III. Городские системы газоснабжения

Состав газообразного топлива, горючие и негорючие элементы. Газовые месторождения России. Добыча и транспорт газа. Очистка и одоризация газа, требования к одорантам. Искусственные газы.

Газообразное топливо.

Состав газообразного топлива (горючие+негорючие компоненты):

- Горючие компоненты:

а)Метан CH₄: газ без цвета, без запаха, не токсичный. Состоит на 75 % из С и 25% Н. Достаточно легкий. Масса 1 м³ составляет 0,717 кг;

б)Окись углерода СО: окись углерода(токсичен, без вкуса и запаха,)утечка влияет на организм, содержится в небольшом количестве; углеводородные соединения (метан пропан бутан) – без цвета вкуса и запаха. Из газа удаляют СО, если присутствует снижается экзотермический эффект;

в)Водород H₂:бесцветный,не токсичный газ, без цвета и запаха. Очень легкий:m_H2=0,09 кг. Низкая теплота сгорания;

г)Азот N₂: безцв,не токсич,без вкуса и запаха,m_N2=1.25 кг;

д)Аналогичные свойства этана и пропана, но их масса несколько больше;

- Негорючие компоненты:

а)Двуокись углерода СО₂: бесцветный, тяжелый, малореакционный газ при низких t имеет слегка кисловатый привкус. Концентрация в воздухе достигает примерно 4-5%;

б)Пары воды Н₂О;

в)Кислород О₂: без цвета, без запаха, без вкуса, m_O2=1,14 кг. Чем выше содержание О₂ в составе газа, тем более взрывоопасен газ;

г)Сероводород H₂S: тяжелый газ, обладающий высокой токсичностью с сильным неприятным газом (m_H2S=1,54 кг)

Газовые месторождения России.

В конце 1942 г. Под Саратовом было открыто крупное газовое месторождение, в 1946 г. построен магистральный газопровод для транспортировки газа потребителям. В 1960-1980 годах были разведаны и освоены крупные месторождения в Оренбургской области и Западной Сибири. В 1986 г. была создана единая система газоснабжения, объединяющая несколько месторождений и включающая в себя около 200000 км магистрального газопровода, были установлены компрессорные станции и установки для подготовки и переработки газа. Наиболее крупные месторождения природного газа: Уренгойская, Медвежья, Заполярная и др. располагаются в Западной Сибири и на севере Тюменской области. В Европейской части России месторождения размещаются в Оренбургской, Саранской, Астраханской областях, Республики Коми, Северный Кавказ, есть на Сахалине. Около 200 газовых месторождений в России.

Добыча и транспорт газа.

Породы, способные вмещать и отдавать газ сверху и снизу ограниченные непроницаемыми породами называются газовыми коллекторами.

Газовые залежи представляют из себя широкие резервуары, заполненные водой. Газ или газовые скопления занимают незначительную часть над водой. Газовая скважина –основной промысловый элемент, верх скважины называется устьем, низ – забоем. Скважины бурят быстро вращающимися барами – долотом. С помощью насоса заколачивается глинистый раствор, который не позволяет газу выходить на поверхность, закрывая неплотности.

Принципиальная схема транспортирования газа от скважины до городских потребителей:

1-скважина,2-сепараторы,3-промысловые газопроводы,4-промысловые газораспределительные станции,5-магистральный газопровод,6-промежуточные компрессорные станции,7-линейная запорная арматура,8-газораспределительные станции,9-подземное хранилище газа,10-потребители газа.

Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются механ.примеси и капельки воды. Далее по промыслов.газопроводам газ поступает в коллекторы и промысловые ГРС, где он очищается от пыли, остатков воды, различных маслянистых примесей, осушается и одарируется. После такой подготовки газ направляется в магистральный газопровод. Для преодоления сил трения и местных сопротивлений и поддержания в нем давления на заданном уровне сооружают компрессорные станции. На случай текущих и аварийных ремонтных работ устанавливают запорную арматуру. Для транспортирования большого количества газа по магистральным газопроводам применяют газопроводы диаметром 1220 и 1420 мм. Рабочее давление в трубопроводе повышают до 7,5 МПа. На подходе трассы к населенному пункту устанавливают ГРС: часть газа идет в населенный пункт, другая часть идет далее. Так же на ГРС происходит небольшое снижение давления для подачи в городскую сеть.

Очистка и одаризация газа.

Обработка и очистка ПГ осуществляется в несколько этапов:

I Осушка газа необходима для устранения при транспортировки газа ледяных пробок и кристаллогидратов, которые возникают при определенных t и Р с относительной влажностью φ<0.6;устоанение возникновения коррозии внутренней полости газопровода и повышение КПД теплогенерирующих агрегатов, поскольку вода полностью окислившийся элемент. Осушку газа осуществляют следующими двумя способами:

1.Адсорбционный. Газ пропускают через твердую среду, который поглощает водяные пары

2.Абсорбция - поглощение водяных паров с помощью жидкости. Чаще всего используют абсорбцию.

II Очистка газа от сероводорода и окиси углерода. В горючих газах испыт-ных для газоснабжения городов, содержание H₂S не должно превышать 2 гр на 100 м³, а СО₂ должно быть не более 2% от общего объема газа.

Одоризация газа

Так как ПГ не имеет запаха, но при этом он, при определенных концентрациях взрывоопасен. Основной способ обнаружения утечки газа – одоризация. В качестве одорантов используют метилмеркаптан. Его добавляют в количестве 16 гр на 1000 м³.

По способу получения топливо подразделяют на природные и искусственные.

К искусственным относят топливо, полученное в результате термической переработки: кокс, брекеты угля, сланцы, мазут, бензин, керосин, доменные, коксовые и генераторные газы.

Сухая перегонка твердого топлива представляет собой процесс термического разложения без доступа воздуха. Температура перегонки от 900 до 1100⁰С.

Газификация – это процесс термической переработки топлива в результате реакции углерода с кислородом и водяным паром.

Типы искусственных газов:

1.Коксовый газ получают на коксо-химических заводах в качестве побочного продукта металлургического производства из коксующихся углей.

2.Сланцевый газ получают путем переработки горючих сланцев в камерных печах методом сухой перегонки

3.Генераторный газ – продукт переработки твердого топлива методом газификации в присутствии окислителя

4.Доменный газ получают при выплавке чугуна в доменных печах как побочный продукт

Классификация горючих газов. Основные характеристики газообразного топлива. Физические свойства газообразного топлива. Преимущества и недостатки газообразного топлива перед другими видами топлива.

Классификация горючих газов.

ПГ состоят из легких предельных углеводородов (C_nH_2n+2), например: метана, пропана.

Ряд предельных углеводородов имеющих формулу C_nH_2n входит в состав искусственных газов.

Природные газы по способу добычи подразделяют на 3 группы:

1.Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, представляющие собой смесь сухого газа без тяжелых углеводородов(СН₄-95-97%,С₂Н₆,С₃Н₈);

2.Газы, добываемые из нефтяных месторождений вместе с нефтью называются попутными газами, представляют собой смесь сухого газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракции;

3.Газы, добываемые из газо-конденсатных месторождений, представляет собой смесь сухого газа и конденсата.

По способу получения топливо подразделяют на природные и искусственные. Искуственные – см.1вопрос.

Физические свойства газообразного топлива.

1.Молярная масса – отношение массы вещества к его количеству: ɱ,кг/моль;

2.Объем V,м³/ч;

3.Удельный объем – объем единицы массы,

4.Плотность – величина, обратная удельному объему:

5.Вязкость – способность газа оказывать сопротивление взаимодействию перемещению частиц,υ,(м/с)²

6.Влажность – содержание в газе водяного пара

7.Абсолютная влажность – масса водяного пара на единицу массы объема этого газа

8.Удельная влажность – количество водяного пара, приходящегося на единицу массы газа

9.Относительная влажность – отношение абсолютной влажности газа к max возможной при определенных физических условиях.

Тепловые свойства газа.

1.Теплоемкость – способность вещества при нагревании поглощать теплоту. Чем ниже теплоемкость, тем выше КПД теплогенерирующего агрегата. Теплоемкость – то количество теплоты, которое необходимо для нагрева газа на 1⁰;

2.Теплопроводность – способность вещества проводить теплоту, т.е. осуществлять молекулярный перенос энергии;

3.Теплосодержание – количество теплоты, которым обладает газ при данной t;

4.Теплота сгорания – тепловой эффект, который дает газ при сжигании в виде количества теплоты. Рассчитывается при нормальных условиях, как сравнительная характеристика;

5.Жаропроизводительность – количество теплоты, которая может быть получено к камере сгорания без предварительного подогрева газа и воздуха, при его полном сгорании и потерь тепла в окружающую среду;

6.Взываемость – при истечении газа в качестве топлива могут возникать взрывы как в камере сгорания, так и в различных помещениях. Предел взрываемости газа в закрытом помещении составляет от 5 до 15 % от общего помещения. При наличии искры – взрыв!

7.Вредность (токсичность) – наличие в горючих газах компонентов, вызывающих у человека физические изменения, ухудшающие здоровье или летальный исход.

Преимущество газа перед другими видами топлива

1.С экономической точки зрения добыча природного газа, его переработка и очистка является более выгодной по сравнению с добычей и переработкой нефти и твердого топлива;

2.С экологической точки зрения при сгорании газа происходит наименьший выброс вредных веществ в атмосферу;

3.При сжигании газообразного топлива выделяется большее количество теплоты, а также такие свойства как теплоемкость (она ниже), жаропроизводительность выше и.т.д. Эти свойства влияют на увеличение КПД теплоагрегата и другого оборудования, которое работает на газовом топливе;

Недостатки газового топлива:

1.Транспортировка ПГ с экономической точки зрения является более затратной по сравнению с другими видами топлива;

2.Смеси,состоящие из определенного количества газа и воздуха являются взрывоопасными, при наличии в закрытом помещении ПГ от 5 до 15 % от общего объема воздуха в помещении в присутствии какого-либо раскаленного тела или возникновения искры, газ взрывается;

3.ПГ не ядовиты, но при концентрации CH₄, доходящие до 10% от общего объема помещения, возникает удушье, вследствие недостатка кислорода.

Городские системы газоснабжения.

Классификация газопроводов.

1. Газопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, по видам топлива:

–природный газ; -сжиженный углеродный газ (СУГ); -попутные газы; -искусственные; -смешанные.

2. По давлению газа: газопроводы низкого, среднего, высокого давления.

3. Газопроводы 4 категорий (по давлению):

-1кат – от 1,2 до 0,6 Мпа – газ воды 1 кат высокого давления;

-2кат- от 0,6 до 0,2 МПа – 2 кат высок давления;

-3кат – от 0,3 до 0,05Мпа - 3 кат среднего давления;

-4кат – от 0,005 до 0,002 Мпа – кат низкого давления.

4. По расположению в системе планировки города и населенных пунктов:

-наружные (уличные): внутриквартальные, межцеховые, межпоселковые;

-внутренние: внутридомовые, внутрицеховые.

5. По местоположению относительно уровню земли:

-поземные (подводные); -надземные (на опорах); -наземные.

На территории городов населенных пунктов наружные газ воды должны прокладываться только подземно, а так же по фасадам зданий сооружений, на территории промышленных и коммунально-бытовых рекомендуется надземная прокладка газопроводов.

6. По назначению в системе газоснабжения:

-на городские магистральные; -ввод (в здание); -импульсные; -продувочные.

7. По признаку построения:

-кольцевые (закольцованные); -смешанные; -тупиковые.

Кольцевые сети представляют собой систему замкнутых газопроводов, благодаря чему достигается более равномерный режим распределения давления и снабжение газом всех потребителей.

Тупиковые сети предоставляют собой газопровод, разветвляющийся по различным направлениям к потребителям газа. Недостаток тупиковой схемы – различное давление газа у потребителей причем по мере удаления от источника давления газа снижается.

Смешанные сети представляют собой сочетание кольцевых и тупиковых сетей. Крупные и средние города газифицируются только по смешанным сетей газоснабжения.

8. По числу ступеней давления:

-одноступенчатый – с подачей газа потребителю только одного давления; -двухступенчатые – 2 давления;

-трехступенчатые – 3 давления; -многоступенчатые

Схема двухступенчатого газоснабжения населенного пункта:

1. Магистральный газ-од высокого давления

2. Газораспределительная станция

3. Газ-вод высокого давления

4. Газорегуляторный пункт (регулир. сниж. Давл.)

5. Потребители среднего давления

6. Газ-воды среднего давления

7. Газорегуляторный пункт со сред. на низ. давл.

8. Потребители газа низкого давления

Схема одноступенчатого газоснабжения:

1.Подводящий газопровод высокого или среднего давления;

2. Ответвления и отводы потребителям (низкого давления);

3. Кольцевые газопроводы низкого давления;

4. Газорегуляторный пункт редуцирует давление: с высокого на низкое; с высокого на среднее; со среднего на низкое.

Подобные схемы используются в системах газоснабженияния в городах и населенных пунктах как правило коммунально-бытовых потребителей.

Принципиальная схема газораспределения крупного города.

1. Магистральные газ-воды

2. ГРС

3. Контрольно-регуляторные пункты

4. Газгольдерные станции

5. ГРП

6. Кольцо газ-водов выс. давления, 1,2Мпа;

7. Кольцо газв-одов высок.давления 0,6-1,2Мпа;

8. Газ-воды высок.давления 2й категории

9. Кольцо газ-водов средн.давления (0,3 – 0,005 Мпа)

10. Кольцо газ-водов ср.давл (0,1Мпа)

11. Подземное хранилище газов

Источником газоснабжения магистральной газ-вод котор.подает на ГРС 2. На выходе из ГРС давление газа от 2 до 1,2Мпа. Транспортируется газ по газопроводу 6, окружающий город. К этому газопроводу через КРП присоединяется подземное хранилище 11. Все это относится к системе высокого давления (магистральное значение). Городские газовые сети начинаются с газопроводов высокого давления 7, которые снабжаются газом от ГРС и ГРП. Все городские сети различного давления связаны друг с другом ч\з ГРП. Подземные хранилища предусматриваются для выравнивания сезонных нагрузок. Расположены в городе крупные потребители газа (предприятия, котельные, электростанции) снабжаются газом высокого и среднего давления.

Потребители коммунально-бытового сектора снабжаются газом низкого давления. Трубы используются бесшовные.

Конструкции и устройство наружных подземных, наземных, надземных газопроводов.

Трассировка газопроводов. На выбор трассы влияют условия: расстояние до потребителя газа; направление и ширина проездов; Вид дорожного покрытия; наличие вдоль трассы газопровода сооружений и препятствий; планировка кварталов.

При утечках газа из подземных газопроводов могут возникать серьезные аварии, связанные со скоплениями газа в различных местах повреждения газопровода. Газ, дойдя до подвалов, колодцев, каналов, других подземных коммуникаций, скапливается в них, создавая взрывоопасные концентрации. На трассировку газопровода оказывают различные препятствия: реки, водоемы, овраги, ж\д пути, шоссе и т.д.

Для районов города старой планировки, имеющие плотную застройку и состоящие из отдельных строений, газопроводы прокладывают по каждому местному проезду, т.о. чтобы была закольцовка. При трассировке газопроводов необходимо соблюдать расстояния до сооружений инженерных коммуникаций, которые установлены нормативными документами.

Расстояние по вертикали(в свету)между газопроводами и водопроводами и теплотрасс, канализационная и ливневая сеть, расстояние в свету должно быть не менее 3-5 метров. При пересечении с этими же сетями расстояние по вертикали 0,2 метра. При пересечении газопровода и телефонного кабеля 0,5 метра. При уменьшении расстояния между газопроводом и электрокабелем предусматриваются футляры, которые отступают от точки пересечения на 2метра. При пересечении с теплотрассами, автодорогами, предусматривается прокладка газопровода в футлярах на глубине не менее 0,8 метра от края дороги и от точки пересечения с теплотрассой концы футляра должны отступать на 2 метра в обе стороны.

В городах и населенных пунктах, расположенных в гористой местности при укладке трассы газопровода, при выборе места расположения газорегуляторного пункта (ГРП) возникают подъемы и опуски, необходимые при гидравлических расчетах учитывать гидростатическое давление: H_гс=+-9,81*h*(ρ_в - ρ_г). При подъеме газопровода вверх давление газа внутри увеличивается поскольку плотность газа меньше плотности воздуха. При опуске газопровода расчет производится со знаком «+», т.к. гидростатическое давление газа внутри газопровода падает, преодолевая силу тяжести. Эта формула учитывается в гидростатических расчетах для выбора диаметра газопровода.

Глубина прокладки газопровода. Зависит от состава транспортируемого газа, почвенно-климатических условий из-за динамической нагрузки. Газопровод, транспортирующие осушенный газ, могут прокладывать в зоне промерзания грунта минимум на 0,8 метра от уровня земли до уровня верху трубы; в местах где нет транспорта допускается прокладка газопровода 0,6 метра. Газопроводы, транспортирующие неосушенный газ укладываются ниже точки промерзания грунта с небольшим уклоном в 2% к конденсатосборникам.

Подземные газопроводы.

При заложении газопровода в грунт следует учитывать: -для восприятия и уменьшения напряжений, возникающих под действием температурных изменений на газопроводе устанавливают линзовые компенсаторы; -при прокладке газопроводов в зонах с повышенными динамическими нагрузками(ж\д пути, магистрали, трамвайные пути), предусматривают глубину укладки не менее 1 метра газопроводы закладывают в футляр; - газопроводы соединяются не разъемно с помощью сварки(в самое холодное время летом и самое теплое зимой); -запорно-регулирующую арматуру устанавливать на газопроводах следует не ближе 2 метров от края пересекаемых коммуникаций и сооружений.

Наземные и надземные газопроводы.

Надземную прокладку производят: - по наружным несгораемым перекрытиям зданий; -на отдельно-стоящих колонных и эстакадах, опорах. По стенам газифицируемых жилых и общественных зданий допускается прокладка газопроводов с давлением 0,3МПа(не более), но исключая транзитную прокладку 0,6МПа. Газопроводы высокого давления до 0,6 МПа можно прокладывать только по глухим стенам или над окнами первых этажей производственных зданий. Высоту прокладки принимают т.о., чтобы была вероятность допуска для осмотра и ремонта и исключена возможность от повреждений. Минимальное расстояние от газопроводов, проложенных на опорах до соседних зданий и сооружений лимитированы и составляют от 1 до 40 метров в зависимости от назначения зданий и категории газопровода. Минимальная высота 2,2 метра. Через каждые 100 метров необходимо устанавливать компенсаторы в зависимости от давления и диаметра трубы. Глубина стакана до уровня промерзания земли.

При прокладке газопроводов с воздушной линией электропередач они должны проходить ниже линии эл.передач, на таких газопроводах необходимо предусматривать защиту от падения на него линии эл.передач. Газопроводы, транспортирующие осушенный газ, прокладывают без уклона. При транспортировке неосушенного газа уклон 0,003 градуса, а в нижних точках предусматривается установка штуцера для сбора конденсата. Трубы и арматуру следует покрывать тепловой изоляцией. При прокладке надземных низкого и среднего давления в населенных пунктах предусматривается защита от коррозии с помощью покрытия 2 слоя грунтовки и один слой краски.

Наземные газопроводы.

На участок со сложным рельефом наземную прокладку следует предусматривать преимущественно в насыпи, толщина насыпки ≥0,5 метра и обеспечивать устойчивость при деформации грунта. Минимальное расстояние от зданий, а также до инженерных коммуникаций в том числе для надземных, принимают аналогично подземным от 1 до 40 метров.

Переходы газопроводов через препятствия. Пересечение газопроводами ж\д и трамвайных путей, каналов тепловых сетей и водных преград.

Через препятствия

Переход газопроводов через реки и каналы могут быть подводными (дюкерными), подземными и наземными. Прокладка осуществляется в футлярах. Участок в футляре газопровода покрывают изоляцией и укладывают на центрирующие электронные опоры. На подводных переходах через реки и вод. преграды следует принимать: 1. Стальные трубы толщиной стенки на 2мм больше расчетной, но не менее 5 мм; 2. Полиэтиленные трубопроводы, имеющие стандарт. Размерное соотношение наружного диаметра толщины стенки, коэф. запаса прочности от 2,5 до 11 при прохождении участков до 25 метров.

Пересечение газопровода с ж\д, авто, трамвайных путей.

Расстояние по горизонтали от мест пересечения с газопроводом должно быть не мене: 1. До мостов и тоннелей на ж\д дорогах общего пользования, автодорогах и пешеходных мостов – от них должно быть 30 метров; 2. До опор контактной сети – 3 метра; 3. При восстановлении газопроводов под рельсами ж\д и автопутей открытым способом укладывают на глубину до 1 метра в случае наличии надсыпки, если газопровод прокладывается методом горизонтально-продольного бурения или методом продавливания – 1,5 метра, методом прокола – 2,5 метра.

Пересечение газопроводов каналов тепловой сети.

1-газопровод, 2-футляр, 3-контрольная трубка, 4-ковер, 5-подушка под ковер, 6-перекрытие теплотрассы, 7-канал теплотрассы, 8-трубы теплотрассы, 9-битум.

В местах пересечения подземным газопроводом каналов тепловой сети, коммуникационных коллекторов различных назначений следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящих на 2 метра в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку сварных стыков в пределах пересечения газопровода, сварные стыли при этом производить на 5 метров от пересекаемог8о сооружения. На концах футляра предусматривается контрольная трубка, с помощью которой производится забор газа и с случае утечек газопровод необходимо перекрыть и заняться ремонтными работами.

Способы монтажа подземных газопроводов, правила укладки. Защита газопроводов от механических повреждений. Детали оборудование газопроводов.

Укладка осуществляется одиночными трубами с последующей сваркой в траншеях. Опуск в траншею производят в зависимости от диаметра газопровода и толщины стенки трубы, с помощью самоходных грузоподъемных средств. При производстве сварочных работ необходимо проверять качество сварных швов. Они подвергаются очистки и изоляции.

Для защиты от механических повреждений особенно на участках, где скальный грунт, траншея выравнивается, затем производят подсыпку из песка или глины толщиной не менее 10 см. Допускается увеличение слоя подсыпки, укладывать грант, использую щебень или гравий.

Газовая арматура и оборудование: требования к выбору арматуры, её классификация. Запорная арматура.

Газовая арматура – это различные устройства и приспособления, монтируемые на газопроводе, аппаратах и приборах, с помощью которых осуществляется вкл.(откл.), измерение давления газа или изменения направления газового потока.

Требования к выбору арматуры:

1) изготавливают из стали, чугуна, меди;

2) чугунная арматура применяется на газопроводах с давлением не более 1,6 МПа

3) при выборе чугунной арматуры необходимо создавать условия чтобы фланцы с помощью которых осуществляется крепление запорной арматуры к газопроводу не работали на изгиб.

Классификация арматуры:

1) Запорная – предназначена для периодических отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;

2) Предохранительная – служит для предупреждения возможного повышения давления газа сверх установленных пределов;

3) Арматура обратного действия – необходима для предотвращения движения газа в обратную сторону;

4) Аварийная отсечная – для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку газопровода при нарушении заданного режима. В запорных устройствах поверхности затвора и седла соприкасающиеся во время отключения частей газопровода, называются уплотнительными.

5) Конденсата-отводная – служит для удаления конденсата (поплавково-конденсатосборник, гидрозатворы).

6)

Задвижки. Наиболее распространенный вид запорной арматуры на подземных газопроводах. Могут регулировать поток газа или перекрывать полностью газопровод. Бывают с выдвижным и недвижным шпинделем. Задвижки с недвижным устанавливаются в колодцах. Задвижки, имеющие выдвижной обеспечивают перемещение шпинделя и связанного с ним затвора (штока) путем вращения ходовой гайки, которая закреплена в центре маховика. Для установки задвижек с выдвижным шпинделем затвор перемещается по резьбе, которая выполнена и крепится к нижней части шпинделя.

Краны. При транспортировании осушенного газа по газопроводу диаметром до 100 мм запорную арматуру устанавливают в малогабаритных колодцах, чтобы ее можно было обслуживать с поверхности земли. Газовые краны представляют собой устройство, в котором запорный орган имеет коническую форму (пробковые), либо полусферу (шаровые). Краны бывают: натяжные и сальниковые. В натяжных кранах взаимное прижатие пробки и конуса достигается наворачиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки. В сальниковых кранах между пробкой и корпусом – сальниковый уплотнитель. Газовые краны и вентили устанавливают на надземных и внутриобъектовых газопроводах, а так же вспомогательных линиях. Газовые краны представляют собой устройства, в которых основной запорный орган имеет коническую пробку, прижатую к гнезду корпуса. В последнее время широкое применение нашли шаровые краны, которые устанавливают на газопроводах подземных, надземных, внутридомовых, на вспомогательных газопр. на вводах в здание. Схема:

1,2- детали корпуса, 3- шток, 4- шаровый затвор, 5- уплотнитель из тифлона, 6- прокладка из тифлона, 7- набивка из тифлона, 8- клиновая гайка, 9- гайка, 10-контрящее кольцо, 11- ручка, 12- оболочка из пластика. Вентили используют на вспомогат.линиях редко из-за ненадежности в плане герметичности.

Вспомогательная арматура и конструкции. Конденсатосборники и компенсаторы.

Вспомогательная арматура: Конденсатосборники и гидравлические затворы. Гидрозатворные имеют функции: запорное устройсвто и сбор конденсата из газопровода.

Конденсатосборники – используются на газопроводах с неосушенным газом. В зависимости от величины давления транспортируемого газа: конденсатосборники низкого, среднего и высокого давления.

Компенсаторы. Под действием температурных изменений возникает усилия, которые могут привести к изгибу или растяжению газопровода. Газопровод из стали 1 км при нагревании на 1 градус Цельсия удлиняется на 10-12 см. В процессе эксплуатации газопроводов величина изменения температуры может достигнуть до нескольких десятков градусов перепадов температур, что вызывает напряжение трубопроводов до нескольких десятков Мпа. Для предотвращения растяжения (стяжки) газопроводов, необходимо обеспечить свободное перемещение, для чего служат компенсаторы. На стальных газопроводах используются компенсаторы:

· П-образные (на надземных и наземных)

Рис. П-образный компенсатор.

· Линзовые (на подземных наружных);

· Сальниковые (на внутридомовых).

Линзовые компенсаторы составляются из штампованных

полу линз (сталь) для уменьшения гидравлических

сопротивлений и для предотвращения загрязнений, линза

помещается в специальный патрубок, который приваривается

к внутренней поверхности компенсатора. Нижняя часть линз

заполняется битумом для предупреждения скопление влаги и

замерзания воды создается воздушная подушка, благодаря которой в зимнее время на газопроводе не возникает промерзание трубопроводов, что служит для увеличения срока службы, способствует предотвращению образований кристаллогидратов в полости газопровода.

Сальниковые. Используются в внутридомовых газопроводах на фланцевых соединениях, где прокладочным материалом является сальниковая набивка. Полиэтиленовые газопроводы имеют коэффициент расширения в 12 раз превышающий коэффициент расширения стали. При прокладке газопроводов из полиэтилена – виды компенсации стальных газопроводов не приемлимы. Полиэтиленовые газопроводы бывают только подземными наружными. Укладка осуществляется в виде змейки.

Устройство подземных, наземных и надземных трубопроводов. Условия прокладки труб в грунте. Способы соединения газопроводов. Фитинги.

Для наружных подземных газопроводов используются стальные и полиэтиленовые трубопроводы.

Для надземных и наземных – применяются только стальные.

Внутридомовые – монтируют только из стальных и медных труб.

Строительство новых и реконструкция внутри и межплощадочных трубопроводов на газовых промыслах, промышленных предприятиях, а так же ответвлений трубопроводов к потребителям, изготавливают либо из стали высоколегированной с низким содержанием углерода. Подобные газопроводы применяются на низком давлении. Диаметры трубопроводов принимаются из расчета в соответствии с нормами технического проектирования и сортаментами труб. Трубопроводы соединяют неразъёмно с помощью сварки. Полиэтиленовые трубы: минимальная глубина прокладки 1 м. Преимущество стальных труб: минимальная глубина укладки 0,6 м. Компенсация стальных труб менее затратная. Недостатки стали по сравнению с полиэтиленом: коррозия, более дорогое производство, менее гибкие. Поскольку полиэтилен при высоких температурах начинает терять свои свойства пластичности, а при низких – хрупкий, то наземно и надземно не монтируется.

Сварные соединения. Способы сварки: ручная электродуговая (газовая, автоматическая) и сварка контурным методом (с помощью оплавления соединительных поверхностей фитингов).

При сооружении газопроводов преимущественно используется ручная электро-дуговая сварка. Для соединения трубопроводов различных диаметров, в случаях поворотов газопроводов и другого рода ответвления используются фитинги. Фитингом так же крепится к газопроводам неразъемно с помощью сварки.

При сварки полиэтиленовых труб применяется контактный способ, при котором оплавляются края трубопроводов, смыкаются, выдерживаются несколько минут.

Проектная документация выполняется только лицензированной проектной организацией. Следует предусматривать:

1) Для реконструируемых полиэтиленовых газопроводов при давлении до 3 Мпа коэффициент запаса прочности должен быть не менее 2,5;

2) При давлении до 0,6 Мпа соединение трубопроводов производится с помощью закладных электронагревателей, коэф. запаса прочности д.б. не менее 2,8

3) При давлении 0,6-1,2 Мпа облицовку газопроводов производят с внутренней поверхности синтетическими тканевыми основаниями на клеевой основе;

4) При реконструкции стальных и полиэтиленовых газопроводов соотношение размеров (толщины стенки) в зависимости от давления и протяженности трассы определяется расчетами.

Дата добавления: 2014-01-04