Коллектор на газопроводе

Насосный агрегат

1 – электромотор СТМ-1500; 2 – центробежный насос 14Н-12

Для предотвращения опасности взрыва нефтяных паров в здании насосной применяют: — асинхронные электромоторы с продувкой;

— разделительную стену между насосной и дизельным помещениями.

Транспорт газа

Принципы перекачки и устройство газопровода

— На магистральных газопроводах применяется только транзитная перекачка газа.

-Вследствие сжимаемости газа буферной ёмкостью на газопроводе служит сам магистральный трубопровод.

— Перед подачей в газопровод газ очищают от тех.примесей, влаги, сероводорода, углекислоты.

Газ на ГКС проходит следующий путь:

2. регулятор давления «после себя»;

3. приёмный коллектор;

5. выкидной коллектор;

9. установку для осушки газа; 10.одоризатор; 11.диафрагмовый счётчик;

12.обводную линию для пропуска газа в обход компрессоров

В технологической схеме

отсутствуют сепараторы и установки для осушки и одоризации газа

компрессорной станции

1 – промысловый коллектор; 2 — сепаратор; 3 – регулятор давления «после себя»; 4

– счётчик газа; 5 – приёмный коллектор; 6 – ответвление для отбора газа на собственные нужды; 7 – редукционные клапаны; 8 – приём компрессора; 9 – выкид компрессора; 10 – выкидной коллектор; 11, 17, 21 – обводы; 12 – предохранительный клапан; 13 – маслоотделитель; 14 – холодильник; 15 – сепаратор; 16 – газоосушитель; 18, 19, 20 – линии топливного газа.

Компрессорное оборудование

Для перекачки газа применяют турбокомпрессоры и поршневые компрессоры:

Турбокомпрессоры отличаются высокой производительностью (10-30 млн.м 3 /сутки), но значительно меньшей степенью сжатия. Поэтому часто на станциях устанавливают до трёх последовательно включенных турбокомпрессоров, что позволяет уменьшить число компрессорных станций;

Поршневые газомоторные компрессоры имеют высокую степень сжатия, но требуют большой объём зданий, фундаментов и сооружений по водоснабжению, эксплуатационные расходы на ремонт, заработную плату, смазочные масла, воду и т.д.

Для привода турбокомпрессора применяют

электрический привод, паровые и газовые турбины:

Электрический привод исключает возможность регулирования числа оборотов, а значит и производительности турбокомпрессора. Не всегда возможен подвод электроэнергии к КС. Высокая стоимость электроэнергии.

Паровые турбины требуют установки крупных паровых котлов высокого давления и большого водяного хозяйства с химической очисткой воды.

Газовая турбина не требует сложного вспомогательного оборудования, позволяет регулировать число оборотов в пределах до 50%.

Принципиальная схема ГПА

Для запуска турбины имеется электромотор. С приводом от турбины через редуктор установлен электрогенератор, для удовлетворения нужд компрессорной станции.

ОК-осевой компрессор; ТВД-турбина высокого давления; ТНД-турбина низкого давления; Н-нагнетатель; Р-регенератор; КС-камера сгорания

Сезонные гелиосистемы — термосифонная система отопления и водонагрева

Использование энергии Солнца приобретает все большую популярность. Это объясняется нестабильностью цен на рынке углеводородов и экологической чистотой гелиоэнергетики. Однако выработка электроэнергии при помощи солнечных батарей обладает низким коэффициентом полезного действия (он не превышает двадцати процентов). Поэтому далеко не везде строительство солнечных электростанций экономически целесообразно. А вот применение солнечной энергии для отопления и горячего водоснабжения куда более эффективно. При подобном способе использования солнечного тепла поглощается практически вся его энергия.

Гелиосистемы, используемые для обогрева и снабжения горячей водой, делятся на два типа: сезонные и круглогодичные. Термосифонный солнечный коллектор работает только в те времена года, когда температура воздуха на улице является положительной, то есть летом и в переходные периоды. Это связано с тем, что солнечные коллекторы находятся снаружи здания, и при отрицательной температуре вода будет замерзать. Подобное развитие событий можно предотвратить путем использования более устойчивых к морозам теплоносителей, но это усложнит систему и увеличит ее стоимость. Поэтому сезонный солнечный коллектор отличаются от своих круглогодичных аналогов большей простотой и меньшей ценой. Однако, несмотря на свою простоту, сезонная гелиосистема требует правильной установки. Поэтому лучше приобретать сезонные гелиосистемы у фирм, которые предлагают услугу по ее установке и подключению и настройке контролеров для гелиоситем.

Преимущества сезонных солнечных коллекторов

  • Энергия Солнца является бесплатной, поэтому можно существенно сэкономить на счетах за горячую воду.
  • Возможность получать горячую воду в летний период, когда нередки различные ремонтно-профилактические работы и отключения горячего водоснабжения.
  • Независимость от подвоза топлива. Даже если из-за форс-мажорных обстоятельств (таких как авария на газопроводе) подвоз топлива окажется нарушен, то сезонный солнечный водонагреватель позволит обеспечивать дом теплой водой длительное время.

Виды сезонных гелиосистем

  • Открытые сезонные гелиоустановки или термосифонная система отопления. В таких системах вода движется под воздействием силы тяжести. Это предопределяет установку подобных систем выше точки разбора воды. Обычно открытые гелиосистемы устанавливаются на крыше дома. Такая система является самой простой и способна функционировать даже при обесточивании насоса (однако при этом будет отсутствовать терморегуляция подаваемой воды).
  • Гелиосистемы, работающие под давлением. Эти гелиосистемы можно включать непосредственно в магистраль водоснабжения. При этом установку данного типа можно устанавливать в любом месте, имеющем достаточный уровень освещения.
  • Область применения сезонных гелиосистем в Одессе, Харькове и Николаеве

    Так как данные системы нельзя использовать при отрицательных температурах, то и их использование ограничено. Подобные установки отлично подойдут для применения в объектах курортной инфраструктуры, таких как гостиницы, пансионаты, базы отдыха и т.д. Для подобных учреждений характерна сезонная заполняемость, при этом наибольшее число постояльцев, как правило, приходится на летний период. Выгода которую дает сезонный солнечный водонагреватель весьма ощутима: каждый квадратный метр гелиополя в солнечный день способен нагревать порядка 80 литров воды с 20 до +65°С. Еще одной областью применения сезонных гелиоколлекторов является их установка в дачных домах, которые также обычно используются для проживания в летний период. Сразу предлагаем насосы и насосные станции.

    Купить термосифонный солнечный коллектор в Одессе, Харькове или Николаеве вы можете в наших офисах в Одессе и Харькове. Специалисты компании Антика проведут просчет и монтаж оборудования в кратчайшие сроки и по адекватным ценам.

    Условные обозначения элементов трубопроводов

    Водопроводы горячей и холодной воды, водостоки, канализационные системы, сети газоснабжения, системы вентиляции и кондиционирования воздуха, а также отопления относятся к санитарно-техническим системам и инженерному оборудованию жилых, производственных и общественных зданий.

    Для того, чтобы оборудовать здания различного назначения инженерными и санитарно-техническими системами, разрабатывается и составляется комплект рабочих чертежей. В него входят:

    • Планы и разрезы установок

    • Планы, разрезы и аксонометрические схемы систем

    • Общие данные систем водоснабжения, отопления, канализации, вентиляции и кондиционирования воздуха

    Основными компонентами инженерных и санитарно-технических систем являются:

    • Трубопроводы (стояки, горизонтальные магистрали и подводки к приборам)

    • Трубопроводная арматура (вентили, краны, задвижки, клапаны и т.п.)

    • Разнообразное оборудование (насосы, фильтры, кондиционеры, водонагреватели и т.п.)

    Основой для составления чертежей инженерных и санитарно-технических систем зданий и сооружений является та информация, которая содержится в архитектурно-строительных чертежах, на имеющихся на них разрезах и планах. Она содержит графические изображения и схемы расположения трубопроводов и трубопроводной арматуры, а также развертки, профили и разрезы стен, на которых изображены как сами элементы инженерных и санитарно-технических систем, так и связи, которые должны быть между ними. Для более наглядного и понятного изображения самых сложных узлов некоторые фрагменты разрезов и планов выполняются в более крупном масштабе.

    На аксонометрических схемах, выполненных во фронтальной изометрии, изображают наиболее сложные по своей конструкции и самые разветвленные сети водопроводных, отопительных систем и систем газоснабжения. При этом для отдельных участков трубопроводов указывают значения таких величин, как диаметр, направление и длина уклона, а также длина участка. К рабочим чертежам прилагаются спецификации оборудования и материалов.

    Согласно принятым стандартам, для изображения различных элементов санитарно-технических систем на схемах и чертежах используются условные графические обозначения. В специальных таблицах приводятся те обозначения, которые должны применяться для изображения, как самих трубопроводов, так и используемой в них арматуры на аксонометрических схемах, развертках, разрезах и планах инженерных и санитарно-технических систем зданий.

    Согласно ГОСТ 21.601 – 79 для вычерчивания условных графических элементов трубопроводных систем используют сплошную основную линию, а те части, которые являются невидимыми (в каналах, подземные) – штриховую линию такой же толщины. Для изображения технологического оборудования и строительных конструкций применяют тонкую сплошную линию.

    Если необходимо вычертить размеры условных знаков трубопроводной арматуры (задвижек, вентилей и т.п.), то их размеры принимаются равными 3-3,5 диаметра трубы. Элементы сетей и санитарно-технических систем снабжаются специальными марками (буквенно-цифровыми обозначениями).

    В таблице расположенной ниже приведены условные графические элементы трубопроводов ГОСТ 2.784 – 96 .

    Газоснабжение дбн в 5-20-2001

    Внутренние газопроводы

    7.20 Для внутренних газопроводов ТЭС трубы, детали, блоки, сборные единицы газопроводов, опоры и подвески следует принимать в соответствии с требованиями 7.8 и 7.9.

    7.21 Прокладка внутренних газопроводов в пределах ТЭС, котельных и га­зопроводов-вводов в котельные должна быть открытой и располагаться выше нулевой отметки здания. По всей длине газопроводов должен быть обеспечен доступ для регулярного ремонта, контроля и обслуживания, включая узлы ар­матуры.

    Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь ис­кусственное освещение. Прокладка газопроводов должна обеспечивать исклю­чение скопления конденсата в случае возможности его образования.

    7.22 Прокладка газопроводов должна обеспечивать возможность их про­дувки для выполнения ремонтных и профилактических работ, в том числе и на отключаемых участках газопроводов.

    7.23 При подаче газа в разводящий коллектор котельной от двух ГРП на коллекторе следует предусматривать отключающие устройства.

    7.24 При установке на газопроводах электрифицированной арматуры должно быть обеспечено их заземление.

    7.25 На газопроводе внутри котельной следует предусматривать штуцер для отбора пробы газа.

    7.26 Допускается присоединять к газопроводу внутри котельной газопро­воды для лабораторных нужд и постов резки металла с устройством ГРУ в мес­те потребления газа.

    Внутреннее газовое оборудование

    7.27 На каждом газопроводе-отводе к котельному агрегату от распредели­тельного коллектора должны быть предусмотрены:

    — установка запорных устройств с электрическим и ручным приводами, включая быстрозапорный клапан для прекращения подачи газа;

    — фланцевые соединения или специальное устройство для установки за­глушки с целью обеспечения безопасности при производстве работ на газопро­воде котлоагрегата;

    — расходомерное устройство либо с отдельной диафрагмой для режима растопки, либо оснащенные диафрагмы измерения расхода газа двумя дифманометрами, обеспечивающими измерение газа в требуемом диапазоне;

    — регулирующие клапаны для регулирования расхода газа (включая режим растопки) с дистанционным и ручным управлением;

    — устройство для продувки и подключения к запальным устройствам (далее ЗУ) и защитнозапальным устройствам (далее ЗЗУ).

    Все фланцевые устройства должны иметь электропроводящие перемычки.

    7.28 На газопроводе перед каждой горелкой котельного агрегата следует предусматривать установку последовательно двух запорных устройств. Первое по ходу газа запорное устройство должно иметь электрический привод, второе — электрический или ручной привод. Между этими запорными устройствами следует предусматривать трубопровод безопасности (продувочный газопро­вод), оснащенный запорным устройством с электроприводом.

    На вновь вводимых в эксплуатацию котельных агрегатах перед каждой го­релкой должны быть установлены ПЗК.

    На каждом котельном агрегате должна быть определена группа растопоч­ных горелок. Эти горелки, а также горелки, оснащенные ПЗК, должны быть ос­нащены ЗЗУ, а остальные ЗУ.

    До освоения промышленностью ПЗК его функция реализуется запорным устройством с электроприводом.

    7.29 Питание ПЗК и быстрозапорных клапанов необходимо предусматри­вать от шин аккумуляторных батарей или от батареи предварительно заряжен­ных конденсаторов, или от двух независимых источников переменного тока. В последнем случае необходимо предусматривать обязательную установку блока бесперебойного питания.

    Схема управления электромагнитом должна оснащаться устройством не­прерывного контроля за исправностью цепей постоянного тока.

    7.30 Запорные устройства на подводе газа к каждой горелке должны предусматривать возможность их закрытия вручную с площадки обслуживания и дистанционно — со щита управления котельной.

    7.31 Газопроводы котельной должны иметь систему продувочных газопро­водов с запорными устройствами и систему для отбора проб.

    Продувочные трубопроводы котлоагрегата должны предусматриваться в конце каждого тупикового участка газопровода или перед запорным устройст­вом последней по ходу газа горелки (при отсутствии тупиковых участков на га­зопроводе — до первого запорного устройства горелки при его длине более 3 м).

    Диаметр продувочного трубопровода определяется условием обеспечения пятнадцатикратного обмена продувочного участка газопровода в 1 ч, при этом он должен быть диаметром не менее 20 мм.

    7.32 Объединение продувочных трубопроводов с трубопроводами безо­пасности, а также продувочных трубопроводов с разным давлением газа не до­пускается.

    Каждый котлоагрегат должен иметь самостоятельную систему продувоч­ных трубопроводов и трубопроводов безопасности.

    7.33 Котельные установки должны быть оборудованы системой измерений параметров, обеспечивающих безопасное проведение технологического про­цесса сжигания газа и условия взрывобезопасности.

    На газифицированных котельных установках должно быть измерение сле­дующих параметров:

    — давление газа в газопроводе котла перед и после регулирующего клапана;

    — перепад давления между воздухом в шатре и дымовыми газами топки для котлов, работающих под наддувом;

    — давление воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом) и дымовых газов в верхней части топки для котлов, работающих под наддувом;

    — разряжение или давление дымовых газов вверху топки;

    — давление воздуха в шатре.

    7.34 Газифицированные котельные установки должны иметь следующие технологические защиты:

    а) действующими на остановку котла с отключением подачи газа на котел:

    — при погасании пламени в топке:

    — при отключении всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) ;

    — при отключении всех дутьевых вентиляторов;

    — при понижении давления газа — после регулирующего клапана ниже за­данного значения;

    б) действующими на отключение подачи газа на горелку, оснащенную ПЗК и ЗЗУ при невоспламенении или погасании факела этой горелки;

    в) действующими на отключение подачи газа на котел:

    — при невоспламенении или погасании факела растопочной горелки в про­цессе розжига котла;

    — при понижении давления газа после регулирующего клапана ниже задан­ного значения (при сжигании газа как вспомогательного топлива одновременно с другими видами топлива);

    г) действующими на снижение нагрузки котла до 50 % при отключении:

    — одного из двух дымососов;

    — одного из двух дутьевых вентиляторов;

    — одного из двух регенеративных воздухоподогревателей;

    — при срабатывании сигнализаторов загазованности.

    7.35 Газифицированные котельные установки должны быть оснащена бло­кировками, запрещающими:

    — открытие ЗУ на газопроводе — вводе к котельной установке при открытом положении хотя бы одного ЗУ на газопроводах перед каждой горелкой;

    — включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиля­ции топки котла в течении не менее 10 минут;

    — розжиг горелок, не оснащенных ПЗК, пока все растопочные горелки не будут включены в работу;

    — подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой или отключения вентилятора, работающего на эту горелку;

    — подачу газа в растопочную горелку и горелку, оснащенную ПЗК, при от­сутствии растопочного факела на ее ЗЗУ;

    — подача газа в горелку, не оснащенную ПЗК, при отсутствии растопочного факела на ее ЗУ;

    — открытие (закрытие) ЗУ трубопровода безопасности при открытом (за­крытом) положении обоих ЗУ перед горелкой;

    — подачу газа на ЗУ растопочных горелок и на растопочные горелки при утечке газа в топку через отключающие устройства любой из горелок.

    7.36 На котельных установках должна предусматриваться сигнализация, оповещающая:

    — о понижении давления газа после регулирующего клапана котла относи­тельно заданного значения;

    — о повышении давления газа после регулирующего клапана котла относи­тельно заданного значения;

    — о снижении давления воздуха в общем коробе или воздуховодах относи­тельно заданного значения (кроме котлов, работающих под наддувом);

    — о наличии растопочного факела ЗУ;

    — о погасании факела в топке котла;

    — о срабатывании защит, предусмотренных в 7.34.

    7.37 Помещения, в которых установлены агрегаты, использующие природ­ный газ, а также ГРУ должны быть оснащены сигнализаторами на загазован­ность этих помещений.

    7.38 Объем измерений, сигнализации и автоматического регулирования в системах газоснабжения тепловых электростанций допускается предусматри­вать согласно приложению К.

    7.39 В котельных ТЭС, переводимых на газовое топливо, предусматрива­ются первичные средства пожаротушения при площади помещения до 1800 м 2 : огнетушители пенные 10 л — 2 шт., порошковые ОП-5Б 4 шт., ДП-9Б —

    3 шт, а также покрывало пожарное 2 х 1,5 м — 4 шт., ящик с песком 0,5 м — 4 шт., совковые лопаты.

    Коллектор на газопроводе

    1.Футляр нужен именно при производстве работ на водотоке (канаве?). для защиты от механических повреждений.

    2. ЭХЗ футляра нужна будет если его длина более 10 метров: читайте ПБ 12-529-03 и РД на защиту от коррозии. Если футляр меньше 10 метров — вместо защиты засыпайте грунтом с низкой степенью коррозионной агрессивности к стали, а активных средств защиты не нужно. Это нужно знать, всё таки газ проектируешь. Если коллектор метровый то достаточно 5 метрового футляра. Или он длинее?
    3. В качестве футляра на ПЭ газопроводе рекомендую использовать два швеллера. При производстве работ они проще, чем скорлупы разрезанной надвое трубы (привет шефу :)))).

    4. Самое важное
    СНиП 42-01-2002 5.2.3 В местах пересечения газопроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, а также в местах прохода газопроводов через стенки газовых колодцев газопровод следует прокладывать в футляре.

    Данный пункт входит в перечень Распоряжения Правительства РФ №1047-р от 21.06.2010г и обязателен для применения. Отрыжку в виде СП 62.13330.2011 и все его изменения можно применять в части не противоречащей требованиям СНиП 42-01-2002.

    1000мм — это коллектор, а не просто коммуникация.

    По поводу контрольной трубки — читай пункт 5.2.3

    Стресс-коррозия магистральных газопроводов

    Приводится логическая цепь размышлений и выводов, раскрывающая природу стресс-коррозии на магистральных газопроводах. Предлагаются способы защиты от стресс-коррозии, основанные на исключении источников атомарного водорода на поверхности металла действующих магистральных газопроводов.

    Система магистральных нефте- и газопроводов оказывает существенное влияние на экологическую обстановку, что особенно заметно при авариях. Поэтому изучение механизмов явлений, приводящих к авариям, имеет важное научное и практическое значение.

    Анализируя опыт эксплуатации магистральных трубопроводов, можно выделить три наиболее значимые причины их разрушения: коррозионный износ, усталость (или малоцикловое разрушение), стресс-коррозия. Все другие явления менее значительны, но могут оказывать ускоряющее действие на те или иные механизмы разрушения (например, старение металла, которое выражается в снижении пластичности, ускоряет усталость).

    Наиболее грозное из перечисленных явлений на магистральных газопроводах (МГ) — стресс-коррозия. Стресс-коррозия с каждым годом прогрессирует. К 2000 г. — моменту утверждения последних редакций СНиП 2.05.06—85* и СНиП III -42—80* на МГ количество разрушений по причине стресс-коррозии составляло 30 %, а в настоящее время — более 50 %. Однако строительными нормами и правилами не предусматривается защита магистральных трубопроводов от этого явления. Такие слова, как стресс-коррозия или коррозионное растрескивание под напряжением, в этих документах отсутствуют.

    При стресс-коррозии металл газопроводов неравномерно охрупчивается и растрескивается, в большинстве случаев начиная с наружной поверхности. На некоторых участках за 20–25 лет эксплуатации глубина трещин достигает половины толщины стенки, что соответствует исчерпанию всех запасов прочности, предусмотренных нормами и проектами. После этого происходит разрыв трубы, выброс газа под большим давлением, самовозгорание с высотой пламени до нескольких десятков метров. При взрыве фрагменты трубопровода оказываются выброшенными на большие расстояния от места разрушения; выжигается поверхность земли, иногда до 100 м и более от очага разрушения. Таким образом, стресс-коррозия МГ представляет собой большую опасность как для самих трубопроводов, так и для окружающей среды и населения.

    Механизм протекания стресс-коррозии отличается от механизмов протекания других видов коррозии. Анализ большого количества разрушений показал, что на стресс-коррозию влияют факторы, на первый взгляд никак не связанные друг с другом. Поэтому эксперты, исследуя разрушения МГ, проложенных в разных при-родноклиматических условиях, эксплуатирующихся при разных режимах, находящихся под воздействием разных факторов, приходили к совершенно различным результатам и делали иногда противоречивые выводы. Сами эксперты тоже отличаются и опытом, и образованием, и приверженностью к разным теориям (человеческий фактор). Только этим можно объяснить тот факт, что до сих пор не установлены общепризнанные механизмы протекания стресс-коррозии на МГ, не разработаны способы защиты.

    В мире со стресс-коррозией впервые столкнулись более 100 лет назад при сооружении и эксплуатации крупнотоннажных судов. Тогда причину связывали с морской водой. Затем стресс-коррозия проявилась на силовых элементах атомных станций. Причину связывали с радиационным облучением. Потом наиболее часто стресс-коррозия стала проявляться на теплоэнергетическом оборудовании ТЭЦ. Там причину связывали с действием на металл перегретого водяного пара.

    В химической промышленности стресс-коррозия проявилась на сосудах, работающих под давлением, в которых хранится водород. Это стимулировало исследования взаимодействия металлов с водородом. Результаты исследований помогли понять причины растрескивания некоторых сварных швов (если сварка выполняется во влажной среде, то в сварочной дуге молекулы воды разлагаются на кислород и водород, затем водород проникает в расплав металла).

    Когда стресс-коррозия стала происходить на МГ (в мировой практике — 60-е годы, в России — 80-е), разные специалисты связывали это с различными факторами: c климатическими условиями, рельефом местности, температурой, вибрацией, составом грунтов, даже с микробиологическим составом почвы. Одним из нерешенных оставался вопрос: почему стресс-коррозия не происходит на нефтепроводах, хотя условия их эксплуатации не отличаются от газопроводов? Этот вопрос многих исследователей приводил к выводу, что причина стресс-коррозии находится в перекачиваемом продукте — природном газе. Но тут же возникал другой вопрос: почему стресс-коррозия не наблюдается на газопроводах системы газораспределения, хотя продукт тот же самый?

    Не сумев ответить на эти простые вопросы, решили, что механизм стресс-коррозии МГ не установлен. И такое состояние, похоже, всех устраивает. Никто особо не выражает тревогу по этому поводу. Существующие недостатки системы легко и удобно списать на неизученное явление.

    Нами (наивными людьми) создана цельная теория стресс-коррозии МГ, которая дает ответы на все поставленные вопросы. Она оказалась несложной и будет изложена ниже. Пока остановимся на проявлениях человеческого фактора, связанных с данной проблемой.

    Дело не в недостатке исследователей, знаний, средств на решение проблемы, а в человеческом факторе в разных проявлениях. Приведем некоторые, наиболее видимые, из них.

    1. Для окончательного решения данной не очень сложной научно-технической задачи приходится преодолевать большие организационные трудности, часто искусственного характера. Любые методы, материалы, технологии, которые рекомендуется использовать на МГ (в том числе позволяющие бороться со стресс-коррозией), требуют не только изложения сути и обоснования эффективности, но и повторных испытаний, экспертиз, согласований, разрешений на применение и т.д. Даже после всего этого еще не факт, что по-настоящему эффективные методы будут использованы на практике. Развернется конкурсная борьба, в основном только по цене. Вмешаются «коммерческие» интересы влиятельных лиц и курируемых организаций.

    2. До руководителя, который имеет возможность и обязан организовать решение проблемы, информация о природе и механизмах явления, о путях решения доходит многоступенчато, через «сито» подчиненных ему лабораторий, отделов, департаментов, институтов. На каждой ступени информация частично теряется и искажается, в итоге не удается принимать правильные и эффективные организационные решения.

    3. Постепенно сформировалась система управления, когда в офисах практически все заняты составлением друг другу справок, планов, отчетов, актов, протоколов и других аналогичных документов внутреннего пользования. При этом все очень заняты, с трудом успевают составлять эти бумаги. А за решение конкретной научно-технической проблемы (защиты от стресс-коррозии) никто лично не отвечает, хотя более значительной проблемы и нет на МГ.

    4. В последние годы наметились признаки искусственного увеличения объема ремонтных работ на МГ. Создается ощущение, что факт существования «неизученной» проблемы стресс-коррозии кое-кем используется как средство добывания денег.

    5. Сами ученые и эксперты не едины в своем представлении о причинах явления; их можно разделить на три группы:

    первая включает тех, кто имеет четкое представление о механизмах явления и способах защиты от стресс-коррозии, но их немного;

    вторая — тех, у кого не сформировалась своя модель стресс-коррозии, поэтому слушают многоголосый хор других «специалистов», не имея возможности выделить истину. В этом хоре самый громкий голос у тех, кто ближе к финансовым потокам;

    третья объединяет тех, для кого важнее сам процесс исследований, а не результат. Они понимают, что с момента решения данной проблемы финансирование исследований в этом направлении прекратится.

    6. Чем больше людей, рассуждающих о стресс-коррозии, тем сложнее что-то изменить. Все считают себя знатоками: что-то слышали, читали акты, видели разрушение. Чем больше людей владеет какой-то (может даже ложной) информацией, тем сложнее ее изменить, поправить. Видимо, закон инерции применим не только к движущимся физическим массам, но и к информации.

    7. В общем-то, положение дел устраивает всех. Привыкли. Зачем что-то менять.

    Перейдем к изложению физической модели явления стресс-коррозии.

    Попытаемся ответить на вопросы:

    1. Почему на МГ стресс-коррозия наблюдается, а на других трубопроводах (нефте-, нефтепродуктопроводы, промысловые, в системе газораспределения) нет?

    2. Почему на резервуарах и другом оборудовании нефтегазового комплекса стресс-коррозия не замечена?

    3. В чем отличительная особенность МГ?

    Как показывает простейший анализ, МГ (на тех участках, где обнаруживается стресс-коррозия) имеют большой диаметр и эксплуатируются под большим рабочим давлением. Это приводит к тому, что механические напряжения в стенке МГ значительно выше, чем в стенках других трубопроводов. От действия рабочего давления кольцевые (окружные) напряжения больше осевых примерно в 2 раза. Это объясняет тот факт, что большинство обнаруженных стресс-коррозионных трещин ориентировано в продольном направлении — перпендикулярно наибольшим окружным напряжениям (рис. 1).

    На участках трубопроводов, проложенных по трассе со сложным рельефом, где имеются участки упругого изгиба, возникают значительные изгибные напряжения, которые ориентированы в продольном направлении. При равных других условиях эти напряжения тем выше, чем больше диаметр трубопровода. Это объясняет, почему на некоторых таких участках МГ появляются стресс-коррозионные трещины, ориентированные в окружном направлении (перпендикулярно наибольшим продольным напряжениям).

    Таким образом, один из факторов, определяющих условия развития стресс-коррозии, — наличие высоких растягивающих напряжений в стенке трубопровода. По-видимому, чем ближе напряжения к пределу текучести металла, тем быстрее развивается стресс-коррозия. Этот вывод содержится во втором названии явления — коррозионное растрескивание под напряжением.

    Но почему стресс-коррозия развивается на наружной поверхности газопровода?

    Действительно, как видно на рис. 2, где показан излом стенки МГ после разрушения от стресс-коррозии, металл стенки трубы охрупчен и растрескан со стороны наружной поверхности. Металл со стороны внутренней поверхности сохранился в пластическом состоянии. В этом можно убедиться и по результатам испытаний на растяжение образцов, вырезанных из стенки трубы: на их поверхности до испытаний не было видно трещин, они появились на внешней поверхности при испытании (рис. 3).

    Если бы стресс-коррозия определялась только механическими напряжениями (которые одинаковы по толщине стенки трубы), то охрупчивание и растрескивание происходили бы одинаково интенсивно по всей толщине стенки трубы. То, что процесс развивается только с внешней поверхности, дает повод предположить, что там происходит какой-то процесс, а стресс-коррозия — следствие этого процесса.

    Тот факт, что металл охрупчивается, приводит к мысли, что в металл проникают какие-то элементы (атомы, молекулы) со стороны внешней поверхности и блокируют дислокации (известно, что пластичность металлов обеспечивается подвижностью дислокаций). Молекулы таких элементов, как углерод, азот, водород и других, проникать в металл могут только при высоких температурах. При температурах эксплуатации МГ это не возможно. Проникающей способностью обладают элементарные частицы: протоны, нейтроны, α -частицы и др. Но таких частиц много и они везде существуют в виде радиационного фона, а стресс-коррозия происходит не везде. Следовательно, надо искать источники элементарных частиц на наружной поверхности подземных трубопроводов (кстати, описанный вид стресс-коррозии происходит только на подземных участках МГ). Такой источник существует, и он связан с электрохимической защитой (ЭХЗ) трубопроводов.

    Как известно, подземные трубопроводы находятся под двойной защитой от коррозии: изоляционное покрытие плюс ЭХЗ. Последняя состоит в том, что трубопровод поддерживается под электрическим потенциалом от –3 до –1 В по отношению к грунту. Считается, что это замедляет растворение металла в местах с нарушенной изоляцией. Но фактически картина несколько другая.

    Большинство МГ имеет пленочную изоляцию, нанесенную в полевых условиях. При укладке и засыпке трубопровода пленочное покрытие сползает вниз вместе с грунтом и образует множество гофр на уровне горизонтального диаметра сечения и ниже. Кроме того, клеящий слой в течение короткого времени теряет адгезионные свойства, и пленка отслаивается от поверхности трубопровода. Таким образом пленочное покрытие превращается в своеобразную оболочку, внутри которой находится трубопровод, а между трубой и оболочкой — грунтовая вода. Распределение электрического потенциала в такой системе будет совершенно отличаться от того, которое должно быть в теории и согласно норме.

    В грунтовой воде много всяких ионов, в том числе катионов водорода Н+, которые окружены полярными молекулами воды. Эти образования имеют общий положительный заряд, поэтому притягиваются к отрицательно заряженной поверхности трубы. Там катион водорода получает недостающий электрон от металла, становится атомом, освобождается от своего окружения. При этом единственный электрон атома водорода, будучи валентным, продолжает входить в состав электронного облака металла, а оставшееся ядро представляет не что иное, как протон, т.е. элементарную частицу, которая может легко проникать вглубь металла, создавая новые объединения с другими элементами. Наиболее вероятны объединения с атомами углерода, водорода, кислорода. Все такие объединения приводят к искажениям кристаллической решетки металла, затрудняющим движение дислокаций. Снижение подвижности дислокаций приводит к снижению пластичности металла, т.е. к охрупчиванию. Кроме того, накапливаясь в металле, такие образования способствует росту внутренних напряжений, которые складываются с внешними напряжениями и приводят к растрескиванию.

    Другие элементы (кроме водорода) не могут привести к такому результату, так как ни один из них при потере валентного электрона не становится элементарной частицей, способной проникать в металл при обычной температуре.

    Таким образом, второе обязательное условие протекания стресс-коррозии — наличие источника атомарного водорода на поверхности металла труб.

    Кроме рассмотренного источника атомарного водорода (грунтовая вода и ЭХЗ), могут быть и другие, например сероводород или продукты жизнедеятельности бактерий (биокоррозия).

    Естественно, на скорость стресс-коррозии влияет множество факторов, отмеченных многими исследователями, например: солевой состав и влажность грунта, кислотность, температурный режим, вибрации, остаточные напряжения в трубопроводе, напряжения от всех видов нагрузок. Поэтому разные ученые, занимаясь одной и той же проблемой, часто приходили к разным умозаключениям и выводам. В этом состоит еще одно проявление человеческого фактора.

    Не настаивая на абсолютной истинности предложенного механизма развития стресс-коррозии МГ, хочется подчеркнуть, что с точки зрения данного механизма легко объясняются все наблюдаемые особенности и закономерности. Если этот механизм верен, то он дает и ключ к выработке эффективных методов борьбы со стресс-коррозией.

    Наши оппоненты (в последнее время их становится все меньше) на основании анализа статистических данных, опубликованных в докладах Ростехнадзора, утверждают, что стресс-коррозия — свойственна сугубо МГ. Это слабое утверждение по следующим причинам.

    На малонагруженных МГ, где рабочие напряжения не превышают половины предела текучести металла, стресс-коррозия также наблюдается редко. На магистральных нефте-и нефтепродуктопроводах стресс-коррозию предпочитают не замечать, чтобы не создавать себе проблем (человеческий фактор). Но это не значит, что явления нет. Несколько аварий показали, что стресс-корозия все-таки происходит и на нефтепроводах, но носит локальный характер (на концентраторах напряжений). Поэтому таким разрушениям обычно приписывают другие причины, приведшие к появлению этих самых концентраторов напряжений: дефект сварки, строительный и заводской брак, некачественный ремонт, низкое качество металла. Если эти причины проследить глубже, то тоже приходим к человеческому фактору.

    Некоторые оппоненты считают, что со стресс-коррозией следует бороться путем создания специальных марок стали. Не будем спорить, наверное, так тоже можно. У разных марок сталей разная структура, запасы пластичности. Это, несомненно, окажет влияние на скорость протекания пр оцессов, приводящих к стресс-коррозии. Но само явление не будет устранено, пока не исключены условия его протекания (высокие механические напряжения и источники атомарного водорода). Кроме того, остается вопрос: как защитить существующие трубопроводы?

    Если предложенный механизм верен, то защита трубопровода от стресс-коррозии должна строиться на удалении источников атомарного водорода с поверхности трубопровода. Поскольку изоляционное покрытие и ЭХЗ исключать нельзя, остается подбирать более эффективные изоляционные покрытия. Все современные заводские изоляционные покрытия способны обеспечить необходимую защиту. На старых трубопроводах возможна защита с помощью покрытия «Асмол» и «Лиам». Оказалось, что только эти материалы обладают высокой адгезией к металлу, которая, к тому же, растет со временем. Они также имеют ингибирующее свойство, что «включает» дополнительный механизм защиты. Эти материалы давно известны, их свойства изучены. На опытных участках проведены десятки (может и сотни) вскрытий, все результаты положительны. Но до широкого применения этих материалов для защиты МГ дело так и не доходит. Кроме человеческого фактора это ничем не объяснимо.

    Любое опасное явление на трубопроводах и способы защиты от него должны быть отражены в нормах проектирования, строительных нормах и правилах. Однако, как показывает анализ документов, действующие в настоящее время строительные нормы и правила не содержат никаких упоминаний о стресс-коррозии, не предлагают мер по защите МГ от этого вида разрушений. При эффективном разрешении проблем, связанных с человеческим фактором, можно было бы за относительно короткое время ликвидировать этот недостаток. Для этого имеются все предпосылки.

    Устройство наружных и внутренних газопроводов котельной

    Как промышленные, так и коммунальные котельные обеспечиваются газом от городских распределительных сетей среднего до 0,3 МПа (3 кгс/см 2 ) и высокого до 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ) давления. Котельные с малыми расходами газа (менее 250 м 3 /ч) можно присоединять к сетям низкого давления до 500 Па (0,05 кгс/см 2 ).

    Крупные котельные могут присоединяться с помощью специальных газопроводов к газораспределительной станции, расположенной на входе в городские, поселковые и промышленные системы газоснабжения или непосредственно к магистральным газопроводам.

    Система газоснабжения котельной состоит из следующих элементов: 1) вводов газопроводов на территорию предприятия; 2) внутриплощадочных газопроводов; 3) регуляторных пунктов ГРП и установок ГРУ; 4) пунктов измерения расходов газа (ПИРГ); 5) обвязочных газопроводов котлов, установленных в котельной.

    Общими элементами любой схемы газопроводов котельной являются следующие:

    — общее отключающее устройство на вводе газопровода в котельную независимо от наличия отключающего устройства на распределительном газопроводе городской сети, перед котельной;

    — показывающий манометр на вводе газопровода в котельную после общего отключающего устройства;

    — узел измерения расхода газа;

    — отключающие устройства на ответвлениях газопроводов к агрегатам;

    — продувочные газопроводы, обеспечивающие удаление воздуха и газовоздушной смеси при пуске из всех внутрикотельных газопроводов.

    Вводом называется газопровод, соединяющий распределительные газопроводы городской сети с газопроводами, расположенными на территории котельной. Вводы, как правило, прокладывают в грунте. На каждом вводе на расстоянии не ближе 2 м от стены здания котельной или ограждения вне территории котельной устанавливается отключающее устройство (задвижка или кран), который обслуживается районными газовыми организациями. Газопроводы и установленные на них устройства, расположенные за отключающим устройством ввода внутри территории котельной, принадлежат котельной и должны обслуживаться персоналом котельной.

    Ввод газопровода в котельный цех, как правило, осуществляется через стену здания в футляре, представляющем из себя отрезок трубы большего диаметра, чем газопровод, установленный в тело стены на цементном растворе. Пространство между футляром и газопроводом заделывается просмоленной льняной прядью, а с торцов заливается битумом. Футляр предназначен для защиты газопровода от повреждений при незначительных сезонных или других деформациях стены.

    Выбор способа прокладки газопроводов по территории котельной решается в зависимости от местных условий.

    К устройству газовых сетей котельных предъявляются такие же требования, как и к газопроводам городских сетей, которые приводятся в «Правилах безопасности в газовом хозяйстве».

    В помещениях отопительных котельных разрешается прокладка газопроводов низкого и среднего давления. В котельных, расположенных в отдельно стоящих зданиях, разрешается прокладка газопроводов высокого давления, но не более 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ).

    Газопроводы вводятся непосредственно в помещение, где располагаются котлы, либо в смежное с ним помещение при условии соединения их открытым проемом.

    На вводе газопровода внутри котельной в доступном для обслуживания и освещенном месте устанавливают устройство для отключения всей котельной в случае ремонта или аварии, а также при остановке ее на длительное время. При проведении ремонтных работ в котельной, а также в периоды между отопительными сезонами на вводе в котельную за отключающим устройством ставят заглушку. Если в котельной размещено большое число котлов, то устанавливают отключающее устройство на ответвлениях газового коллектора к группам котлов, что позволяет проводить ремонтные работы без остановки всей котельной.

    В качестве запорного устройства на вводе используют задвижку или кран перед регулятором или счетчиком. Кран перед манометром, который предусматривается на вводе газопровода, при работе котельной должен быть открыт постоянно.

    Трассировку и диаметры газопроводов выбирают таким образом, чтобы потери давления от газорегуляторных установок (ГРУ) до наиболее удаленных горелок не превышали 40—50 % номинального давления газа перед горелками при выходном низком давлении и 20—25 % — при среднем давлении.

    На ответвлении от газового коллектора котельной к каждому котлу устанавливают главное отключающее устройство, а перед каждой горелкой — рабочее отключающее устройство. За отключающим устройством котла располагается исполнительный механизм автоматики безопасности (отсечной клапан), который обеспечивает прекращение подачи газа ко всем горелкам котла при недопустимом отклонении давления газа от заданного, погасании пламени каждой из основных горелок, нарушении тяги и прекращении поступления воздуха.

    К наиболее удаленному от ввода участку газового коллектора присоединяют продувочный трубопровод диаметром не менее 19 мм, который используется для освобождения газопроводов от воздуха перед пуском котельной и для вытеснения газа воздухом при консервации и длительной остановке.

    Продувочные трубопроводы предусматривают от газопроводов каждого котла перед последним по ходу газов отключающим устройством. Продувочные трубопроводы имеют минимальное число поворотов. Их выводят вне здания котельной на высоту не менее 1 м выше карниза крыши в месте, где существуют безопасные условия для рассеивания газа. Концы продувочных трубопроводов загибают либо устраивают над ними защитные зонты во избежание попадания в них атмосферных осадков.

    Схемой газопроводов котельной предусматривается установка контрольно-измерительных приборов (КИП) для измерения давления газа и воздуха перед горелками и разрежения в топке. Приборы располагают в удобных для наблюдения местах. На отводах к приборам устанавливают отключающие устройства.

    Продувочные газопроводы котлов и газового коллектора котельной могут быть объединены.

    В котельной производят, как правило, открытую прокладку газопроводов.

    Газопроводы крепят к стенам, колоннам и перекрытию котельной, а также к каркасам котлов с помощью кронштейнов, подвесок и хомутов. Газопроводы должны лежать на опорах плотно, без зазоров.

    В местах прохода для людей газопроводы прокладывают на высоте не менее 2,2 м до низа трубы. При расположении арматуры на высоте более 2 м предусматривается площадка обслуживания из несгораемых материалов с лестницами или же дистанционный привод. Трубы соединяют, как правило, сваркой. Резьбовые и фланцевые соединения допускаются в местах установки отключающих устройств, коллекторов, регуляторов давления, КИП, газовых горелок.

    Газопроводы после окончания монтажа и испытаний окрашивают масляными красками в светло-коричневый или желтый цвет.

    Для газопроводов используют бесшовные и электросварные трубы.

    Газорегуляторные пункты и установки

    Газорегуляторные пункты (ГРП) котельных предназначены для питания газом нескольких потребителей — котельных цехов. ГРП располагают, как правило, в отдельно стоящих зданиях, а ГРП с входным давлением не более 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ) допускается размещать в пристройках к зданиям не ниже I и II степеней огнестойкости, отнесенным по пожарной безопасности к категориям Г и Д. Газорегуляторные установки (ГРУ) монтируют непосредственно в помещении котельной, где находятся котлы, использующие газ.

    В состав ГРП (ГРУ) входят: фильтр, регулятор давления, предохранительные запорные (ПЗУ) и сбросные устройства (ПСУ), запорная арматура, контрольно-измерительные приборы (КИП), узел измерения расхода газа (счетчик или в старых ГРУ — измерительная диафрагма).

    Газ начального давления (рис. 2.1) через задвижку поступает в фильтр, где очищается от механических примесей. На фильтре устанавливают дифференциальный манометр, при помощи которого по перепаду давлений определяют засоренность фильтра. При потерях давления на фильтре выше допустимых производят замену фильтрующей кассеты или ее очистку от загрязнений промывкой.

    Очищенный газ проходит через ПЗУ, которое предназначено для отключения подачи газа к котлам при аварийном отклонении ( по максимуму или минимуму) выходного давления, откуда поступает в регулятор давления — основное устройство ГРП или ГРУ, где производится снижение давления газа до заданного и автоматическое поддержание его независимо от изменения расхода газа. Регулятор давления и предохранительно-запорный клапан ПЗК через импульсную систему трубопроводов соединены с газопроводом высокого давления, и в точке отбора регулятор поддерживает, а ПЗК контролирует заданное давление газа.

    При выборе регулятора давления расход газа должен приниматься с коэффициентом запаса 1,15 к расчетному расходу.

    1, 13 — запорные устройства на входе и выходе; 2, 9 —запорные устройства перед и за ГРП; 3 — продувочный трубопровод; 4 — фильтр очистки газа; 5 — дифманометр; 6 — предохранительно-запорный клапан; 7 — регулятор давления; 8 — пилот; 10 — счетчик расхода газа; 11 — поворотное колено; 12 — импульсная трубка; 14 — кран продувочного трубопровода; 15 — кран перед продувочным сбросным устройством; 16 — штуцер для настройки; 17 —продувочное сбросное устройство; 18 — сбросный трубопровод; 19 — фильтр дополнительной очистки перед счетчиком расхода газа; 20 — показывающий термометр; 21, 22 — самопишущие термометр и манометр; 23 — показывающий манометр; 24, 25 — запорные устройства на байпасе;

    26 — общий байпас; 27 — байпас; 28, 29 — запорные устройства перед счетчиком и за ним

    Регулирующая линия ГРП (ГРУ) имеет обводной газопровод (байпас). При выходе из строя какого-либо прибора регулирующей линии или при их замене, чистке фильтра для обеспечения непрерывной подачи газа потребителям закрывают задвижки до фильтра и после регулятора и работу ГРП (ГРУ) переводят на байпас с ручным управлением. Для этого на обводном канале последовательно установлены два запорных устройства: одно — работающее как дроссель, воспринимающее на себя основной перепад давления, и задвижка или вентиль, с помощью которых обслуживающий персонал вручную поддерживает постоянное заданное выходное давление по манометру. Предохранительносбросный клапан предназначен для снижения выходного давления газа после регулятора путем стравливания части газа в атмосферу. Он должен быть настроен на давление, меньшее максимального давления отсечки предохранительно-запорного клапана ПЗК.

    При резком уменьшении расхода газа котлами, обусловленном отключением части из них, регулятор в силу своей инертности не может сразу восстановить заданное давление. Происходит кратковременное и быстрое повышение давления газа в системе газоснабжения после регулятора. Этот кратковременный неаварийный подъем выходного давления снимает предохранительно-сбросный клапан, который подсоединяется к газопроводам после узла измерения расхода газа, чтобы по счетчику можно было учесть и газ, сбрасываемый в атмосферу.

    В аварийном режиме (например, при выходе из строя регулятора и попадании газа входного высокого давления в систему пониженного давления) предохранительно-сбросный клапан уже не обеспечит нужного снижения выходного давления из-за малой пропускной способности. Давление после регулятора будет продолжать расти, и когда оно достигнет значения, равного максимальной настройке предохранительно запорного клапана, последний отключит подачу газа в ГРП (ГРУ).

    ГРП и ГРУ работают без постоянного обслуживающего персонала. Для периодического контроля работы оборудования на газопроводах входного и выходного давления газа устанавливают регистрирующие и показывающие манометры.

    На ГРП и ГРУ устанавливают узел учета расхода газа. В качестве расходомерных приборов применяют газовые счетчики разных модификаций или стандартные сужающие устройства (камерные измерительные диафрагмы) с дифманометрами и вторичными измерительными приборами.

    ГРП и ГРУ могут быть одно- и двухступенчатые (последовательно установлены два регулятора), а также одинарные, сдвоенные и строенные (параллельно установлены две или три регулирующие линии). Двухступенчатое снижение давление газа применяется в целях повышенной безопасности и снижения уровня шума. В этом случае между регуляторами устанавливается дополнительная демпфирующую емкость, которая сглаживает влияние работы регулятора I ступени на работу регулятора II ступени, устраняя возможную пульсацию выходного давления.

    Параллельную установку регулирующих линий применяют, когда пропускная способность регулятора давления не обеспечивает требуемого расхода газа или когда расход газа в котельной резко меняется в пределах больших, чем допустимые изменения пропускной способности регулятора. При параллельной работе двух линий и более каждая настраивается на выходное давление, немного отличное от давления на соседней линии. В этом случае линии включаются в работу и выключаются в зависимости от нагрузки.

    В котельных производительностью более 150 МВт предусматривают две нитки редуцирования в обязательном порядке.

    В настоящее время применяется несколько схем обвязочных газопроводов котлов, оборудованных газовыми горелками.

    На рис. 2.2 приведена широко применяемая схема газопроводов для котлов, оборудованных горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — задвижками. Это наиболее сложная схема. На ответвлении от газопровода к котлу установлена общая задвижка, которая служит для отключения подачи газа при остановке котла и аварийной ситуации. Она может быть полностью или закрыта, или открыта. Далее смонтирован клапан-отсекатель, который является исполнительным органом автоматики безопасности. На него от всех датчиков, контролирующих заданные параметры тепловой установки, поступают сигналы. При аварийном отклонении любого из них клапан перекрывает подачу газа к котлу. В качестве клапа-на-отсекателя применяют электромагнитные и пневматические клапаны, задвижки с электроприводом и другие двухпозиционные отключающие устройства, обеспечивающие плотное и быстрое отключение газа.

    После клапана-отсекателя на газовом коллекторе котла устанавливают поворотную заслонку, служащую исполнительным органом автоматики регулирования и изменяющую подачу газа к горелкам в зависимости от потребности в теплоте.

    Рис. 2.2. Схема обвязочных газопроводов котла, оборудованного горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими

    I — цеховой газопровод; 2 — общая задвижка; 3 — клапан-отсекатель; 4, 15 — поворотные заслонки; 5 — газовый коллектор; 6 — трубопровод безопасности; 7 — переносной запальник; 8 — продувочный газопровод; 9 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 10 —контрольная задвижка; 11 — штуцер с пробкой для проверки плотности задвижек; 12 — рабочая задвижка; 13 — шибер; 14 — воздуховод; 16 — дутьевой вентилятор; 17, 18 — манометры на воздуховоде и газопроводе; 19 — горелка с принудительной подачей воздуха; 20 — резинотканевый шланг; 21 — тягонапоромер

    К газовому коллектору установки через штуцер с наконечником при помощи резинотканевого шланга подключен переносной (ручной) запальник для розжига горелок агрегата. На конце коллектора находятся продувочный газопровод и штуцер с краном для проверки качества продувки. Продувочный газопровод, как правило, подключают к общему продувочному газопроводу цеха (котельной). Через эти газопроводы при пуске удаляют из системы газоснабжения воздух, газовоздушную смесь и заполняют газопровод газом. Происходит это путем вытеснения их газом. Время окончания продувки определяется по пробе, которую отбирают через штуцер с краном и по которой на газоанализаторе контролируют качество продувки. Если в пробе присутствует не более 1 % кислорода, то продувку можно закончить, так как эта смесь не взрывоопасна.

    Диаметр продувочного газопровода можно рассчитать по допустимой действительной скорости (20—30 м/с) и расходу газа, который может быть определен по задаваемому времени продувки системы газоснабжения и объему продуваемой системы. Этот объем должен быть увеличен в 10 раз, так как считается, что одна газовая среда полностью заменяется другой при 10-кратном изменении объема.

    Предложенная выше схема приведена для варианта с двумя горелками. К каждой горелке подходит ответвление газопровода, на котором установлены две задвижки: первая по ходу газа — контрольная, вторая — рабочая. Контрольная работает в режиме «Открыто» или «Закрыто». Рабочая обеспечивает ручной розжиг, вывод горелки на рабочий режим и регулирование расхода газа при неработающей автоматике или при ее отсутствии.

    Газопровод между контрольной и рабочей задвижками соединен с трубопроводом безопасности, который, как и продувочный газопровод, выведен наружу выше карниза крыши на 1 м, и конец его загнут для предохранения от попадания атмосферных осадков. Трубопровод безопасности предназначен для предотвращения попадания горючего газа в топку при неработающем котле, при пуске и розжиге горелок. Кран на трубопроводе безопасности при неработающей горелке всегда открыт. Если есть небольшие утечки газа через арматуру, эти утечки отводятся в атмосферу и не попадают через горелку в топку. На трубопроводе безопасности имеется штуцер, к которому может подключаться переносной манометр, с помощью последнего можно проконтролировать, плотно ли закрыты контрольная и рабочая задвижки, а также определить время их ремонта или замены.

    Воздух в горелки подается дутьевым вентилятором по воздуховодам. На общем воздуховоде устанавливают поворотную заслонку, являющуюся исполнительным органом автоматики горения.

    Непосредственно перед горелкой имеется шибер (заслонка), который предназначен для регулирования подачи воздуха при розжиге горелки и отключения неработающей горелки. Перед каждой горелкой для оперативного контроля давления газа и воздуха установлены манометры. Давление (разрежение) в топке измеряют тягонапоромером.

    При пуске газифицированного теплового агрегата после вентиляции топки и газоходов открывается общая задвижка, на время розжига блокируется и открывается вручную клапан-отсе-катель, открывается кран на продувочном газопроводе и начинается продувка системы газопроводов. После окончания продувки зажигают переносной запальник и вводят его в топку (к месту выхода газа из горелки ). Если пламя запальника устойчиво, кран на трубопроводе безопасности горелки закрывается, открывается контрольная задвижка и открывается рабочая. После воспламенения вытекающего из горелки газа приоткрывают шибер и подают в горелку воздух.

    Последовательность операций при розжиге, связанную с наличием индивидуальных или групповых вентиляторов, дымососов и особенностями газогорелочных устройств, определяют по эксплуатационной инструкции.

    Для газопроводов среднего давления диаметром до 50 мм, имеющих в качестве отключающих устройств краны, рекомендуется упрощенная схема обвязочных газопроводов (рис. 2.3). В этой схеме перед каждой горелкой установлено по одному крану (рабочему), а контрольный кран и трубопровод безопасности предназначены для котла в целом.

    Рис. 2.3. Схема обвязочных газопроводов среднего давления котла, оборудованного горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — кранами

    1 — цеховой газопровод; 2 — общий кран; 3 — клапан-отсекатель; 4, 15 — поворотные заслонки; 5 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 6 —продувочный газопровод; 7 — контрольный кран; 8 — газовый коллектор; 9 — трубопровод безопасности; 10 — штуцер с пробкой для проверки плотности задвижек; 11 — рабочий кран; 12, 19 — манометры на воздухопроводе и газопроводе; 13 — шибер; 14 — воздуховод; 16 — дутьевой вентилятор; 17 — резинотканевый шланг; 18 — переносной запальник; 20 — тягонапоро-мер; 21 — газовая горелка с принудительной подачей воздуха

    Для обвязочных газопроводов агрегата, работающего на низком давлении газа и использующего в качестве отключающих устройств краны, рекомендуется схема, показанная на рис. 2.4. По сравнению с рассмотренными выше эта схема значительно упрощена, контрольный кран и трубопровод безопасности отсутствуют.

    Рис. 2.4. Схема обвязочных газопроводов низкого давления котла, оборудованного горелками с принудительной подачей воздуха и отключающими устройствами — кранами

    I — цеховой газопровод; 2 — общий кран; 3 — клапан-отсекатель; 4, 13 — поворотные заслонки; 5 — газовый коллектор; 6 — переносной запальник; 7 — продувочный газопровод; 8 — кран с пробкой для взятия пробы на качество продувки; 9 — рабочий кран; 10 — манометр на воздухопроводе;

    II — шибер; 12 — воздуховод; 14 — дутьевой вентилятор; 15 — манометр на газопроводе; 16 — газовая горелка с принудительной подачей воздуха; 17 — тя-

    При применении инжекционных или диффузионных горелок, т.е. однопроводных, схема обвязочных коммуникаций агрегата значительно упрощается: отпадает необходимость в воздуховодах, шиберах, манометрах на воздуховодах и других устройствах и приборах.

    Для котельных, предназначенных для работы только на газообразном топливе, газ от ГРУ (ГРП) до котлов подводят по двум трубопроводам для котельной первой категории и по одному — для второй.

    В случае когда предусматривается возможность работы котельной на двух видах топлива (газ и жидкое), подача газа производится по одному трубопроводу независимо от категории котельной.

    Смотрите так же:

    • Закон рф о недрах 2395-1 от 21021992 г Закон рф от 21.02.1992 n 2395-1 (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.01.2016) Раздел I. Общие положения Статья 1. Законодательство Российской Федерации о недрах Статья 1.1. Правовое регулирование отношений недропользования Статья 1.2. Собственность на […]
    • Приказы по дши образец Унифицированная форма № Т-1Утверждена Постановлением Госкомстата Россииот 05.01.2004 № 1Форма по ОКУД МБУ ДО АР «Детская школа искусств г. Аксая» Приказ № 27от 27.06.2017 года 1.Зачислить с 01.09.2017 года в 1 класс фортепианного отделения следующих […]
    • Приказ 403 мвд Приказ МВД РФ от 5 мая 2012 г. № 403 “О полномочиях должностных лиц системы МВД России по составлению протоколов об административных правонарушениях и административному задержанию” В соответствии с частью 2 статьи 27.3, частью 4 статьи 28.3 Кодекса […]
    • Правила электроустановок потребителей 2003 Приказ Минэнерго рф от 13 января 2003 г. N 6 "Об утверждении Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей" См. также межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016-2001 РД […]
    • Трудовой стаж за деньги Стаж и пенсия не работая как законно получить стаж, пенсионные баллы и пенсию не работая или на неофициальной работе Сколько нужно стажа для пенсии По новой пенсионной реформе минимальный стаж для назначения пенсии по старости и минимальное количество […]
    • Основы туристической техники правила безопасности во время экскурсии Основы туристической техники правила безопасности во время экскурсии Уважаемые коллеги, изменения в турах! Успейте подготовиться к майским праздникам. Закончились цены раннего бронирования. Ближайшие заезды Зилимское кольцо Конно-водный 10 дн. 100 км 18+ […]
    • Нотариус ул Чаянова Нотариусы у метро Менделеевская В Москве рядом со станцией метро Менделеевская находится 14 нотариальных контор. В них 6 нотариусов работают после 6 вечера в будние дни, 6 нотариусов работают в субботу и ни один нотариус не работает по воскресеньям. Ниже […]
    • Отмена приговора суда упк Статья 389.23 УПК РФ. Отмена приговора и иных решений суда первой инстанции с вынесением нового судебного решения В случае, если допущенное судом нарушение может быть устранено при рассмотрении уголовного дела в апелляционном порядке, суд апелляционной […]