентов с высокой температу-
рой кипения. Это приводит в холодные зимние дни к частичной
конденсации тяжелых фракций и их накоплению в более низких
участках профиля газопровода. Наибольшая конденсация проис-
494
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ходит на участках газопроводов, выходящих из грунта на поверх-
ность земли, в цокольных вводах в здания и на любых других
участках, проложенных на открытом воздухе.
Для газопроводов должны применяться только трубы, изготов-
ленные из хорошо сваривающихся малоуглеродистых сталей, как
было рекомендовано в гл. 4. Соединение стальных труб должно
производиться только с помощью сварки в соответствии с рекомен-
дациями ГОСТ 16037—80 «Соединения сварные стальных трубо-
проводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры».
Минимальный диаметр труб, прокладываемых в грунте, прини-
мается равным 32 мм, а минимальная толщина их стенок — 3 мм.
Все стальные газопроводы и резервуары, укладываемые в грунт,
должны быть покрыты противокоррозионной изоляцией в соответ-
ствии с требованиями ГОСТ 9.015—74.
В местах прохода газопровода через подземную часть наруж-
ных стен зданий (фундаментов) должно предусматриваться тща-
тельное уплотнение пространства между футляром и ст'еной на всю
толщину пересекаемой конструкции. В пучинистых и просадочных
грунтах, а также при необходимости в других случаях на подзем-
ных вводах должны предусматриваться конструктивные решения
по защите газопроводов от повреждения при осадке здания. Кон-
струкция уплотнения и конструктивные решения по предотвраще-
нию повреждения газопроводов при осадке зданий должны исклю-
чить возможность проникновения газа в техническое подполье или
подвал здания в случае утечки его из подземного газопровода.
Вводы и выпуски водопровода, канализации, кабеля и теплосети
и других коммуникаций, проходящих через подземную часть на-
ружных стен зданий, должны быть также тщательно уплотнены
в соответствии с требованиями глав СНиП. Указанные вводы, как
правило, выполняются через стены выше фундаментов.
На подземных газопроводах, транспортирующих газовую фазу
низкого давления, отключающее устройство на вводе в здание ре-
комендуется устанавливать только снаружи здания, а для преду-
преждения конденсате- и гидратообразования цокольный ввод дол-
жен утепляться (рис. 10.15).
Газопроводы при пересечении фундаментов, перекрытий и лест-
ничных площадок, стен и перегородок (засыпанных из дырчатого
кирпича) должны заключаться в футляр (рис. 10.16). Участки
газопроводов в пределах футляров не должны иметь стыковых
соединений Конец футляра должен выступать над полом или лест-
ничной площадкой не менее чем на 50 мм. Прокладка газопрово-
дов сжиженных газов в технических коридорах, технических под-
польях и подвалах не разрешается. На подземных газопроводах,
подающих от групповой установки газ к группе зданий, должны
устанавливаться отключающие устройства, которыми могут быть
задвижки или краны, помещаемые в малогабаритные колодцы глу-
биной от 0,6 до 1,0 м, гидрозатворы и краны на вводе. При под-
ключении к групповой установке одного здания отключающее уст-
ройство на газопроводе может не использоваться
495
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 10.15. Утепленный цокольный ввод газопровода
для сжиженных газов
/ — защитный кожух; 2 — теплоизоляция; 3 — ввод; 4 — изоли-
рующий фланец; 5 — кирпичная кладка.
Рис 10 16 Футляр для про-
кладки газопровода через
фундамент или стену.
I - набивка из просмоленной
пеньки, 2 — заливка концов
футляра из битума III марки
496
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Самым слабым местом на сооружениях подземного газопровода
являются водоотводные (конденсатоотводные) трубки, которые
установлены на гидрозатворах и конденсатосборниках. Эти трубки
часто подвергаются деформации под действием касательных сил
морозного выпучивания. При этом необходимо считаться с возмож-
ными вертикальными знакопеременными напряжениями пучения
грунтов (поднятие грунтов при промерзании и осадка их при от-
таивании). При неизбежности прокладки подземного газопровода
в грунтах с различной степенью пучинистости следует преду-
смотреть следующие основные конструктивные мероприятия: за-
мена очень пучинистых грунтов непучинистыми или малопучини-
стыми на глубину сезонного промерзания по степени морозного
пучения; при проектировании отказ от установки гидрозатворов
и конденсатосборников на подземных газопроводах ближе 20 м
от водоразборных колонок для снабжения населения водой; пре-
дохранение грунтов от увлажнения; изоляция водоотводных тру-
бок гидрозатворов и конденсатосборников покрытием весьма уси-
ленного типа из полимерных липких лент в соответствии с требо-
ваниями табл. 17 ГОСТ 9.015—74. Полимерная пленка снижает
касательные силы морозного пучения грунтов в 2,5—8 раз.
Надземные газопроводы. Прокладку газопроводов низкого и
среднего давления допускается производить по наружным стенам
жилых и общественных зданий не ниже IV степени огнестойкости
и отдельно стоящим несгораемым опорам. Допускается преду-
сматривать прокладку газопроводов низкого давления с условным
диаметром труб, как правило, до 50 мм по наружным стенам жи-
лых домов V степени огнестойкости (деревянным).
Надземные газопроводы следует проектировать с учетом ком-
пенсации продольных деформаций по фактически возможным тем-
пературным условиям работы и при необходимости (когда не обес-
печивается самокомпенсация) предусматривать установку компен-
саторов. Применение сальниковых компенсаторов не допускается.
Высота прокладки газопровода должна назначаться при условии
обеспечения осмотра и ремонта. Под оконными проемами и бал-
конами зданий предусматривать фланцевые или резьбовые соеди-
нения на газопроводах не допускается Газопроводы, прокладывае-
мые по наружным стенам зданий, эстакадам, опорам, а также
стояки на выходе из земли при необходимости должны быть за-
щищены от механических повреждений. Газопроводы должны быть
проложены с уклоном не менее 0,003 с установкой в низших
точках устройств для удаления конденсата. Для указанных газо-
проводов должна предусматриваться тепловая изоляция (рис. 10.17).
Минимальные расстояния по горизонтали в свету от надземных
газопроводов, проложенных на опорах, до жилых и общественных
зданий должны быть не менее 2 м. Расстояния в свету между над-
земными газопроводами и трубопроводами другого назначения при
их совместной прокладке и пересечении должны приниматься при
диаметре газопровода до 300 мм — не менее диаметра газопро-
вода, но не менее 100 мм Расстояния между опорами надземных
497
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 10.17. Схема наружных i азопроводов с тепловой изоляцией вдоль наруж-
ной стены жилого дома.
1 — штуцер для спуска воды; 2 — воздухосборник внутри лестничной клетки; 3 — проекти-
руемый газопровод паровой фазы; 4 — проектируемый трубопровод горячей воды (спут-
ник); 5 — трубопровод в футляре; 6 — сгон муфтовый с контргайкой на резьбе; 7 — кран
проходной
газопроводов следует определять в соответствии с требованиями
действующих указаний по расчету стальных трубопроводов раз-
личного назначения.
Размещение отключающих устройств. На газопроводах следует
предусматривать установку отключающих устройств на вводах
газопроводов в отдельные жилые и общественные здания или
группу смежных зданий (два и более), а также перед наружными
(открытыми) газопотребляющими установками.
На подземных газопроводах отключающие устройства должны
устанавливаться в колодцах мелкого заложения, как правило
вместе с компенсаторами. На газопроводах с условным проходом
менее 100 мм следует применять преимущественно П-образные
компенсаторы. При стальной арматуре, присоединяемой к газопро-
водам на сварке, компенсаторы не устанавливаются.
Установка отключающих устройств на вводах газопроводов низ-
кого давления сжиженных газов должна, как правило, предусма-
триваться снаружи здания.
При расположении отключающей арматуры на высоте более
2,2 м следует предусматривать площадки из несгораемых мате-
риалов с лестницами или дистанционный привод. Для обслужива-
ния арматуры, используемой редко, допускается предусматривать
применение переносной лестницы.
При прокладке в одной траншее двух и более газопроводов
устанавливаемая запорная арматура должна быть, как правило,
смещена относительно друг друга на расстояние, обеспечивающее
удобство обслуживания и ремонта.
Газопроводы, прокладываемые внутри помещений. Газопроводы
внутри квартир необходимо прокладывать открыто по стенам по-
мещений параллельно полу (потолку). Протяженность газопрово-
дов от стояков до газовых приборов должна быть по возможности
минимальной. При этом не должно допускаться пересечение тру-
бами жилых комнат, а при пересечении стен—дымовых и венти-
ляционных каналов. При креплении газопроводов к стенам надо
498
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
соблюдать расстояния, обеспечивающие возможность осмотра и
ремонта газопроводов и установленной на них запорной арматуры.
Установка кранов упорной гайкой в сторону стены недопустима.
Взаимное расположение газопроводов и электропроводки вну-
три зданий должно удовлетворять следующим требованиям: от
проложенного открыто электропровода до стенки газопровода
должно быть выдержано расстояние не менее 10 см; это расстоя-
ние может быть уменьшено до 5 см при прокладке электропроводов
в трубках; в месте пересечения газопровода с открыто проложен-
ным электропроводом последний должен быть заключен в резино-
вую или эбонитовую трубку, выступающую на 10 см с каждой
стороны газопровода; при скрыто проложенном электропроводе
от стенки газопровода должно быть выдержано расстояние не ме-
'нее 5 см, считая до края заделанной борозды. В местах пересече-
ния газопровода с другими трубопроводами (водопровод, канали-
зация) трубы не должны соприкасаться. Для отключения газа
кроме крана на каждом стояке краны устанавливают на вводе
в квартиру в лестничной клетке (при лестничном стояке), на от-
ветвлении от стояка к приборам в кухне и перед каждым газовым
прибором. При расположении стояка в кухне и установке в квар-
тире только одного газового прибора (плиты) без счетчика отклю-
чающий кран на отводе от стояка может не устанавливаться.
Газопроводы, прокладываемые внутри помещений, должны быть
из стальных труб. Соединение труб следует предусматривать, как
правило, на сварке. Резьбовые и фланцевые соединения допуска-
ются только в местах установки запорной арматуры и газовых
приборов. Разъемные соединения газопроводов должны быть до-
ступны для осмотра и ремонта. Прокладку газопроводов внутри
зданий и сооружений следует предусматривать открытой. В поме-
щениях предприятий бытового обслуживания, общественного пи-
тания и лабораторий допускается прокладка подводящих газопро-
водов к отдельным агрегатам и газовым приборам в бетонном
полу с последующей заделкой труб цементным раствором. При
этом для труб должна предусматриваться противокоррозионная
изоляция. В местах входа и выхода газопровода из пола должны
предусматриваться футляры, выступающие над ними не менее чем
на 3 см.
Прокладка газопроводов в местах прохода людей должна пре-
дусматриваться на высоте не менее 2,2 м от пола до низа газо-
провода.
Газопроводы, по которым транспортируется паровая фаза сжи-
женных газов, должны прокладываться с уклоном не менее 0,003
(в помещениях, в которых температура может* быть ниже 3 °C,
должна предусматриваться тепловая изоляция).
На стояках и разводящих участках газопроводов, проклады-
ваемых в зданиях, установка пробок не допускается.
Газопроводы, прокладываемые внутри помещений и в каналах,
должны окрашиваться. Для окраски следует предусматривать
стойкие лакокрасочные материалы.
499
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Отключающие устройства на газопроводах, прокладываемых
в жилых и общественных зданиях, надлежит устанавливать на
каждом стояке, если от одного ввода предусматривается устрой-
ство двух и более стояков, каждый из которых обслуживает более
четырех этажей; перед каждым газовым прибором. На газопрово-
дах перед горелками пищеварочных котлов, ресторанных плит,
отопительных печей и другого оборудования должна предусматри-
ваться установка двух последовательных отключающих устройств
(одного для отключения прибора в целом, а второго для отключе-
ния горелки). На газопроводах перед газовыми приборами, у ко-
торых отключающее устройство перед горелками предусмотрено
в их конструкции (газовые плиты, водонагреватели и др.), уста-
навливается одно отключающее устройство. Отключающие устрой-
ства для отключения стояков допускается размещать в лестнич-
ных клетках, тамбурах, коридорах.
Соединения газовых приборов и газогорелочных устройств с га-
зопроводами следует предусматривать, как правило, жесткими.
Присоединение к газопроводу лабораторных горелок, а также уста-
навливаемых в цехах промышленных предприятий переносных и
передвижных газогорелочных устройств и агрегатов допускается
после отключающего крана резинотканевыми рукавами. Резинотка-
невые рукава для присоединения бытовых газовых приборов и ла-
бораторных горелок к газопроводам должны быть длиной не более
3 м без стыковых соединений. Рукава не должны проходить через
стены, окна или двери. В местах присоединения к газопроводу и
прибору, а также в местах соединения между собой рукава дол-
жны надеваться на гофрированные наконечники и крепиться хому-
тами. Применение резинотканевых рукавов допускается при тем-
пературе окружающей среды от —30 до +50 °C. Рукава должны
быть защищены от механических повреждений, защемления, рез-
ких перегибов. Перемещение переносных и передвижных приборов
и агрегатов должно быть ограничено во избежание натяжения при-
соединительных рукавов.
6. ТРЕБОВАНИЯ К ПОМЕЩЕНИЯМ
ПРИ УСТАНОВКЕ БЫТОВЫХ
ГАЗОВЫХ ПРИБОРОВ
Установку газовых плит в жилых зда-
ниях следует предусматривать в помещениях кухонь высотой не
менее 2,2 м, имеющих окно с форточкой (фрамугой) или открываю-
щейся створкой и вытяжной вентиляционный кран. При этом внут-
ренний объем помещений кухонь должен быть не менее 8 м3 при
установке двухгорелочной плиты, 12 м3 — трехгорелочной плиты и
15 м3 — четырехгорелочной плиты. В существующих жилых зда-
ниях при отсутствии вентиляционного канала и невозможности
использования в качестве такого канала дымоходов допускается
установка газовых плит в помещениях кухонь высотой не менее
2,2 м не менее указанных выше при наличии в помещении окна
500
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
с форточкой или фрамугой в верхней части окна. (Допускается
установка газовых плит в кухнях или помещениях, приспособлен-
ных под кухни, без окон, кроме расположенных в подвальных
этажах, при наличии в них вытяжного вентиляционного канала и
выхода в смежное нежилое помещение с окном, имеющим фра-
мугу или форточку. Если в помещениях кухонь, в которых преду-
сматривается установка газовых плит, нет самостоятельных венти-
ляционных каналов, допускается использовать в качестве таких
каналов имеющиеся в стенах зданий обособленные дымоходы от
неработающих или разобранных отопительных печей. Допускается
установка газовых плит в коридорах индивидуального пользования
при наличии в коридорах окна с форточкой или фрамугой в верх-
ней части окна. При этом проход между плитой и противополож-
ной стеной должен быть шириной не менее 1 м. Стены и потолки
коридоров должны быть оштукатурены, а жилые помещения от-
делены от коридора плотными перегородками и дверью. (Уста-
новка газовых приборов в кухнях, расположенных в цокольных и
подвальных этажах, не допускается). В существующих жилых до-
мах сельского типа, где не выделено помещение кухонь, допуска-
ется предусматривать установку газовых плит в помещениях вы-
сотой не менее 2 м, имеющих окно с форточкой или фрамугой и
объем в 2 раза больше указанного выше. Переносные газовые
плиты допускается устанавливать на шестке русской печи. Пере-
носная газовая плита должна присоединяться к газопроводу рези-
нотканевым шлангом Высота и объем помещения в этих случаях
не регламентируются. Установку бытовых газовых стационарных и
переносных плит вне жилого помещения допускается предусма-
тривать в летних кухнях или под навесом. При этом помещение
летней кухни должно полностью удовлетворять изложенным выше
требованиям. При установке плиты под навесом горелки должны
быть оборудованы приспособлением, предохраняющим от задува-
ния ветром.
Минимальный воздухообмен должен назначаться исходя из не-
обходимости вентиляции газифицированных кухонь. Объем вы-
тяжки из них должен быть, м3/ч, не менее: в кухне однокомнат-
ной квартиры — 60, то же в двухкомнатной — 75, в трехкомнат-
ной— 90, в ванной комнате и санузле — по 25.
Установку газовых водонагревателей следует предусматривать
в помещениях кухонь и кубовых. Не допускается устанавливать га-
зовые проточные водонагреватели в местах, где не может быть
обеспечено их обслуживание постоянно обученным персоналом и
число лиц, пользующихся этими приборами, неограничено (гости-
ницы, санатории, дома отдыха, общежития), а также в жилых зда-
ниях с централизованным горячим водоснабжением Не допуска-
ется установка газовых водонагревателей в жилых зданиях выше
5 этажей.
В двухэтажных зданиях, квартиры которых расположены на
двух уровнях, допускается устанавливать в кухнях кроме газовой
плиты газовые приборы с отводом продуктов сгорания в дымоходы
501
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При этом в жилых помещениях, расположенных над кухнями, сле-
дует предусматривать устройство с вытяжной вентиляцией. Крат-
ность воздухообмена должна быть не менее 3 м3/ч на 1 м2 пло-
щади комнаты.
При установке в кухне газовой плиты и проточного водонагре-
вателя объем кухни принимается согласно приведенным выше нор-
мам для плит. В кухнях квартир, расположенных под жилыми ком-
натами, разрешается установка только одной газовой плиты. Уста-
новка других газовых приборов в этих кухнях не допускается.
Помещения, где устанавливаются газовые водонагреватели,
должны иметь вентиляционный канал. Для притока воздуха сле-
дует предусматривать в нижней части двери или стены, выходящей
в смежное помещение, установку решетки или зазор между дверью
в помещение и полом с живым сечением не менее 0,02 м2.
При проектировании систем местного (квартирного) водяного
отопления жилых зданий следует применять, как правило, газо-
вые малометражные отопительные котлы или емкостные газовые
водонагреватели или отопительные приборы с водяным контуром
заводского изготовления. Допускается перевод на газовое топливо
малометражных котлов заводского изготовления, предназначенных
для твердого или жидкого топлива. Переводимые на газовое топ-
ливо отопительные установки должны оборудоваться газогорелоч-
ными устройствами с автоматикой безопасности. В одном помеще-
нии допускается установка двух емкостных водонагревателей или
двух малометражных отопительных котлов. При необходимости
установки в одном помещении большего числа котлов или водо-
нагревателей к помещению должны предъявляться требования,
как к котельной.
Установку емкостных газовых водонагревателей для отопления
и газовых малометражных отопительных котлов следует предусма-
тривать в нежилых помещениях объемом не менее 7,5 м3, имею-
щих вытяжной вентиляционный канал и решетку или зазор между
полом и дверью. При установке котла или емкостного водонагре-
вателя для отопления в кухне объем помещения должен быть на
6 м3 больше необходимого для установки газовых плит.
Для отопления помещений допускается предусматривать приме-
нение газовых каминов и калориферов заводского изготовления
с отводом продуктов сгорания в дымоход. Газогорелочные устрой-
ства этих приборов должны быть оснащены автоматикой безопас-
ности. Помещение, в котором предусматривается установка газо-
вого камина или калорифера, должно иметь окно с форточкой или
вентиляционный канал.
При установке газовых каминов на стенах необходимо соблю-
дать требования, предусмотренные для проточных водонагревате-
лей, а при установке газовых каминов на полу помещения — тре-
бования, предусмотренные выше для отопительных приборов
(малометражные котлы, емкостные водонагреватели и др.). Рас-
стояние от газового камина до стационарных предметов домаш-
него обихода и мебели должно быть не менее 0,75 м.
502
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
7. УСТАНОВКА БЫТОВЫХ
ГАЗОВЫХ ПРИБОРОВ
Все устанавливаемые в жилых зданиях
бытовые газовые приборы обязаны отвечать требованиям дейст-
вующих государственных стандартов и иметь паспорт завода-изго-
товителя, подтверждающий их соответствие требованиям стан-
дартов и сжиганию сжиженных газов. Основные требования, предъ-
являемые к установке бытовых газовых приборов, были изложены
в предыдущем параграфе.
При установке бытовых газовых плит необходимо также учи-
тывать, что расстояние между краем верха плиты и стеной дол-
жно быть около 5 см. Установка плит должна обеспечивать наи-
большее удобство пользования ими, и необходим свободный подход
к плите не менее чем с двух сторон. Плиты не рекомендуется раз-
мещать вблизи или против окон, так как при их открытии
возможно сдувание пламен при их работе на малых тепловых
нагрузках или на режимах, близких к пределу отрыва
пламен.
В кухнях с деревянными неоштукатуренными стенами в местах
установки плит следует предусматривать изоляцию стен штукатур-
кой, асбофанерой или кровельной сталью по листу асбеста толщи-
ной 3 мм. Допускается замена асбеста войлоком, пропитанным гли-
няным раствором. Изоляция стен при установке плиты должна
предусматриваться от пола, а при установке переносной плиты —
от ее основания и выступать за габарит плиты на 10 см с каждой
стороны и менее чем на 80 см сверху. Деревянные основания, на
которые устанавливаются переносные плиты, должны обиваться
кровельной сталью по асбесту. Расстояние между задней стенкой
корпуса газовой плиты и оштукатуренной стеной помещения дол-
жно приниматься не менее 7 см. Расстояние от неизолированной
боковой стены духового шкафа плиты до деревянных элементов
стационарной мебели должно предусматриваться не менее 15 см.
Между плитой и противоположной стеной должен быть обеспечен
проход шириной не менее 1 м. Установка наиболее распространен-
ной четырехгорелочной плиты типа ПГ4 приведена на рис. 10.18.
Аналогично устанавливаются и плиты других типов. Приведен-
ные на рис. 10.18 размеры, мм: В для двухгорелочных плит со-
ставляют 428, четырехгорелочных — 520 или 600; размеры Вх со-
ответственно— 630, 720, 800; размеры L соответственно — 450, 600.
В соответствии с требованиями действующих технических нор-
мативных документов проточные газовые водонагреватели устанав-
ливаются в помещениях кухонь с многоточечным водоразбором,
как это показано на рис. 10.19. Однако разрешается также эксплуа-
тация водонагревателей, ранее установленных в ванных комнатах
объемом не менее 7,5 м3. В помещении должны быть вентиляци-
онный канал и жалюзийная решетка или зазор между дверью и
полом с живым сечением не менее 0,02 м2. Установку газовых про-
точных водонагревателей следует предусматривать на несгораемых
503
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 19 Схема установки газового проточного водонагревателя с многоточечным водоразбором
£
СЛ
в
S
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 18 Установка четырехгорелочной плиты ПГ4
а — у трудносгораемой стены с вертикальным и горизонтальным подводом газа (1 — газовая бытовая четы-
рехгорепочная плита, 2 — труба, подводящая газ к плите 3— муфта, 4— контргайка, 5 — сгон, 6 — кран га-
зовый 7 — листовая сталь по асбестовому картону) б —у трудносгораемой или несгораемой стены
стенах помещения на расстоянии не менее 2 см от стены. При
отсутствии в помещении несгораемых стен допускается устанавли-
вать водонагреватель на трудносгораемой стене на расстоянии не
менее 3 см от стены. Поверхность стены в этом случае должна
быть изолирована кровельной сталью по листу асбеста толщиной
3 мм. Обивка должна выступать за корпус водонагревателя на
10 см. При установке водонагревателя на стене, облицованной
глазурованными плитками, устройство изоляции не требуется. Рас-
стояние по горизонтали в свету между выступающими частями
водонагревателя и газовой плиты должно быть не менее 10 см.
Температура помещения, в котором устанавливается аппарат, не
должна снижаться ниже +5 °C. Аппарат навешивается на крюки,
вделанные в стену. Перед установленным аппаратом и у боковых
его сторон должно оставаться пространство, достаточное для об-
служивания. Подвод газа, холодной воды и разводка горячей воды
(для многоточечного водоразбора) осуществляются трубами Dy =
= 15 мм. На газоподводящей трубе перед аппаратом обязательно
должен быть установлен газовый кран, перекрывающий доступ
газа к аппарату после прекращения работы. Соответственно на
трубе, подающей холодную воду, перед аппаратом должен быть
установлен вентиль. При монтаже водонагревателя водоразборный
узел (кран) может устанавливаться непосредственно у аппарата
с присоединением его к патрубку горячей воды. Смеситель следует
устанавливать на некотором расстоянии от' аппарата (не менее
1 м) для обеспечения нормальной работы автоматики. При этом
смеситель должен иметь самостоятельный подвод холодной воды,
не связанный с подводящим водопроводом/аппарата.
Установка бытовых отопительных газовых аппаратов (емкост-
ные типа АГВ, с водяным контуром, каминов и др.) регламенти-
руется правилами, изложенными в § 6 настоящей главы. Для всех
отопительных аппаратов обязателен отвод продуктов сгорания
в дымоход, при этом сечение соединительной дымовой трубы дол-
жно быть равным сечению патрубка отопительного аппарата. В ос-
нову работы всех газовых отопительных водогрейных аппаратов
заложен принцип естественной циркуляции воды в отопительной
системе. Они, как правило, имеют емкость для нагрева воды, осу-
ществляемого за счет теплообмена с продуктами сгорания газа.
В соответствии с этим при проектировании отопительной системы
выбирают высоту взаимного размещения аппаратов и радиаторов
отопления, а также уклоны трубопроводов для поступающей и воз-
вратной воды (например, высота расположения точки нагрева от
уровня пола составляет для АГВ-80 996 мм, а для АГВ-120 —
1480 мм).
Водогрейные аппараты типа АГВ используются либо только для
отопительных целей, либо только для горячего водоснабжения.
Совмещенное их применение не рекомендуется. При установке АГВ
для горячего водоснабжения от водопровода на входной водяной
трубе кроме запорного крана (после него) устанавливается обрат-
ный клапан. Из стояка горячая вода по трубам отводится к ме-
506
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рпс 10 20 Схема подключе-
ния аппарата АГВ-80 к дымо-
ходу.
1 — люк для очистки дымохода;
2 — сталь 6=0,8 мм, 3 — асбесто-
вый картон 6=5 мм.
водонагревателя должен
стам водоразбора (ванна, раковина)/
Расширительный сосуд и сливную
трубу не устанавливают.
Отопительные аппараты с водяным
контуром предназначены только для
отопительных целей.
Указанные аппараты могут также
работать и при отсутствии водопро-
водной сети от напорной емкости, за-
полняемой водой по мере надобности
при помощи насоса.
Установка газовых малогабаритных
котлов, емкостных водонагревателей
типа АГВ и аппаратов с водяным кон-
туром типа АОГВ должна предусма-
триваться у несгораемых стен на рас-
стоянии не менее 15 см от стены. При
отсутствии в помещении несгораемых
стен допускается установка котла или
водонагревателя у трудносгораемых
стен при условии изоляции стены кро-
вельной сталью по листу асбеста тол-
щиной 3 мм или асбестофанерой, кото-
рая должна выступать на 10 см за
габарит корпуса. При наличии тепло-
вой изоляции котла изолировать
стены не требуется. Перед топкой
малометражного котла или емкостного
предусматриваться проход шириной не менее 1 м. При установке
котла или емкостного водонагревателя на деревянном полу под
ними должна предусматриваться изоляция пола из кровельной
стали по листу асбеста толщиной 3 мм или другой конструкции,
отвечающей требованиям пожарной безопасности. Изоляция дол-
жна выступать за габарит корпуса на 10 см.
Схема подключения аппарата АГВ-80 к дымоходу показана на
рис. 10.20, а схема монтажа — на рис. 10.21.
При установке АГВ должны быть выполнены все условия, обес-
печивающие нормальную и безопасную работу аппарата. Такими
условиями являются: соответствующее помещение для установки
аппарата; правильное присоединение аппарата к дымоходу, газо-
проводу.
Установка аппаратов в жилых зданиях допускает’ся только при
наличии дымохода с отводом в него продуктов сгорания от АГВ.
Аппараты могут размещаться в ванных комнатах и кухнях жилых
зданий. Температура помещений, в которых устанавливаются ап-
параты, должна быть не ниже 0 °C.
При подсоединении аппарата к дымоходу должны выполняться
требования пожарной безопасности. Площадь сечения дымохода не
должна быть меньше, чем у патрубка, присоединяемого к дымо-
507
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис 10 21 Схема монтажа аппарата АГВ 80
а — к отопительной сети, б — к сети горячего водоснабжения, 1 — аппарат АГВ 80, 2 —
термометр, 3— клапан обратный, 4 — водопровод подпиточный, 5 — главный стояк, 6 —
труба сигнальная; 7—стояк водопроводный, 8 — клапан предохранительный, 9 — душ
10 — расширитель, 11 — радиатор /2 — трубопровод обратной воды, 13 — труба сбросная,
14 — кран водоразборный, /5 — вентиль водопроводный
ходу. Аппарат, как правило, устанавливается на расстоянии не
менее 15 см от стены (рис. 10.20). Для удобства обслуживания
автоматики расстояние от аппарата со стороны автоматики до
ближайшей стены должно быть не менее 40 см.
Рис 10 22 Схема подключения аппарата АОГВ 10 3 У к ды
моходу (а) и к системе отопления (б)
508
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Наружная поверхность дымовой трубы, расположенная выше
кровли, должна быть оштукатурена цементным раствором
и защищена от атмосферных осадков. Часть трубы, располо-
женная на чердаке, должна быть оштукатурена и теплоизоли-
рована.
На рис. 10.22 показаны схемы подключения аппаратов с водя-
ным контуром АОГВ-Ю-З-У к дымоходу, а также к системе отоп-
ления.
8. ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
Продукты сгорания из отопительных ап-
паратов и других газовых приборов, конструкция которых преду-
сматривает удаление продуктов сгорания во внешнюю среду, отво-
дятся с помощью труб из кровельной стали, соединяющих дымоот-
водящий патрубок аппарата или прибора с дымоходом.
Следовательно, дымовые каналы (дымоходы) предназначены
для непосредственного полного отвода продуктов сгорания газа
во внешнюю среду от бытовых газовых приборов и аппаратов,
а также газифицированных отопительных печей и предотвращения
распространения продуктов сгорания в помещения, в которых они
установлены и эксплуатируются.
Дымоходы должны состоять из следующих основных элемен-
тов: соединительных труб от приборов и аппаратов, не имеющих
непосредственного ввода продуктов сгорания газа в дымоход;
дымоходов в насадных отдельно стоящих трубах или расположен-
ных в капитальных стенах (как правило, внутренних) и в ин-
дустриальных блоках; противопожарных разделок; ого-
ловков.
Отвод продуктов сгорания газа от бытовых газовых приборов
и другого газового оборудования, в конструкции которых преду-
смотрен отвод продуктов сгорания в дымоход, должен предусма-
триваться от каждого прибора, агрегата по обособленному дымо-
ходу. В существующих зданиях допускается предусматривать при-
соединение к одному дымоходу не более двух водонагревателей,
расположенных на одном или разных этажах здания при условии
ввода продуктов сгорания в дымоход на разных уровнях, не ближе
0,5 м один от другого, или на одном уровне с устройством в ды-
моходе рассечки на высоте не менее 0,5 м. В отдельных случаях
в существующих зданиях при отсутствии дымоходов в стенах раз-
решается устройство приставных дымоходов, которые при необхо-
димости должны иметь теплоизоляцию. Допускается присоедине-
ние к дымоходу отопительной печи одного автоматического газо-
вого водонагревателя или другого газового прибора при условии
достаточного сечения дымохода для удаления продуктов сгорания
от присоединяемого газового прибора; при этом пользоваться печью
и газовым прибором следует разновременно. Присоединение дымо-
509
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
отводящей трубы газового прибора к оборотам дымохода отопи-
тельной печи не допускается.
При проектировании дымоходов в наружных стенах зданий
толщина стенок дымоходов должна определяться расчетом. Пове-
рочному расчету подлежат также существующие в наружных сте-
нах дымоходы при проектировании газоснабжения тепловых уста-
новок, размещаемые в зданиях.
Температура продуктов сгорания на выходе независимо от рас-
положения дымохода должна быть не менее чем на 15 °C выше
точки росы. Это требование распространяется на любые виды ды-
моходов независимо от их расположения (во внутренних или на-
ружных стенах, а также отдельно стоящих и пр.).
Площадь сечения дымохода не должна предусматриваться
меньше площади патрубка газового прибора, печи и т. п., присо-
единяемых к дымоходу. При присоединении к дымоходу двух при-
боров, печей и т. п. сечение дымохода определяется исходя из
одновременной их работы.
Приборы коммунально-бытового назначения (ресторанные
плиты, пищеварочные котлы и др.) допускается присоединять как
к обособленным, так и к общему дымоходу. Допускается также
использовать соединительные дымоотводящие трубы, общие для
нескольких агрегат'ов. Ввод продуктов сгорания в общий дымоход
от нескольких приборов должен предусматриваться на разных
уровнях или на одном уровне с устройством рассечек, как было
оговорено выше. Сечения дымоходов и соединительных труб дол-
жны определяться расчетом.
Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. При необ-
ходимости допускается предусматривать дымовые каналы с укло-
ном под углом 8° к вертикали с отклонением в сторону не более
1 м. При этом площадь сечения наклонных участков дымовых
каналов должна быть не менее площади сечения их вертикаль-
ных участков. Для отвода продуктов сгорания от ресторанных
плит и других газовых агрегатов допускается предусматривать го-
ризонтальные участки дымоходов общей длиной не более 10 м.
Допускаются дымоходы в полу. Дымоходы должны быть доступны
для очистки.
Присоединение газовых водонагревателей и других газовых
приборов к дымоходам должно предусматриваться трубами, изго-
товленными из кровельной стали. Диаметр труб должен прини-
маться не менее диаметра дымоотводящего патрубка газового при-
бора. Длина вертикального участка трубы, считая от низа дымо-
отводящего патрубка газового прибора до оси горизонтального
участка трубы, должна приниматься не менее 0,5 м. В помещениях
высотой до 2,7 м для приборов со стабилизаторами тяги допуска-
ется уменьшение длины вертикального участка трубы до 0,25 м,
а для приборов без стабилизаторов тяги — до 0,15 м. Суммарная
длина горизонтальных участков соединительной трубы во вновь
строящихся зданиях должна приниматься не более 3 м, в сущест-
вующих зданиях — не более 6 м. Уклон трубы должен назначаться
510
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
не менее 0,01 в сторону газового прибора. Ниже места присоеди-
нения дымоотводящей трубы от прибора к дымоходам в кирпич-
ных стенах должно быть предусмотрено устройство «кармана»
с люком для чистки.
Расстояние от соединительной дымоотводящей трубы до несго-
раемого потолка или несгораемой стены должно приниматься не
менее 5 см, до деревянных оштукатуренных (трудносгораемых)
потолков и стен — не менее 25 см. Допускается уменьшение ука-
занного расстояния с 25 до 10 см при условии обивки тфудносго-
раемых стен или потолка кровельной сталью по листу асбеста
толщиной 3 мм. Обивка должна выступать за габарит дымоотво-
дящей трубы на 15 см с каждой стороны. На дымоотводящих тру-
бах допускается предусматривать не более трех поворотов с ра-
диусом закругления не менее диаметра трубы. Дымоотводящие
трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, при
необходимости должны быть покрыты теплоизоляцией.
На дымоотводящих трубах от ресторанных плит, кипятильников
варочных плит и других установок и газовых приборов комму-
нально-бытового назначения, не имеющих стабилизаторов тяги,
должны предусматриваться отключающие шиберы (заслонки). Ши-
бер должен иметь отверстие диаметром не менее 15 мм. На дымо-
ходах от приборов со стабилизаторами тяги установка шиберов
не допускается.
Дымовые трубы от газовых приборов в жилых домах должны
быть выведены (рис. 10.23): на 0,5 м выше конька крыши при
расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5 м от
конька крыши; уровень с коньком крыши, если они отстоят на рас-
стояние до 3 м от конька крыши; не ниже прямой, проведенной
от конька вниз под углом 10° к горизонту, при расположении труб
на расстоянии более 3 м от конька крыши. Во всех случаях высота
трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее
0,5 м. Если вблизи дымовой трубы находятся более высокие части
здания, строения или деревья, дымовые трубы от газовых прибо-
ров и агрегатов должны выводиться выше границы зоны ветрового
подпора. Дымоходы должны быть защищены от воздействия атмо-
сферных осадков. Зоной ветрового подпора является пространство,
находящееся ниже линии, проведенной под углом 45° к горизонту
от наиболее высокой части здания, строения или дерева.
Отвод продуктов (сгорания от газовых приборов коммунально-
бытовых потребителей допускается предусматривать по стальным
дымовым трубам. Стальные трубы вне здания должны иметь теп-
ловую изоляцию.
Для обеспечения герметичности соединительных труб отдельные
их звенья плотно, без зазоров вдвигаются одно в другое по ходу
движения газов не менее чем на половину диаметра трубы. Гори-
зонтальные участки соединительных труб для стока конденсата,
который может образоваться в начальный период работы при-
бора, необходимо прокладывать с уклоном не менее 0,01 в сторону
прибора.
511
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 10.23. Схема расположения газовых труб.
Для нормальной работы газовых приборов в месте выхода про-
дуктов сгорания (после тягопрерывателя) должно поддерживаться
определенное разрежение, зависящее от типа прибора. При разре-
жении меньше допустимого часть продуктов сгорания может выхо-
дить в помещение через прерыватель тяги или топочное устрой-
ство.
Проходное сечение дымоходов должно быть оптимальным, обес-
печивающим полный отвод и минимальное охлаждение продуктов
сгорания газа. Площадь поперечного сечения дымоходов должна
соответствовать тепловой мощности газовых приборов и аппара-
тов. Во всех случаях она не должна быть менее значений, опре-
деляемых по рис. 10.24. Площадь дымохода прямоугольного сече-
ния должна быт*ь в 1,3 раза больше площади дымохода квадрат-
ного сечения.
Применяемый материал, толщина стенок дымохода и слоя теп-
лоизоляции должны обеспечивать температуру уходящих продук-
тов сгорания газов на выходе из дымохода, независимо от его рас-
положения, на 15 °C выше точки росы, определяемой по рис. 10.25.
Минимально необходимые разрежения перед газовыми приборами
и аппаратами, коэффициенты избытка воздуха и некоторые харак-
теристики продуктов сгорания приведены в табл. 10.10.
Количество воздуха, подсасываемого через тягопрерыватель, за-
висит от разрежения перед газовым аппаратом и прибором. С из-
вестным приближением можно считать, что при разрежении до
3 Па воздух через тягопрерыватель почти не подсасывается; при
разрежении от 3 до 6 Па воздух подсасывается в количестве до
20 об. % продуктов сгорания, а при разрежении от 6 до 10 Па —
до 30 об. %. В задачу расчета дымохода входит определение по-
перечных сечений дымохода и присоединительной трубы, а также
значения разрежения перед газовыми аппаратами и приборами.
Поперечным сечением предварительно задаются, обычно принимая
скорость уходящих продуктов сгорания 1,5—2 м/с. О достаточпо-
512
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 10.24. Зависимость пло-
щади проходного сечения ды-
моходов от тепловой мощно-
сти присоединяемых приборов
и аппаратов.
1 — дымоходы круглые цементные
и стальные; 2 — дымоходы круг-
лые каменные, бетонные и дымо-
ходы квадратные бетонные, кир-
пичные.
Рис. 10.25. Зависимость точки росы
в продуктах сгорания сжиженных
углеводородных газов от коэффици-
ента избытка воздуха.
сти принятых сечений судят по полученному разрежению перед
аппаратом и прибором. Тяга определяется по формуле
Дрт = 0,0345// [ 1/(273 + /н. в) —1/(273 + /г)] рб,
Таблица 10.10
Некоторые показатели работы газовых аппаратов и приборов
Газовый аппарат и прибор Номинальная теп- ловая мощность Q, кВт Минимально необ- ходимое разреже- ние, Па Коэффициент из- бытка воздуха а Температура ухо- дящих газов f °C, не менее Температура при сжигании сжижен- ных газов К °C т. р
Проточные водонагревательные f аппараты ВПГ-20-1-3-П (ВПГ-18-1-3-П) 20,930 2,0 2,5 170 40
То же, ВПГ-23-1-3-П Аппараты водонагреватель- ные емкостные типа АГВ-80 23,260 2,0 2,5 170 40
6,98 2,0 3,0 ПО 36
То же, АГВ-120 Аппараты отопительные с во- дяным контуром в исполне- нии «У» АОГВ-Ю 13,956 2,0 2,5 НО 40
11,630 2,0 2,5 ПО 40
То же, АОГВ-15 17,445 2,0 2,5 ПО 40
То же, АОГВ-20 23,260 2,0 2,5 ПО 40
Отопительная печь 16,000 2,0 2,0 150 44
17 Заказ № 614
513
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
где Дрт— тяга, создаваемая дымовой трубой, дымоходом или вер-
тикальным участком присоединительной трубы, Н — высота уча-
стка, создающего тягу, м; tn в— температура окружающего воз-
духа, °C; tr— средняя температура газов на участке, °C; рб— ат-
мосферное (барометрическое) давление, Па.
Для определения средней температуры продуктов сгорания га-
зов необходимо знать снижение их температуры в результате осты-
вания при движении по соединительным трубам и дымовым кана-
лам. Расчет остывания уходящих продуктов сгорания выполняется
по формуле
Л/ = (/ух- /о. в)/[5,018Qn. C/(KFB) + 0,5],
где AZ — падение температуры уходящих продуктов сгорания на
расчетном участке, °C; Zyx— температура уходящих продуктов сго-
рания при входе в дымоход, °C; t0 в—температура воздуха, окру-
жающего дымоход, °C; Qn с — расход продуктов сгорания через ды-
моход, м3/ч, отнесенный к нормальным условиям; 5,018 — средняя
объемная теплоемкость продуктов сгорания газа (условно принята
постоянной) кВт/(м2-°С); К— среднее значение коэффициента теп-
лопередачи для стенок дымохода, отнесенное к внутренней поверх-
ности, кВт/(м2«°С); F3— внутренняя поверхность расчетного
участка дымохода, м2.
Ниже приводятся коэффициенты теплопередачи, кВт/(м2«°С),
для дымоходов и присоединительных труб:
Наружная дымовая труба с толщиной стен-
ки в один кирпич сечением
1к X 1к
1/2к X 1/2к
Дымоходы в кирпичной стене под кровлей.
Толщина стенок дымоходов в полкирпича
Дымоходы, расположенные в кирпичной
оштукатуренной стене. Толщина стенки
дымохода в полкирпича
Неутепленная стальная соединительная тру-
ба
Соединительная стальная труба, изолиро-
ванная асбестом, толщиной 2 см
3,25—3,71
3,94—4,52
3,13—3,48
2,32—2,55
3,48—4,64
2,9—3,83
Примерные значения падения температуры уходящих газов на
1 м погонной длины дымохода следующие: в кирпичном дымо-
ходе, расположенном во внутренней стене, 2—6 °C; в кирпичном
дымоходе, расположенном снаружи здания, 6—12 °C.
Разрежение перед газовым аппаратом и прибором определя-
ется по формуле, Па, Арраз=АРт—(Дртр+Лрм с), где Артр,
Арм с — потери давления на трение и местные сопротивления при
движении газов по соединительным трубам, дымоходам и дымовой
трубе, Па.
514
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Потери на трение определяются по формуле, Па,
Дртр = 1Ж (L/d) (Vyx/2) рух (273 4- ZCp/273),
j де __коэффициент трения, который можно принять для кирпичных каналов
и труб равным 0,04, для металлических — 0,02, для металлических окислен-
ных___0,04, А —длина расчетного участка, м, d — внутренний диаметр, м,
у ____скорость уходящих продуктов сгорания, определяемая по формуле
yyx = Qn c/(3600F), F — площадь поперечного сечения дымохода, м2, если се-
чение прямоугольное, то необходимо определить эквивалентный диаметр по фор-
муле dzub^Fin, П — периметр поперечного сечения дымохода, омываемый га-
зами, м, Рух — пчотность уходящих продуктов сгорания кг/м3, приведенная
к нормальным условиям, tcp — средняя температура уходящих продуктов сго-
рания, °C
Потери на местные сопротивления определяются по формуле, Па,
Арм с = l,02S£ (Vyx/2) (273 + fCp/273) + Арв,
где — сумма коэффициентов местных сопротивлений, включая сопротивление
при выходе из трубы, Дрв — гидравлические потери разрежения в дымоходе на
ветер, Па, определяемые по формуле ApB=tw24, а — коэффициент, принимае-
мый для квартир, расположенных с заветренной стороны дома со сквозным
проветриванием—-0,025, без сквозного проветривания — 0,1, v— скорость ветра
в теплый период года, м/с
При расчете дымоходов можно принимать следующие значения коэффициен
тов местных сопротивлений £, вход в соединительную трубу из тягопрерывт
теля — 0,5, поворот под углом 90°—0,9, внезапное расширение потока при
входе в кирпичный дымоход и поворот под у1лом 90°—1,2, выход из дымо
хода — 1,5—2,5
Остывание уходящих продуктов сгорания в дымоходе можно
определить по приведенной на рис 10.26 номограмме Для опре-
Рис 10 26 Номограмма по определению падения температуры уходящих
продуктов сгорания в дымоходах
515
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
деления безразмерного параметра ф, необходимого для нахожде-
ния температуры уходящих продуктов сгорания по номограмме,
следует пользоваться формулой
Ф = 0,2KFB/Qn. с-
В местах, где сгораемые и трудносгораемые конструкции зда-
ний и сооружений ('стены, перегородки, перекрытия, балки и т. п.)
примыкают к дымоходам, следует для бытовых аппаратов и при-
боров (проточных, емкостных, с водяным контуром и др.) преду-
сматривать противопожарные разделки асбестовым шнуром тол-
щиной 20 мм общим размером 250 мм.
При проектировании высотных домов для дымоходов соседних
зданий, попадающих в зону ветрового подпора, необходимо преду-
сматривать мероприятия, предотвращающие опрокидывание тяги
в каналах (наращивание, устройство ветрозащитных щитов, экра-
нов и т. п.). Установка на дымоходах зонтов и дефлекторов
не разрешается.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ РАСЧЕТЫ ТРУБОПРОВОДОВ
1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ
НИЗКОГО И СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ
Задача гидравлического расчета газо-
проводов низкого и среднего давле-
ния— обеспечить при максимально допу-
стимых перепадах давления газа эко-
номичность и надежность системы, ус-
тойчивую работу коммунально-бытовых
и промышленных потребителей в допу-
скаемых диапазонах давлений или,
наоборот, определить потери давления
при транспорте необходимого количе-
ства газа по трубам заданных раз-
меров
Внутренние диаметры газопроводов
определяются путем гидравлического рас-
чета при условии бесперебойного газо-
снабжения всех потребителей в часы мак
симального газопотребления
Значения расчетных перепадов давле-
ния газа при проектировании газовых се
тей бытовых, коммунальных, промыш-
ленных и сельскохозяйственных потреби-
телей принимаются в зависимости от
предполагаемого давления в месте под-
ключения с учетом технических характе-
ристик устанавливаемых газовых горе-
лок, устройств автоматики безопасности
и регулирования технологического режи-
ма тепловых приборов и агрегатов
Сопротивление движению газа в тру-
бопроводах слагается из сопротивлений
трения и местных сопротивлений Сопро-
тивления трения имеют место на всей
протяженности трубопроводов Местные
сопротивления создаются только в пунк-
тах изменения скоростей и направлений
движения газа
517
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
В зависимости от режима движения газа по газопроводу и значений коэф-
фициентов гидравлического сопротивления газопроводы низкого давления рас-
считываются по формулам:
а) для ламинарного режима движения газа, характеризуемого числом Рей-
нольдса Re<2000 и X=64/Re, Я == 1154200 (Q/d4vp/);
б) для критического режима движения газа при Re=2000<-4000 и
--- 0,025 У Re, Н=0,526Q2>333/(rf5’333v°-333) pZ;
в) для турбулентного режима движения газа при Re>4000 и Х=0,11 (Кэ/с/+
+68/Re)0>25#=70[(Ka/c/+1922vcZ/Q)]0’25-(Q2/d5)p/, где Н — потери напора (дав-
ления), Па; X — коэффициент гидравлического сопротивления; Q — расход газа,
м3/ч; d — внутренний диаметр газопровода, см; v — коэффициент кинематиче-
ской вязкости, м2/с, при температуре 0 °C и давлении 101,3 кПа; р — плотность
газа, кг/м3, при температуре 0 °C и давлении 101,3 кПа; I — расчетная длина
газопровода постоянного диаметра, м; Кэ— эквивалентная абсолютная шерохо-
ватость внутренней поверхности стенки, принимаемая для стальных труб рав-
ной 0,01 см.
При определении потерь давления в газопроводах низкого дав-
ления должны учитываться не только потери на трение и в мест-
ных сопротивлениях, но также и потери, вызываемые разностью
плотностей газа и воздуха, т. е. гидростатический напор, который
определяется по формуле Я=±10Л(рг—рв), где Н — потери на-
пора, Па; h — разность абсолютных геометрических отметок на-
чальных и конечных участков газопровода, м; рг, рв — плотность
газа и воздуха соответственно, кг/м3, при температуре 0 °C и дав-
лении 101,3 кПа. (Знак плюс относится к более высоким отметкам,
а знак минус — к более низким по отношению к исходной пло-
скости) .
В отличие от газопроводов низкого давления движение газа
в газопроводах среднего давления происходит при значительном
изменении плотности газа и скорости его движения. Гидравличе-
ский расчет газопроводов среднего давления во всей области тур-
булентного режима движения газа следует выполнять по формуле
(Ph~Pk)/Z= l>45-10-4[(Vd+ 1922vd/Q)]°’25((?2//)p,
где рн—абсолютное давление газа в начале газопровода, МПа;
рк — то же, в конце газопровода, МПа; остальные обозначения те
же, что и в предыдущих формулах.
2. МЕСТНЫЕ ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ
СОПРОТИВЛЕНИЯ
Местные гидравлические сопротивления
в газопроводах и вызываемые ими потери давления возникают в ре-
зультате изменения значений и направления скоростей движения
газа, а также в местах разделения и слияния потоков. Источни-
ками местных сопротивлений являются: переходы с одного раз-
мера газопровода на другой, колена, отводы, тройники, кресты,
а также запорная, регулирующая, измерительная и предохрани-
тельная арматура, сборники конденсата, гидравлические затворы,
компенсаторы, диафрагмы и др., приводящие к сжатию, расшире-
нию и изгибу потоков газа.
518
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При расчете наружных газопроводов потери давления в мест-
ных сопротивлениях, перечисленных выше, можно учитывать пу-
тем увеличения расчетной длины газопровода на 5—10 % Расчет-
ная длина участков наружных участков небольшой протяженности
со сложной конфигурацией и внутренних газопроводов определя-
ется по формуле / = + где li—действительная длина газо-
провода, м; — сумма коэффициентов местных сопротивлений
участка газопровода длиной Z; /э — условная эквивалентная длина
прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на кото-
ром равны потерям давления в местном сопротивлении со значе-
нием коэффициента £=1.
Эквивалентную длину iазопровода следует определять в зависимости от ре-
жима давления газа по следующим формулам.
а) для ламинарного режима движения газа /э = 5,5 • 10~6Q/v,
б) для критического режима движения газа /a = 12,15c/1-333v0>333/Q0'333;
в) для всей области турбулентного режима движения газа /э=й/[11 (Kafd+
+ 1922vt//Q)]°>25.
Пояснения обозначений величин приведены выше
При расчете газопроводов низкого давления для жилых домов
допускается определять потери давления газа на местные сопро-
тивления в размере:
— на газопроводах от вводов в здание до стояка — 25 % линейных потерь,
— на стояках — 20 % линейных потерь;
— на внутриквартирной разводке при длине разводки 1—2 м — 450 % ли-
нейных потерь, 3—4 м — 200 % линейных потерь, 5—7 м—120 % линейных по-
терь, 3—12 м — 50 % линейных потерь.
Числовые значения £ местных гидравлических сопротивлений
могут быть определены теоретически, в остальных случаях они по-
лучены экспериментальным путем. Значения коэффициентов £ для
наиболее распространенных видов местных сопротивлений приве-
дены ниже.
Коэффициент местного сопротивления сварных труб (рис. 11.1)
со стыками определяется по формуле £=Z[X(/CT/Z)o) +£ст], где Z —
число стыков на участке; X — коэффициент сопротивления трения;
£ст — коэффициент сопротивления одного стыка; при /ст/£>о <30
£ст —
при /ст/£>0^30
£ст — £д.
1ZTIDO 4 8 12 16
Ki 0,3 0,45 0,58 0,68
d! Do 0,01 0,02 0,03 0,0 4
£д 0,015 0,035 0,06 0,09
lc fl Dq 20 24 30
Ki 0,78 0,87 1,0
d/D0 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
£д 0,13 0,17 0,27 0,26 0,32 0,38
Рис 11 1 Труба сварная со стыками
519
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Коэффициент к шероховатых стен принимается в зависимости
от отношения А/£>0, где А (для сварных труб) =0,044-0,10:
д/По 0,00005 0,0001 0,0002 0,0003 0,0004 0,0005 0,0006 0,0007
X 0,01 0,012 0,013 0,014 0,015 0,016 0,017 0,018
Д/По 0,0008 0,0009 0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 0,006
к 0,018 0,019 0,02 0,023 0,026 0,028 0,031 0,032
д/п0 0,008 0,010 0,015 0,02 0,025 0,03 0,035 0,04 0,045
X 0,035 0,038 0,044 0,049 0,053 0,057 0,061 0,065 0,068
д/п0 0,05
X 0,072
Значения коэффициентов местных сопротивлений для случаев
расширения трубопровода (рис. 11.2, а и б) приведены в табл. 11.2
и 11.3.
Таблица 11.1
Коэффициенты местного сопротивления при внезапном
расширении трубопровода (рис. 11.2, а)
При Re < 3,5-103
FjFx 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 1,0
1 1,о 0,81 0,64 0,5 0,36 0,25 0,16 0,09 0,04 0
Таблица 11.2
Коэффициенты местного сопротивления при внезапном
расширении трубопровода (рис. 11.2, а)
При 10^ Re^3,5-103
Значения £ при Re
F.jF. О 1Л О см О со О S c-i О е» О СМ eOl-S О го О СМ го О со 3,5-Ю1
0,1 3,1 3,2 3,0 2,4 2,15 1,95 1,7 1,65 1,7 2,0 1,6 1,0 0,81
0,2 3,1 3,2 2,8 2,2 1,85 1,65 1,4 1,3 1,3 1,6 1,25 0,7 0,64
0,3 3,1 3,1 2,6 2,0 1,6 1,4 1,2 1,1 1,1 1,3 0,95 0,6 0,50
0,4 3,1 3,0 2,4 1,8 1,5 1,3 1,1 1,0 0,85 1,05 0,8 0,4 0,36
0,5 3,1 2,8 2,3 1,65 1,35 1,15 0,9 0,75 0,65 0,9 0,65 0,3 0,25
0,6 3,1 2,7 2,15 1,65 1,25 1,05 0,8 0,6 0,4 0,6 0,5 0,2 0,16
Коэффициент местного сопротивления при внезапном сужении
трубопровода (рис. 11.2, в) определяют по формуле ^ = [1/(елг—I)]2,
где 6 = 0,57 + 0,043/(1,1—п) — коэффициент сжатия струи; n = FQlF\.
Коэффициент е для различных п имеет следующие значения:
п 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
8 0,611 0,612 0,616 0,622 0,633 0,644 0,687
Коэффициент местного сопротивления конфузора при постепен-
ном сужении трубопровода (рис. 11.2, а) определяется по формуле
520
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 11.3
Коэффициенты местного сопротивления диффузора при постепенном расширении трубопровода (рис. 11.2, б)
а. Значения £расш
F0F, n=F1'F0 а
3° 6° 8° 10° 12 14= 16° 20 24° 30° 40° 60° 90° 180°
k оо 0,03 0,08 0,11 0,15 0,19 0,23 0,27 0,36 0,47 0,65 0,92 1,15 1,10 1,02
0,05 20,0 0,03 0,07 0,10 0,14 0,16 0,20 0,24 0,32 0,42 0,58 0,83 1,04 0,99 0,92
0,075 13,3 0,03 0,07 0,09 0,13 0,16 0,19 0,23 0,30 0,40 0,55 0,79 0,99 0,95 0,88
0,10 10,0 0,03 0,07 0,09 0,12 0,15 0,18 0,22 0,29 0,38 0,52 0,75 0,93 0,89 0,83
0,15 6,7 0,02 0,06 0,08 0,11 0,14 0,17 0,20 0,26 0,34 0,46 0,67 0,84 0,79 0,74
0,20 5,0 0,02 0,05 0,07 0,10 0,12 0,15 0,17 0,23 0,30 0,41 0,59 0,74 0,70 0,65
0,30 3,3 0,02 0,04 0,05 0,07 0,09 0,11 0,13 0,18 0,23 0,31 0,40 0,57 0,54 0,50
0,40 2,5 0,01 0,03 0,04 0,06 0,07 0,08 0,10 0,13 0,17 0,23 0,33 0,41 0,39 0,37
0,50 2,0 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,09 0,12 0,16 0,23 0,29 0,28 0,26
0,60 1,7 0,01 0,01 0,02 0,03 0,03 0,04 0,05 0,06 0,08 0,10 0,15 0,18 0,17 0,16
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
б. Значения £тр
Fo/F, п = F, Во а
2 3= 6° 8 10° 12° 14° 16° 20°
0,05 20,0 0,14 0,10 0,05 0,04 0,03 0,03 0,02 0,02 0,01
0,075 13,3 0,14 0,10 0,05 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01
0,10 10,0 0,14 0,10 0,05 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01
0,15 6,7 0,14 0,10 0,05 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01
0,20 5,0 0,14 0,10 0,05 0,03 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01
0,30 3,3 0,13 0,09 0,04 0,03 0,03 0,02 0,02 0,02 0,01
0,40 2,5 0,12 0,08 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01
0,50 2,0 0,11 0,07 0,04 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01
СП ьэ 0,60 1,7 0,09 0,06 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01
б
Рис 11 2 Расширение и сужение трубопровода
а, в — внезапное, б — постепенное (диффузор), г— по-
степенное (конфузор)
£=Кс?;суж + £тр, где Кс — коэффициент смягчения; £суж — коэффи-
циент местного сопротивления при внезапном сужении трубопро-
вода; £Тр — коэффициент сопротивления трению (табл. 11.3).
Значения коэффициента Кс приведены ниже-
а 10° 20° 30° 40° 60° 80° 100° 140°
Кс 0,40 0,25 0,20 0,18 0,20 0,3 0,4 0,6
Отводы с шероховатыми стенками конструктивно выполняют
в виде стандартного чугунного угольника (рис 113,а), гнутого
гладкого (рис. 113,6), сварного колена (рис 11 3, в) и сварного
сегментного (рис 11.3, г)
Значения коэффициентов местных сопротивлений стандартного
чугунного угольника (рис. 11.3, а) следующие:
Dy 15 20 25 32 40 50
£ 2,2 2,1 2,0 1,8 1,6 1,1
Рис 11 3 Отводы
а — стандартный чугунным угольник, б — гнутый,
в — колено, г — сварной сегментный
522
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Значения коэффициентов местных сопротивлении колена
(рис. 11.3 в) следующие:
р 90° 120° 135° 150°
i 1,4 0,7 0,4 0,2
Значения коэффициентов местных сопротивлений плавных отво-
дов (рис. 11.3,6 и г) приведены в табл. 11.4.
Для тройников и крестовин симметричных и несимметричных
значения коэффициентов потерь на проход и в ответвлении:
— при разделении расходов (рис. 11.4) принимаются по
табл. 11.5;
— при соединении расходов (рис. 11.5) принимаются по
табл. 11.6.
Коэффициенты местных сопротивлений приведены: для пробоч-
ных кранов — в табл. 11.7, для задвижек — в табл. 11.8, для венти-
лей с делительными стенками — в табл. 11.9, для дроссельного и
регулирующего клапанов — в табл. 11.10, для компенсаторов —
в табл. 11.11.
Таблица 11.4
Коэффициенты местных сопротивлений
для плавных отводов (гнутые гладкие, рис. 11.3, б,
сварные сегментные, рис. 11.3, г)
Угол изгиба отвода р Гнутые гладкие отводы при Ro Do Сварные сегментные отводы
при J -fylDo
1 2 3 4 1 2 3 4
45° 0,20 0,15 0,10 0,10 0,40 0,20 0,15 0,10
60 0,30 0,20 0,15 0,10 0,55 0,30 0,20 0,15
90 0,35 0,25 0,20 0,15 0,70 0,35 0,25 0,20
120 0,40 0,30 0,25 0,20 0,85 0,40 0,30 0,25
180 0,50 0,35 0,30 0,20 1,0 0,50 0,35 0,30
Рис 11 4. Разделение расходов
а — симметричный троиник, б — несимметричный тройник в — сим-
метричная крестовина.
523
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 11.5
Коэффициенты потерь на проход и в ответвлении в тройниках и крестовинах
при разделении расходов (рис. 11.4) (d0 — dc)
а Сварные изделия Стандартные детали
2 QOIQC s Q0/Qc
0 0.1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1.0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Коэффициент потери на проход £п
0,2
0,2 0,2 0,3 0,4 0,6 1,0
2,1 5,8 28
0,7 0,7 0,8 0,9
0,9 0,9 0,9 0,9
Коэффициент потери в ответвлении £0
1,2 1,7 3,0 6,1
1,2 1,7 3,0 6,1
i 6,7 82 оо
16,7 82 оо
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
d0 dc d0ldc
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0.8 0,9 1.0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 1,9 1.0
1,0 oo 100 25 11,4 0,6 4,3 3,1 2,3 1,9 1,5 1,3 1,0 OO 101 26 12,3 7,5 5,2 4,0 3,2 2,8 2,4 2,2
0,875 oo 58 14,8 6,8 4,0 2,6 2,1 1,7 1,6 1,2 1,1 0,875 oo 59 12,7 7,7 4,9 3,5 2,8 2,4 2,1 1,9 1,8
0,77 oo 35 9,1 4,2 2,5 1,7 1,5 1,3 1,2 1,1 1,0 0,77 oo 36 10,0 5,1 3,4 2,5 2,2 1,9 1,8 1,6 1,6
0,66 oo 19,9 5,7 3,0 2,1 1,6 1,4 1,3 1,2 i,i 1,0 0,66 oo 20,2 6,0 3,3 2,4 1,9 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3
0,60 oo 13,9 4,1 2,3 1,7 1,4 1,2 1,1 1,0 1,0 1,0 0,60 oo 14,2 4,4 2,7 2,0 1,7 1,6 1,5 1,4 1,4 1,3
0^50 oo 7.1 2,4 1,6 1,3 1,1 1,0 1,0 1,0 0,9 0,9 0,50 oo 7,5 2,8 1,9 1,6 1,5 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2
0’40 oo 3,4 1,5 1,2 1,0 1,0 1,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,40 oo 3,8 1,8 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2
0,30 oo 1,7 1,1 1,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,30 oo 2,0 1,5 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
0,20 oo 1,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,20 oo 1,4 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
Таблица 11.6
Коэффициенты потерь на проход и в ответвлениях в тройниках при соединении расходов (рис. 11.5)
а Сварные детали
б. Стандартные детали
Q0/Qc
^0 </с | 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 do dc 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0.7 0,8 0,9 1,0
1. Симметричные тройники
Коэффициенты потери в ответвлениях £0
| 193 | 42 | 17 | 9,2 | 5,8 | 4,1 | 3,2 | 2,7 | 2,4 | 2,2 | | 80 | 21,5 | 11
2. Несимметричные тройники
Коэффициенты потери на проход £п
| 7,0 | 5,0 | 3,9 | 3,3 | 2,8 | 2,5 | 2,3
1,0 0,2 0,5 0,6 1,4 2,1 3,2 5,2 8,8 20 73
0,875 0,2 0,5 0,7 1,4 2,2 3,4 5,6 9,7 22 86
0,77 0,2 0,5 0,9 1,4 2,3 3,6 5,9 10,6 25 99
0,70 0,2 0,5 0,9 1,5 2,4 3,8 6,5 12 29 120
0,7 0,8 0,9 1,0 1,4
2,2 3,6 6,7 16
73
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Коэффициенты потери в ответвлениях £0
1,0 47 3,8 1,6 2,8 2,8 2,7 2,4 2,1 1,9 1,7 1,0 65 10 2,6 1,0 2,0 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3
0,875 27 1,7 1,5 2,1 2,1 2,0 1,9 1,7 1,6 1,5 0,875 45 6,8 1,3 1,0 1,7 2,0 2,0 2,1 2,2 2,2
0,77 16 0,6 1,4 1,8 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 0,77 27 4,5 1,0 1,0 1,4 1,8 1,8 1,9 2,0 2,0
0,66 8,1 0,2 1,2 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 0,66 15 1,3 0,6 1,0 1,2 1,6 1,6 1,7 1,7 1,7
0,60 5,1 0,5 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 0,60 9 0,3 0,8 1,0 1,1 1,3 1,3 1,4 1,4 1,5
0,50 2,0 0,7 1,1 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 0,50 4,2 0,4 0,9 1,о 1,1 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3
0,40 0,2 0,9 1,0 1,1 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 0,40 1,6 0,5 0,9 1,0 1,1 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2
о СО еэ 525 0,6 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,30 0,4 0,6 0,9 1,0 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1
Рис. 115 Соединение расходов.
а — симметричный троиник, б — несимметричный тройник.
Таблица 11.7
Коэффициенты местных сопротивлений для
пробочных кранов (рис. 11.6, а)
б FhF0 б Fh'Fo £
5 0,93 0,05 35 0,44 11,2
10 0,85 0,31 40 0,35 20,7
15 0,77 0,88 45 0,27 41,0
20 0,69 1,84 ‘50 0,19 95,3
25 0,60 3,45 55 0,11 275,0
30 0,52 ЦДЮ 67 0
Таблица 11.8
Коэффициенты местного сопротивления для задвижек
а. Параллельных (рис. 11.6, б)
h/B0 0,25 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 0,10
£ 30,0 22,0 12,0 5,3 2,8 1,5 0,8 0,3 0,15
б. С симметричным сужением (рис. 11.6, в)
0,67 0,67 0,75 0,80
L/Do 2,50 1,68 1,33 1,50
1,45 1,80 0,60 0,39
526
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 11.6. Трубопроводная арматура.
а — кран пробочный; б — задвижка параллельная, в — задвижка с сужением; г — вентиль с делительными стенками
под углом 45°; д — с делительными стенками под углом 90°, е — клапан дроссельный; ж — клапан регулирующий
двухседельный.
Таблица 11.9
Коэффициенты местного сопротивления для вентилей
(рис. 11.6, г и 11.6, д)
Наклон Диаметр условного прохода Z>0, мм
делительных стенок 13 20 25 30 40 50 80 100 150 200 250 300 350
45° 10,8 8,0 — 4,9 — 4,0 4,1 4,4 4,7 5,1 5,4 5,5
90 15,9 10,5 9,3 8,6 7,6 6,9 — — — — — — —
Таблица 11.10
Коэффициенты местных сопротивлений для клапанов
(рис. 11.6, е и ж)
Клапан дроссельный
Клапан регулирующий двухседельный
б Da, мм
25 50 80 100 150
5 0,24 0,1 70,0 70,0 70,0 70,0 70,0
10 0,52 0,2 22,0 22,5 23,0 23,5 24,1
15 0,90 0,3 11,5 13,0 13,5 14,0 14,5
20 1,54 0,4 7,4 9,0 9,8 10,5 11,0
25 2,51 0,5 5,6 6,75 8,0 8,5 9,0
30 3,91 0,6 4,6 5,6 7,0 7,5 8,0
40 10,8 0,7 4,0 4,95 6,3 6,8 7,4
50 32,6 0,8 3,6 4,5 5,8 6,2 6,8
60 118,0 0,9 3,3 4,1 5,4 6,0 6,5
65 256,0 1,0 3,2 4,0 5,25 5,8 6,3
70 751,0 — — — — — —
90 — — — — — —
а
Рис. 11.7. Компенсаторы.
а — волнистый; б — лирообразный; в — П-образный.
528
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Таблица 11.11
Коэффициенты местного сопротивления
для компенсаторов (рис. 11.7)
Do, мм Волнистый Лирообразный (гладкий) П-образный
50 и 1,7 2,0
100 1,6 1,8 2,1
200 1,6 2,0 2,3
300 1,8 2,2 2,5
Таблица 11.12
Коэффициенты местного сопротивления для диафрагм
при Re > 105 (рис. 11.8)
0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18
£ 7000 3100 1670 1050 730 400 245 165 117 86 65,5
F./F. 0,20 0,22 0,24 0,26 0,28 0,30 0,32 0,34 0,36 0,38 0,40 0,43 0,47
1 51,5 40,6 32,0 26,8 22,3 18,2 15,6 13,1 11,5 9,55 8,25 6,62 4,95
FOIFX 0,50 0,52 0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00
£ 4,00 3,48 2,85 2,00 1,41 0,97 0,65 0,42 0,25 0,13 0,05 0
а, б
Рис. 11.9. Гидрозатворы (1) и сбор-
ники конденсата (2).
Рис. 11.8. Диафрагма.
529
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Диафрагма с острыми краями (при //£)0 = 04-0,015) в прямой
трубе показана на рис 11.8 При Re>105 коэффициент местного
сопротивления определяют по формуле
£ «[(1+0,707 Vl-IF.-F,) -(F„- F,)]2 (F,/F„)2
или принимают по табл. 11 12
Коэффициенты местного сопротивления для гидрозатворов
(рис 119) типа «а» составляют 3,0, типа «б» —1,5, для сборни-
ков конденсата типа «а» — 2,0, типа «б» — 0,5
3. РАСЧЕТНЫЕ НОМОГРАММЫ И УКАЗАНИЯ
ПО ГИДРАВЛИЧЕСКОМУ РАСЧЕТУ
ГАЗОПРОВОДОВ
Гидравлический расчет по приведенным
выше формулам довольно затруднителен. Для облегчения расче
тов С Н Борисов и В В Даточный разработали номограммы,
позволяющие решать задачи, встречающиеся при гидравлическом
расчете систем распределения газа
Рабочая номограмма для определения удельной потери давле-
ния R по QH (объемный расход газа при нормальных условиях) и
d при расчете газопроводов сжиженного газа низкого давления
с р==2,0 кг/м3 приведена на рис 11 10 Номограммы на рис 1111
и 11 12 служат для определения /э
Расчет выполняется в такой последовательности подготавли
вается аксонометрическая схема газопровода с расположением
на ней отводов, переходов, отключающей арматуры, сварных сты-
ков, компенсаторов и с разбивкой газопровода на расчетные уча-
стки; определяются для каждого участка расчетный расход газа,
протяженность, число и вид местных сопротивлений, разность аб-
солютных отметок начала и конца рассчитываемого газопровода,
рассчитывается участок, наиболее удаленный от регулятора давле-
ния газа; для расчетного участка с помощью номограммы
(рис 11 10) выбираются диаметр газопровода и удельные потери
давления R, в зависимости от расхода газа и от, принятого диа-
метра газопровода с помощью номограмм (рис 1111 или 11 12)
определяется длина эквивалентного участка с местным сопротив-
лением, равным единице, по расчетной схеме газопровода опреде-
ляется сумма коэффициентов местных сопротивлений и дополни-
тельная длина участка газопровода, определяются расчетная длина
газопровода I и общие гидравлические потери давления в зависи
мости от линейных местных сопротивлений как произведение IR,
в зависимости от пространственного положения газопровода к по
лученному результату прибавляется или вычитывается гидроста-
тический напор; аналогично рассчитываются все участки внутрен-
них и наружных газопроводов низкого давления и путем постепен-
ного приближения выбираются диаметры трубопроводов, обеспечи
вающие номинальные параметры
530
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
10000*
1000 •
200
100*
20
10
500*
400*
300*
50<
40>
30
5000*
4000*
3000*
2000*
0,5>
0,3<
0,2*
-21,3*2,8
2
1*
0,2 0,30,40,5
Номограмма для
низкого давления
4
3
Рис 1110
воде
3 4 5 Ю 20 304050 Я,Па/м
0,1
0,1
определения удельных потерь давления в газопро-
для пропана (р = 2 ki/m3, v = 3,7-10-6 м2/с)
531
325*8,0
299 * 8,0
245*7,0
219*6,0
194*6,0
180*6,0
168*6,0
159*4,5
152*4,5
146*4,5
140*4,5
133*40
127*^0
121*40
114*4,0
108*40
102*3,0
95*4,0
89*3,0
83*30
76*3,0
75,5*40
70*3,0
0*3,0
.0*15
57*10
48*15
45*3,0
38*3,Ь
33,5 * 3,2
26,8*2,8
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
О,м3/ч
2
0,05<
0,00<
20 300050 100 200
1з,М
—26,8*2,8
0,3
0,2
0,1
0,5
0,0
0,5
0,0
0,3
0,2
21,3*2,8
Ц,м3/ч
5
О
3
Иц* 8
88,5*0,0
83*3,0
—.76*3,0
^275.5*3,75
70*3,0
60*5,0
60*5,5
57*3,0
08*5,5
005*3,0
01,25*3,25
38*3,0
£-33,5*3,25
0,1
Рис 1111 Номограмма для определения
эквивалентных длин при QH = 0,14-200 м3/ч
для газообразного пропана (р = 2 кг/м3, v =
= 3,7- 10-6 м2/с)
Пример. Даны стальная элек-
тросварная труба по ГОСТ
10704—78 </нХ« = 60хЗ мм, рас-
ход газа Q=20 м3/ч, длина 15 м
Определить удельную потерю дав
ления R и эквивалентную длину
1Э для газопровода низкого дав-
ления
По номограмме (рис 1110)
по данным Q и dwXs потери дав-
ления на 1 м длины /? = 3 Па/м
Потери на длине I составят Rl=
= 45 Па С помощью номограммы
(рис 1111) по данным Q и dwX
Xs определяется /э. Она равна
2,0 м.
При расчете потерь дав-
ления в газопроводах сред-
него и высокого давления
подготовительные работы
выполняются в том же по-
рядке, что и для газопро-
водов низкого давления
Расчет потерь давления
для пропана производится
в следующем порядке, в за-
висимости от расхода газа
и длины газопровода опре-
деляется диаметр газопро-
вода; с помощью номо-
граммы (рис. 11.11 и 11.12)
в зависимости от расхода
газа и диаметра газопро-
вода определяется длина
эквивалентного участка га-
зопровода с местным со-
противлением, равным еди-
нице; по расчетной схеме
газопровода определяются
сумма коэффициентов мест-
ных сопротивлений и общая дополнительная длина участка газо-
провода; по номограмме (рис. 11.13) определяются расчетная
длина газопровода I и уточненные общие потери давления. Допу-
стимые перепады давления в газопроводах среднего и высокого
давления в зависимости от характеристики газовых приборов мо-
гут составлять 70—80 % от максимального значения рабочего дав-
ления в начале газопровода.
Пример. Даны стальная электросварная труба dHXs=76x3 мм, расход
газа Q = 200 м3/ч, длина газопровода /=30 м, давление в начале газопровода
Р1 = 0,5 МПа Определить давление рг в конце газопровода На номограмме
532
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
100
iH*s
1020*8,0
920*8,0
820*8,0
720*8,0
630*7,0
40*
30
20
10
BSSaMHIIII
- 530*7,0
Л26*9,0
/А02*Ь
Л377*§,0
7,351*3,0
7,325*3,0
7,299*8,0
273*7,0
245*70
159*4,5
152*4,5
-,,127*3,0
7,121*4,0
/114*4,0
TlO8*4O
- 102*3,0
. 95*40
- 89*3,0
- 83*3,0
- 76*3,0
- 70*3,0
60*3,0
2.-----------———-----------------------------H++-
100 200 300 400500 1000 2000 3000 5000 10000
0,м3/ч
Рис. Il 12 Номограмма для определения эквивалентных длин при QH> 100 м3/ч
для газообразного пропана (р = 2 ki/m3, v = 3,7-10~6 м2/с)
(рис П 13) прикладывается край линейки к точкам шкалы QH с пометкой 200
и шкалы dHxs с пометкой 76x3 Точку пересечения линейки и немой шкалы I
соединяют с точкой I шкалы с пометкой 30 На шкале pi2—рг2 находится ответ
fi2—рг2 = 0 085 По имеющемуся уравнению определяется р2=- 7pi2—0 085 =
= У0,52—0,085=У0,165 = 0,406 МПа
533
Электронная библиотека http://tgv.khstu.
С, 1 '
10000-^
л «
[—. юо
7-90
--80
5000^
4000 Л.
3000 *-=
2000
1000 —
500 —
400 —_
300 —
200 —
100
40
30
Ключ
1020*9,0—.
— 920*8,0
820 *9,0 —
-720*8,0
630*7,0 —
— 530*7,0
426*9,0—
377*9,0—
325*8,0 —
- 402*9,0
- 351*9,0
- 299 * 8,0
273*7,0 —
- 245 * 7,0
219*6,0—
,оп„сп ~ 194*6,0
- 168 * 6, О
- 152*4,5
- 140*4,5
- 127*3,0
- 114*4,0
— 102*3,0
- 89*3,0
180*6,0—
159*4,5-
146*4,5-
133*4,0-
121*4,0-
108*4,0-
95*4,0-
83*3,0-
- 76*3.0
70*3,0-
— 15
60*3,0
2 ?
т Р^-Рг
1 0,0и00!—.
0,00002 —
0 00005 —
0,0001 —
0,0002 —
0,0005 —
0,001—
0,002 —
0,005 —
0,01—_
0,02 —
0,05 —
0,1
0,2 —
тттт
Рис. 11 13. Номограмма для определения потерь давления в газопроводах сред
него и высокого давления для пропана до 1,2 МПа (р=2 кг/м3; v=3,7><
X 10-6 м2/с).
534
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
4. РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ
Трубопроводы рассчитываются по пре-
дельным состояниям: по несущей способности (по прочности и
устойчивости); по деформациям, если их значения могут ограни-
чить возможность применения трубопровода.
Расчет по несущей способности включает определение толщин
стенок труб, тройников, переходов, отводов и заглушек, допустимых
пролетов между опорами при надземной прокладке и расчет' на
самокомпенсацию.
Трубы выбираются по внутреннему диаметру и в соответствии
с рекомендациями действующих СНиП Госстроя СССР.
Расчет на прочность производится в следующем порядке. Рас-
четное сопротивление материала труб и их соединений опре-
деляется по формуле Ri = R1Hklm1m2. Расчетное сопротивление ма-
териала труб и их соединений определяется по формуле R2=
= R^k2m2mz, где 7?iH — нормативное сопротивление, равное наи-
меньшему значению временного сопротивления разрыву материала
труб и сварных соединений, принимаемое по стандартам или тех-
ническим условиям на соответствующие виды труб, МПа; R2n—
нормативное сопротивление, равное наименьшему значению пре-
дела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб
и сварных соединений, принимаемое по стандартам или техниче-
ским условиям на соответствующие виды труб, МПа; k\, k2— ко-
эффициенты однородности материала труб, принимаемые по
табл 11.13; mi—коэффициент условий работы материала при раз-
Таблица 11.13
Значения коэффициентов klt k2, и т2
Коэффициент Обозна- чение Значение
Однородности при разрыве стали: для бесшовных труб из углеродистой и нержа- 0,8
веющей стали и для сварных труб из низко- легированной ненормализованной стали для сварных труб из углеродистой и нержа- 0,85
веющей стали и для сварных труб из норма- лизованной низколегированной стали Однородности труб, изготовленных из сталей: низколегированной и нержавеющей 0,85
углеродистой 0,9
Условий работы материала при разрыве труб 0,8
Условий работы трубопроводов, транспортирую- щих: токсические, горючие, взрывоопасные и ежи- т2 0,6
женные газы инертные газы (азот, воздух, пар и т. п.) или т2 0,75
токсические, взрывоопасные и горючие жид- кости инертные жидкости т2 0,9
535
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
рыве труб, принимаемый по табл. 11.13; т2 — коэффициент усло-
вий работы трубопровода, принимаемый по табл. 11.13; т3— ко-
эффициент условий работы материала труб при повышенных тем-
пературах, принимаемый по табл. 11.14 в зависимости от марки
стали и рабочей температуры трубопровода.
Таблица 11.14
Значения коэффициентов т3 для труб из углеродистых сталей
разных марок
Сталь Рабочая температура в трубопроводе,* °C
От —39 до 4-100 250 430
Групп А и В по ГОСТ 380—71 марок с порядковыми номерами 2, 3 и 4 1 0,85 0,75**
Качественной конструкционной груп- пы 1 по ГОСТ 1050—74 марок с по- рядковыми номерами, 10, 15, 20 1 0,85 0,45
* Для промежуточных значений рабочей температуры значение т3 оп-
ределяется путем интерполяции двух ближайших значений, имеющихся
в таблице
** Это значение соответствует рабочей температуре трубопровода 300 °C,
выше которой углеродистые стали по ГОСТ 380—77 применять ие реке
мендуется
Определение толщины стенки трубы. При R^m3j(Ri"m2) >0,75 —
толщина стенки трубы д определяется по формуле, см, б =
= tipDn/[2R\ 4-пр)]; при /?9('/Дз/(7?iH/n2) =С0,75 — по формуле, см,
д = пр7)н/[2 (0,97?2н^з + пр)], где — наружный диаметр трубы, см,
р — рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; п—
коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, рав-
ный 1,2 (для труб, сваренных односторонним швом, значения рас-
четных и нормативных сопротивлений следует умножать на 0,8).
Определение допустимого пролета трубопровода. Приведенные
ниже расчетные формулы предназначены для трубопроводов, укла-
дываемых на опоры с самокомпенсацией температурных удлине-
ний (например, путем установки П- или Q-образных компенсато-
ров, Г-образных участков трубопроводов и т. п.), и для трубопро-
водов с линзовыми компенсаторами.
При определении допустимого пролета трубопровода различа-
ются средние и крайние пролеты (рис. 11.14).
Допустимый средний пролет трубопровода определяется по фор-
муле l = *J[R2—npDn/(4b)]W/a- Для трубопроводов, подлежащих
гидравлическому испытанию, расстояние между опорами трубопро-
вода во время испытания должно быть не больше /ИСп =
= д/[^2— ЛиспрПн/(4б)]и7/а. Для трубопроводов, в которых возможно
образование конденсата при их отключении, допустимый средний
пролет трубопроводов не должен превышать /пр = ф|/ЛIDnla , где
536
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Рис. 11.14. Схема прокладки трубопровода на опо-
рах.
1 — средние пролеты; 2 — крайние пролеты; 3 — компенси-
рующие устройства.
/— допустимый средний пролет трубопровода, м; /исп — расстоя-
ние между опорами трубопровода при гидравлическом испытании,
м; /Пр — допустимый средний пролет трубопровода по условию про-
висания в пролете, м; пИсп — коэффициент превышения рабочего
давления во время испытания трубопровода, устанавливаемый нор-
мами проектирования трубопроводов различного назначения и пра-
вилами приемки этих трубопроводов в эксплуатацию; б — толщина
стенки трубы, см; W и I — момент сопротивления и момент инер-
ции поперечного сечения трубы, см3 и см4; — расчетное сопро-
тивление материала труб и их соединений, МПа; 7?2° — расчетное
сопротивление материала труб и их соединений при температуре
гидравлического испытания, МПа; а — нагрузочный коэффициент,
определяемый в зависимости от метода монтажа трубопровода;
ф— безразмерный коэффициент, принимаемый по рис. 11.15 в за-
висимости от метода монтажа, заданного уклона трубопровода i и
параметра А.
з____
Значения параметра А определяются по формуле А = bDHy аЩ
где b — коэффициент, зависящий от метода монтажа трубопровода.
Значения коэффициентов а и b принимаются следующими: при
монтаже трубопровода плетями, в несколько раз превосходящими
Рис. 11.15. Графики для определения значения ко-
эффициента ф.
а — при неразрезном методе монтажа; б — при разрезном
методе монтажа
537
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
по длине расстояние между опорами (неразрезной метод мон-
тажа),
<2 — <21 (^тр221 Н-^пр^З "Г ^лед^д) 1 Ь ~ 3\ (1)
при монтаже трубопровода отдельными секциями, равными по
длине расстоянию между опорами (разрезной метод монтажа);
а) при укладке труб изолируемых трубопроводов па опоры без
изоляции
U = ' I <2г (^из^2 7пр^3 ^лед^)’» (2)
С1~С1д (<?из^2 Qnp«3 ^ледИ-4) > (3)
б) при укладке труб на опоры с изоляцией
£2 = £2^ (7тр«1+ ^из^г) + &3 (7пр«3 ~Г ^лед£24) *, (4)
а = а4 (<7пр«з + 7леД«4); Ь = 1, 2, (5)
где £2], аг, £23, £24 — коэффициенты, принимаемые по табл. 11.15 в за-
висимости от расчетной формулы; qTP — собственная масса 1 м
трубы, кг/м; £/из—масса изоляции на единицу длины трубы, кг/м;
^пр — масса транспортируемого продукта в единице длины трубы,
кг/м; ^лед — масса обледенения (если оно возможно) на единицу
длины трубы, определяемая согласно указаниям Госстроя СССР
по определению гололедных нагрузок, кг/м; п\, Пг, п3, — коэффи-
циенты перегрузки, принимаемые по табл. 11.16.
Таблица 11.15
Значения коэффициентов а4, а2, а3, а4
Метод монтажа Коэффи- циент При расчете по формулам
(1)- (2), (5) (3) (4)
Неразрезной 8,33 0,062 1
Разрезной а2 12,5 0,31 1
аз 4,17 0,062 0,2
«4 8,33 0 0
Таблица [1.16
Значения коэффициентов перегрузки
Масса Обозна- чение Значение
Собственная трубы П1 1,1
Изоляции п2 1,2
Транспортируемого продукта:
газ, пар Пз 1,2
жидкость «3 1,0
Обледенения трубопровода п4 1,3
538
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
О 0,04 008 0,12 0,16 0,20 0,40 Л
Рис. Н 16. График для определения значения коэффициента
повышения гибкости гнутых и сварных отводов Кр.
Рис. 11.17. График для
определения значения
коэффициента уц.
539
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
При подстановке в выражения для пролетов значений а, под-
считанных по приведенным формулам, берется большее зна-
чение.
Если отношение толщины стенки трубы к диаметру 6/7)н<0,007,
то трубу, уложенную на опоры, необходимо проверить на устойчи-
вость. Для обеспечения устойчивости круговой формы попереч-
ного сечения должно соблюдаться условие д^/р/(500 Уа/£)н),
где /Р — принятое значение среднего пролет'а трубопровода, м. До-
пустимый крайний пролет трубопровода принимается в размере
80 % среднего пролета.
Расчет на самокомпенсацию. Трубопроводы различного назна-
чения при расчетах их на воздействие температурных и других
перемещений рассматриваются как статически неопределимые пло-
ские или пространственные стержневые системы переменной жест-
кости, поскольку они состоят из прямолинейных и криволинейных
участков.
Определение усилий, возникающих в отдельных элементах тру-
бопроводов различного назначения от воздействия температурных
и других перемещений, производится методами строительной ме-
ханики расчета статически неопределимых стержневых систем.
Здесь могут использоваться также и любые алгоритмы машинных
расчетов пространственных трубопроводов.
Коэффициент повышения гибкости гнутых и сварных отводов
КР определяется по рис. 11.16 в зависимости от геометрического
параметра трубы X и параметра внутреннего давления со.
Значения параметров % и со вычисляются по формулам
Z = K6/r2; со = 0,867-10“6/грК2/(бг), где R— радиус центральной
оси кривой трубы, см; г — средний радиус поперечного сечения
трубы, см.
Прочность прямолинейного участка трубопровода проверяется
по формуле N/F±M/W^Rz, где N, М — расчетное продольное уси-
лие, кгс, и изгибающий момент, кг-см, в рассматриваемом сече-
нии от внешних нагрузок, действующих на трубопровод, от внут-
реннего давления и от температурных и других перемещений;
F, W — площадь сечения, см2, и момент сопротивления попереч-
ного сечения трубы, см3.
Прочность гнутых и сварных отводов проверяется по приведен-
ной выше формуле и условию 0,9уц/“27(Л41(/и7) где Л4Ц —
расчетный изгибающий момент от воздействия температурных и
других периодически изменяющихся перемещений, кгс-см; уц —
коэффициент, учитывающий периодическое изменение напряжен-
ного состояния; принимается по рис. 11.17, в зависимости от числа
циклов изменения напряженного состояния за время эксплуатации
трубопроводов.
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Айнбиндер А Б, Камерштейн А Г Расчет магистральных трубопроводов
на прочность и устойчивость М, Недра, 1982 342 с
Багдасаров В А Внутридомовые газовые сети и оборудование Л , Недра,
1974, 152 с
Белашов А Д Эксплуатация баллонных и групповых резервуарных уста-
новок сжиженного газа Л, Недра, 1979 158 с
Белашов А Д Особенности эксплуатации газового хозяйства в зимних ус-
ловиях Л , Недра, 1982 168 с
Берсенев И С, Бекетов П Н, Вигдорчик Д Я Слесарь газовик (справоч-
ное руководство), 2-е изд, перераб и доп М, Недра, 1977 392 с
Борисов С Н, Даточный В В Гидравлические расчеты газопроводов М,
Недра, 1972 112 с
Варгафтик Н Б Справочник по теплофизическим свойствам газов и жид-
костей М, Физматгиз, 1963 708 с
Вигдорчик Д Я, Лаубис Г Д, Масанов Ю И Автоматизация и механи-
зация работ на газоприемораздаточных станциях и кустовых базах сжиженного
газа М, Стройиздат, 1968 116 с
Газовое оборудование, приборы и арматура (справ руководство) 2-е изд ,
перераб и доп / Под ред Н И Рябцева М , Недра, 1972 620 с
ГОСТ 9 015—74 Единая система защиты от коррозии и старения Подзем-
ные сооружения Общие технические требования М, Изд во стандартов, 1974
80 с
ГОСТ 15860—70 Баллоны стальные сварные для сжиженных газов на дав-
тение до 16 кгс/см2 М, Изд во стандартов, 1971 12 с
ГОСТ 16350—80 Климат СССР Районирование и характеристики клима
тических параметров для промышленных изделий М, Изд во стандартов, 1973
40 с
ГОСТ 20448—80 Газы углеводородные сжиженные топливные для комму-
нально бытового потребления Технические усповия М, Изд-во стандартов, 1980
12 с
Идельчик И Е Справочник по гидравлическим сопротивлениям (коэффи
циенты местных сопротивлений и сопротивления трения) М, Госэнергоиздат,
1960 466 с
Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохи-
мической коррозии М, Стройиздат, 1974 191 с
Объемные гидравлические приводы/ Т М Башта, И 3 Зайченко, В В Ер-
маков, Е М Хаймович М, Машиностроение, 1969 628 с
Правила безопасное'и в газовом хозяйстве Госгортехнадзора СССР М,
Недра, 1980 168 с
Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими
устройствами РД 50—213— 80 М, Изд во стандартов, 1982 320 с
541
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под
давлением Госгортехнадзора СССР М, Металлургия, 1976, 104 с
Преображенский Н И Сжиженные углеводородные газы Л , Недра, 1975
280 с
Промышленная трубопроводная арматура Каталог, ч I 3 е изд, исправл
и доп М, ЦИНТИХИМнефтемаш, 1976 190 с
Промышленная трубопроводная арматура Каталог, ч II 2 е изд , исправл
и доп М, ЦИНТИХИМнефтемаш, 1977 121 с
Промышленная трубопроводная арматура Каталог, ч III 2е изд, не-
права и доп М, ЦИНТИХИМнефтемаш, 1978 137 с
Рагозин А С Бытовая аппаратура на тазовом жидком и твердом топливе
Л , Недра, 1982 304 с
Радчик И И, Вигдорчик Д Я Испарение сжиженных углеводородных га-
зов М , ВНИИЭгазпром, 1975 44 с
Рачевский Б С, Рачевский С М, Радчик И И Транспорт и хранение уг-
леводородных сжиженных газов М , Недра, 1974 256 с
Роев Э Д Пожарная защита объектов хранения и переработки сжижен-
ных газов М, Недра, 1980 184 с
Рябцев Н И, Кряжев Б Г Сжиженные углеводородные газы М, Недра,
1977 280 с
СН 245—71 Санитарные нормы проектирования промышленных предприя-
тий М , Стройиздат, 1972 97 с
СН 305—77 Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты
зданий и сооружений М, Стройиздат 1978 47 с
СИ 405—77 Инструкция по проектированию здании научно исследователь-
ских учреждений М , Стройиздат, 1978 54 с
СН 487—76 Инструкция по применению стальных труб для строительства
систем газоснабжения М, Стройиздат, 1977 16 с
СН 528—80 Перечень единиц физических величин подлежащих примене-
нию в строительстве М , Стройиздат, 1982 33 с
СНиП II—Л1—71 Жилые здания Нормы проектирования М Стройиз-
дат, 1978 32 с
СНиП II—Л 2—72 Общественные здания и сооружения Нормы проекти-
рования М, Стройиздат, 1978 22 с
СНиП II—2—80 Противопожарные нормы проектирования зданий и соору-
жений Нормы проектирования М , Стройиздат, 1981 14 с
СНиП 3—79 Строительная теплотехника Нормы проектирования М,
Стройиздат, 1979 32 с
СНиП II—8—78 Здания и сооружения на подрабатываемых территориях
Нормы проектирования М , Стройиздат, 1979 24 с
СНиП II—33—75 Отопление вентиляция и кондиционирование воздуха
Нормы проектирования М, Стройиздат, 1982 97 с
СНиП II—37—76 Газоснабжение Внутренние и наружные установки
Нормы проектирования М, Стройиздат, 1977 87 с
СНиП II—45—75 Магистральные трубопроводы Нормы проектирования
М, Стройиздат, 1975 61 с
СНиП II—60—75 Планировка и застройка городов, поселков и сельских
населенных пунктов Нормы проектирования М, Стройиздат, 1981 75 с
СНиП II—106—79 Склады нефти и нефтепродуктов Нормы проектирова-
ния М , Стройиздат, 1980 25 с
СНиП III—29—76 Газоснабжение Внутренние устройства Наружные сети
и сооружения Правила производства и приемки работ М, Стройиздат, 1977
112 с
Современные конструкции трубопроводной арматуры (справ пособие)/ Под
ред Ю М Котельского М Недра, 1970 327 с
542
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
Стаскевич Н Л Майзельс П Б, Вигдорчик Д Я Справочник по сжижен-
ным углеводородным газам Л Недра, 1964 516 с
Стрижевский И И, Заказное В Ф Промышленные огнепреградители М,
Химия, 1966 152 с
СТ СЭВ 1052—78 Метрология Единицы физических величин М, Изд-во
стандартов, 1979 39 с
ТП 101—76 Технические правила по экономному расходованию основных
строительных материалов М, Стройиздат, 1977 48 с
Трушин В М Устройство и эксплуатация установок сжиженного углеводо-
родного газа Л , Недра, 1980 199 с
Уревич А Л Краткий справочник работника газового хозяйства Минск,
Беларусь, 1978 303 с
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru
СПРАВОЧНИК
СПЕЦИАЛИСТА
Николай Лукич Стаскевич,
Дарий Яковлевич Вигдорчик
СПРАВОЧНИК
ПО СЖИЖЕННЫМ
УГЛЕВОДОРОДНЫМ
ГАЗАМ
Редактор издательства Л А Рейхерт
Оформление художника В Т Левченко
Технический редактор С М Архипова
Корректоры Н Д Баримова, В Н Малахова
ИБ № 4689
Сдано в набор 26 02 86 Подписано в печать 15 05 86
М-38922 Формат 60X90V16 Бумага тип № 1 Гарнитура
литературная Печать высокая Усл печ л 34+1 вкл
(0 6 усл п л ) Усл кр отт 34 85 Уч изд л 36 97
Тираж 15 000 экз Заказ Ns 614/615 Цена 2 р 30 к
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра» Ленин-
градское отделение 193171 Ленинград С 171 ул Фар
форовская 18 Ленинградская типография № 4 ордена
Трудового Красного Знамени Ленинградского объеди
нения «Техническая книга» им Евгении Соколовой Со
юзполиграфпрома при Государственном комитете СССР
по делам издательств полиграфии и книжной тор
говли 191126 Ленинград Социалистическая ул 14
Электронная библиотека http://tgv.khstu.ru