Продукты неполного сгорания газа

Продукты полного сгорания газа.

· Углекислый газ;

· Пары воды.

· Угарный газ СО;

· Водород Н₂;

· Углерод С.

В реальных условиях для сжигания газа подача воздуха несколько больше, чем рассчитано по формуле. Отношение действительного объёма воздуха, поданного на горение к теоретически рассчитанному объёму, называется коэффициентом избытка воздуха (a). Он не должен быть более, чем 1,05…1,2:

Чрезмерно большой избыток воздуха снижает К.П.Д. котла.

По городу:

175 кг условного топлива тратится на выработку 1 Гкал тепла.

По промыслам:

162 кг условного топлива тратится на выработку 1 Гкал тепла.

Избыток воздуха определяется анализом дымовых газов прибором.

Коэффициент a по длине топочного пространства неодинаков. В начале топки у горелки , а при выходе дымовых газов в дымовую трубу он больше рассчётного за счёт подсосов воздуха через негерметичную обмуровку (обшивку) котла.

Данная информация относится к котлам, работающим под разряжением, когда давление в топке меньше атмосферного.

Котлы, работающие под избыточным давлением газов в топке котла, называются котлами, работающими под наддувом. В таких котлах обмуровка должна быть очень герметична, чтобы предотвратить попадание дымовых газов в котельную и отравление людей.

Газопроводы.

Газопроводы (ГП) бывают стальные и полиэтиленовые (ПЭ). ПЭ ГП рассчитаны на давление газа в них не более 6 кгс/см². Стальные ГП рассчитаны на любые давления.

Расчетный срок службы стальных ГП – 40 лет, а полиэтиленовых ГП – 50 лет.

Преимущества стальных труб, применяемых для газопроводов:

1. Прочность самих труб;

2. Прочность сварных соединений, равная прочности основного металла трубы;

3. Возможность изготовления из самих труб фасонных деталей, т.е. гнутых и сварных отводов, тройников и т.д.

Недостатки стальных труб:

1. Возможность их коррозии;

2. Сравнительно большой коэффициент относительного удлинения;

3. Дороговизна.

На все материалы, применяемые для строительства стального ГП, должны быть паспорта или сертификаты качества заводов-изготовителей, кроме того, все оборудования и трубы должны иметь сертификат соответствия российским стандартам.

Сертификат качества завода-изготвителя на применяемые трубы должен содержать следующие данные:

1. ГОСТ или ТУ на трубы, соответствующие требованиям раздела 11 СНИП 2.04.08-87* (таблица №1 и таблица №2). К номеру ГОСТа должен быть индекс В, но не индекс А или Б, которые не дают прочностные гарантии на материал труб, т.е. нам не подходит.

2. Диаметр, толщина стенки, марка стали, например 09Г2С.

3. Химический состав стали. Сравнить химический состав с требованиями раздела 11 СНИП 2.04.08-87*.

4. Прочностные характеристики. Временное сопротивление разрыву; относительное удлинение труб; ударная вязкость (должны быть приведены). Ударная вязкость определяется при температуре от –60 до -70 градусов и должна быть не ниже требований, изложенных в разделе 11 СНИП 2.04.08-87*).

5. Запись должна быть “100% УЗК контроль”. На применяемые электроды для сварки труб должен быть паспорт.

6. В любом сертификате должна быть отметка ОТК. Если база БПТОиКО не дает сертификата, то должна быть ими сделана выписка из сертификата и заверена печатью.

Газопроводы бывают наружные и внутренние.

Наружные ГП – те, которые смонтированы вне зданий.

Внутренние ГП – те, которые работают в теплых помещениях.

Наружные бывают надземные (на опорах, эстакадах), наземные (слегка присыпанные грунтом) и подземные (в грунте), т.е. на глубине не менее 0,8 м от поверхности земли.

Для предохранения подземных стальных ГП от коррозии их защищают различными пленками, битумными мастиками по ГОСТ 9.602-69.

Надземные ГП пленками не изолируются, а просто окрашиваются масляными красками для защиты от коррозии (тех типов, которые заложены в проекте).

Техническое обслуживание газопроводов.

Обслуживание ГП проводится по графику, утвержденным главным инженером предприятия.

техническое обслуживание ГП входит обход трасс ГП, ремонт арматуры на них, проводится приборное техническое обслуживание действующих подземных ГП (не реже одного раза в 5 лет), согласно ПБ 12-520-03 п. 5.3.16

Обход трасс надземных ГП проводится один раз в три месяца одним рабочим (обученным и аттестованным).

Обход подземных ГП проводится двумя слесарями; периодичность обхода определяется в зависимости от технического состояния, категории ГП по давлению, от наличия средств электрохимзащиты на нем, от времени года, но не реже сроков, приведенных в Приложении №1 ПБ 12-520-03

Категории газопроводов и оборудования по давлению.

1. Газопроводы низкого давления от 0 до 0,05 кг/см².

2. Газопроводы среднего давления от 0,05 до 3 кг/см².

3. Газопроводы высокого давления II-ой категории от 3 до 6 кг/см².

4. Газопроводы высокого давления I-ой категории от 6 до 12 кг/см².

При обходе трассы надземного ГП должны определяться: утечки газа; перемещения ГП за пределы опор эстакад; наличие вибраций на ГП; прогиб ГП: изгиб или повреждение опор; состояние арматуры на ГП, изолирующих фланцевых соединений; проверяются средства защиты от падения электропроводов на надземных ГП; проверяется окраска ГП.

Выявленные неисправности слесарь докладывает мастеру, записывает в журнал обхода, а затем эти неисправности устраняются.

При обходе подземных ГП выявляются утечки газа на трассе ГП по внешним признакам (желтый снег, трава и т.д.) и по прибору. Прибором определяют присутствие газа в колодцах, в камерах инженерных подземных коммуникаций, контрольных трубках, подвалах, подземных переходах, расположенных на расстоянии 15 метров в обе стороны от ГП. Уточняется сохранность настенных звонков, указателей и ориентиров ГП, очищаются крышки колодцев и коверов от снега и льда (ковер – маленький колодец), размыв ГП паводковыми водами.

Обходчики должны контролировать наличие каких-либо строительных работ в районе ГП.

Обходчикам подземных ГП перед выходом выдаются маршрутные карты, на которых указаны: схема подземного ГП, другие коммуникации, расположенные в обе стороны от оси газопровода на 15 метров (колодцы, а/трассы, канализации и др.).

Маршрутные карты должны ежегодно выверяться. При обнаружении загазованности сооружений на трассе газопровода прибором или по внешним признакам, обходчики должны сообщить в аварийно-диспетчерскую службу и до приезда аварийной бригады должны принять меры по предупреждению окружающих (жильцов, прохожих или рабочих) о загазованности и недопустимости курения, запрет пользования открытым огнем, электроприборами и обеспечивают проветривание загазованной территории (открыв окна, двери, устраивают сквозняки) и помещений.

Результаты обхода записывают в специальный журнал.

1. При обследовании подземных ГП (не реже 1 раза в 5 лет) проверяют состояние изоляционного покрытия подземного ГП:

2. Утечки на подземных ГП можно определить газоанализатором

3. Качество сварных стыков. Копают шурф, вскрывают ГП и просвечивают сварные стыки.

Допускается проверять утечки газа, на подземных ГП, методом бурения скважин. Через каждые 2 метра на глубину (зимой – не ниже зоны промерзания грунта на расстоянии не менее 0,5 м от стенки газопровода). Затем к скважине подносят огонь. Если газ не загорается, то проверяют приборным методом.

ГП разрешается проверять на герметичность по нормам герметичности ГП, отраженным в СНИП 3.05.02-88. Например:

ГП низкого давления (0,05 кг/см² или 500 мм вд. ст.) проверяют на герметичность давлением 3 кг/см² в течение 1 часа.

При обнаружении утечек при обследовании подземных ГП, все работы выполняются в аварийном порядке.

ГП по истечении амортизационного срока службы, должны пройти диагностику с целью определения необходимости замены или остаточного ресурса с разработкой мероприятий, обеспечивающих безопасную эксплуатацию ГП в дальнейшем сроке.

Сооружения на газопроводах

1. ГРП (газорегуляторные пункты).

2. КИП (контрольно-измерительные пункты).

3. Катодные станции электрохимзащиты.

4. Компенсаторы

5. Гидрозатворы.

6. Конденсатосборники.

Линзовый компенсатор

Компенсаторы предназначены для смягчения (компенсации) температурных удлиннений газопроводов, для избежания разрыва труб, для удобства монтажа и демонтажа арматуры (фланцевой, задвижек).

Газопровод длиной 1 км усредненного диаметра при нагревании на 1^ОС удлиняется на 12 мм.

Компенсаторы бывают:

· Линзовые;

· П-образные;

· Лирообразные.

Линзовый компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину, в зависимости от температуры газопровода. Линзовый компенсатор изготавливают из штампованных полулинз сваркой.

Для уменьшения гидравлического сопротивления и предотвращения засорения внутри компенсатора установлен направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа.

Нижняя часть полулинз залита битумом для предупреждения скопления воды.

При монтаже компенсатора в зимнее время, его необходимо немного растянуть, а в летнее время – наоборот сжать стяжными гайками.

П-образныйЛирообразный

компенсатор.компенсатор.

Конденсатосборники предназначены для сбора конденсата из газопровода. Устанавливаются ниже зоны промерзания грунта только сварке таким образом, чтобы конденсат стекал в конденсатосборник с обеих сторон газопровода.

Конденсатосборники

Гидрозатвор применяется только на ГП низкого (до 0,05 кг/см2) давления вместо запорной арматуры, вместо задвижки.

Гидрозатвор

Обслуживать гидрозатвор легче чем задвижку, т.к. не нужно строить колодец, не нужно ходить ремонтировать задвижку.

КИПы (Контрольно-измерительные пункты) предназначены для замера разности потенциалов газопровод-земля. Количество КИПов по длине газопроводов определяется проектом.

Переход газопровода через дороги, ввод в здание, устройство футляра, устройство стояка на выходе ГП из земли.

Переходы под автодорогами производятся по проекту с предварительным согласованием – ТУ, полученным от владельца дороги.

Толщина стенки трубы газопровода при пересечении дорог должна быть на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм.

ГП под автодорогами прокладываются в футлярах. Длина футляра должна быть такой, чтобы концы его были расположены не ближе чем на 2м от подошвы насыпи. Концы футляра зачеканиваются просмоленной паклей и заливаются битумом. К одному из концов футляра приваривается контрольная трубка, через которую производится контроль загазованности пространства между газопроводом и футляром на предмет герметичности газопровода в футляре.

Ввод газопровода в помещение (напримере ГРП и котельной).

Вертикальный участок ГП на выходе из земли называется стояк. Стояк заключается в футляр, а концы футляра забиваются просмоленной паклей и заливаются битумом.

При пересечении ГП стены здания он также заключается в футляр (длиной не менее чем толщина пересекаемой стенки).

Футляр при пересечении со стеной также полностью затыкается паклей (просмоленной), а концы заливаются битумом.

Стояк защищается футляром от возможного наезда автотранспорта.

Переход газопровода через водную преграду

Участок ГП, пересекающий водную преграду и прокладываемый ниже дна реки, называется дюкером.

Пересечение ГП водных преград производится на основании гидрологических изысканий, на основании проекта, с учетом разлива реки и перспективой ее развития на 25 лет (природное движение и изменение русла).

Через реки шириной более 55м прокладываются ГП в две нитки. Пропускная способность каждой нитки должна быть не менее 0,75 от пропускной способности основного ГП.

Толщина стенки ГП при пересечении водных преград должна быть на 2мм более расчетной, но не более 5мм.

Газопроводы прокладывают (как правило) под углом к оси реки равным 90^О. Глубина залегания ГП по дну реки должна быть не менее 0,5м для несудоходных рек и не менее 1м – для судоходных рек.

Перед протаскиванием ГП через водную преграду его футеруют бетонными брусками выполняющими роль утяжелителя или деревянными брусками, которые стягивают хомутом для предотвращения повреждения изоляции ГП при монтаже его через реку.

ГП диаметром до 300мм тонут. Футеруют их деревянными брусками. ГП диаметром более 300мм всплывают. Футеруют их бетонными брусками, выполняющими функцию утяжелителя.

При надводном пересечении ГП реки (несудоходной), расстояние от поверхности воды до нижней образующей трубы, должно быть не менее 0,2м, а если возможен корчеход (т.е. коряги), то не менее 1м.

Методы защиты ГП от коррозии

Коррозией называется разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды.

Защита ГП от коррозии может быть активной или пассивной.

Пассивная защита предусматривает нанесение на газопровод различных липких лент или битумных мастик толщиной, в зависимости от изоляции согласно ГОСТ 9.602-69, табл.11, стр.6 с изменениями от 89 года.

Активные методы защиты:

· Катодная защита;

· Электродренажная защита;

· Протекторная защита;

· Электрическое секционирование.

При катодной защите на ГП накладывается отрицательный потенциал от внешнего источника постоянного тока.

Электродренажная защита – это организованный отвод блуждающих токов от газопровода к источнику этих токов (например трамвайные линии в крупных городах).

Протекторная защита. При этом способе защиты катодная поляризация защищаемого ГП достигается подключением к нему анодных заземлителей, выполненных из металла, обладающего в грунтовой среде более отрицательным электрохимическим потенциалом, чем сам газопровод.

Электрическое секционирование. Оно дополняет все остальные методы активной защиты. При этом способе ГП разъединяют на участки с помощью изолирующих фланцевых соединений.

Арматура

Арматурой называются различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах и предназначенные для включения, отключения, изменения давления или направления газового или жидкостного потока.

Седло-технический термин, означающий часть внутренней поверхности корпуса, с которой сопрягается затвор при закрытом проходе.

Классификация арматуры

1. Запорная арматура (краны, вентили, задвижки, гидрозатворы).

2. Регулирующая арматура (регуляторы, клапаны регулирующие).

3. Предохранительная и защитная арматура (предохранительно-запорные клапаны, сбросные клапаны).

4. Арматура обратного действия (клапаны обратные).

5. Контрольная арматура (указатели уровня, например, воды в паровом котле).

Дата добавления: 2014-01-11