Методика определения расчетных часовых расходов газа на коммунально-бытовые нужды населения по номинальным расходам установленных газовых приборов.

Определение расчетных расходов газа для внутридомовых газопроводов и квартальных газовых сетей. Режим потребления газа в квартирах является характерным примером случайного процесса. Бытовые газовые приборы работают периодически и включаются в случайные моменты времени. Обработка экспериментального материала методами математической статистики показывает, что распределение показателей режима потребления подчиняется нормальному закону. С увеличением числа квартир, присоединяемых к газопроводу, график нагрузки уплотняется и становится более равномерным. Это приводит к уменьшению коэффициента неравномерности.

Анализ режимов потребления газа в квартирах показывает, что максимальные коэффициенты часовой неравномерности в значительной степени зависят от населенности квартиры, уменьшаясь с увеличением населенности. На графике (рис. 5.7) показана зависимость от числа проживающих в квартире. Из приведенных данных следует, что при определении расчетных расходов газа нужно учитывать газооборудование квартиры, ее населенность и число квартир, присоединенных к газопроводу.

Для определения максимально-часовых расходов газа используют два метода. По первому методу их определяют с помощью коэффициента одновременности включения газовых приборов в пик потребления Ко, по второму — с помощью максимальных коэффициентов неравномерности, представляющих собой отношение максимально-часового расхода газа к среднечасовому за год. Эти коэффициенты связаны друг с другом и при наличии необходимой информации по одному можно определить другой. Расчетный расход газа через значение Ко можно определить по следующей формуле:

(5.12)

где К₀ — коэффициент одновременности работы однотипных приборов или однотипных групп приборов: его берут для общего числа приборов , для жилых зданий это общее число квартир; n — число типов приборов или однотипных групп приборов; Qном – номинальный расход газа прибором или группой приборов; Ni - число однотипных приборов или групп приборов

Рис. 5.7. Максимальные коэффициенты часовой неравномерности за сутки в зависимости от населенности квартир 1 — квартиры, оборудованные только газовыми плитами; 2 — квартиры, оборудованные газовыми плитами и ванными водонагревателями

По этому методу номинальный расход газа приборами или группами приборов умножают на коэффициент Ко, величина которого меньше единицы. Он учитывает вероятность одновременной работы определенного числа газовых приборов и зависит от числа установленных газовых приборов и газооборудования квартир.

Через коэффициенты неравномерности расчетный расход газа определяют по следующей формуле:

(5.13)

где К—максимальный коэффициент часовой неравномерности потребления газа за год. Зависит от характера использования газа в квартире (на приготовление пищи или на приготовление пищи и горячей воды), населенности квартиры и общего числа квартир ; Qгод.кв—годовое потребление газа жильцами квартиры; Ni — число квартир типа i;

n — число типов квартир.

Главный недостаток метода расчета по коэффициентам одновременности состоит в том, чтов нем не учитывается число людей, пользующихся одним газовым прибором. При современных условиях бытового обслуживания населения мощность установленных газовых приборов, как правило, превосходит необходимую мощность, вытекающую из потребности людей, проживающих в квартире. В перспективе в связи с дальнейшим ростом службы быта избыточность мощности газовых приборов квартиры будет расти. Несоответствие мощности установленных приборов ее потребности приводит к существенным ошибкам в определении расчетных расходов по коэффициентам одновременности. В большинстве случаев это приводит к перерасходу металла.

11. Общие принципы трассировки и способы прокладки распределительных городских, межпоселковых и поселковых газопроводов в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87*.

На территории городов и населенных пунктов газопроводы прокладывают в грунте. Для газопроводов промышленных и коммунальных предприятий целесообразно предусматривать надземную прокладку по стенам и крышам зданий, по колоннам и эстакадам. Допускается надземная прокладка внутриквартальных (дворовых) газопроводов на опорах и по фасадам зданий.

Подземные газопроводы. Газопроводы прокладывают по городским проездам. Рекомендуется предусматривать прокладку в технической зоне или в полосе зеленых насаждений. Газопроводы высокого давления следует прокладывать в районах с малой плотностью застройки и по проездам с малой насыщенностью другими подземными коммуникациями. Прокладка газопроводов по проездам с усовершенствованным дорожным покрытием, а также параллельно путям электрифицированных железных дорог на расстоянии менее 50 м не рекомендуется.

Расстояния по горизонтали между подземными газопроводами и другими сооружениями должны быть не менее величин, указанных в табл. 4 1. Расстояния, указанные в табл. 4.1, не распространяются на совместные прокладки газопроводов с другими подземными коммуникациями в одной траншее.

Расстояние от фундаментов зданий до газопроводов:

низкого давления – 2 м.

среднего давления – 4 м.

высокого давления 2 категории – 7 м.

высокого давления 1 категории – 10 м.

При этом необходимы проверка всех стыков рентгено- и гаммаграфированием и устройство весьма усиленной изоляции.

Расстояние от газопровода до стенок колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0, 3 м, а участки газопроводов вблизи этих сооружений должны быть выполнены из бесшовных труб (или в футлярах) со 100%-ной проверкой сварных стыков физическими методами контроля. Участки газопроводов должны выходить не менее чем на 2 м в каждую сторону от колодца.

Допускается прокладка нескольких газопроводов в одной траншее. Расстояние между ними в свету должно быть принято достаточным для производства монтажа и ремонта трубопровода и должно быть не менее 0, 4 м при диаметре труб до 300 мм и не менее 0, 5 м при трубах диаметром более 300 мм.

При пересечении газопроводами различных давлений разных подземных коммуникаций расстояние между ними по вертикали в свету должно быть не менее: 0, 15 м при пересечении водопровода, канализации водостока, телефонной канализации; 0, 2 м — тепловой сети; 0, 5 м — электрокабеля или телефонного бронированного кабеля; 1 м —маслонаполненного электрокабеля напряжением 110—220 кВ. Арматуру, устанавливаемую на газопроводах, следует располагать не ближе 2 м от края пересекаемых коммуникаций и сооружений.

При пересечении газопроводами каналов теплосети, коллекторов, тоннелей их прокладывают в футлярах, выходящих на 2 м с каждой стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, при этом должен быть обязательный контроль всех сварных стыков физическими методами. Глубина заложения газопровода при наличии усовершенствованного дорожного покрытия (асфальтобетонного, бетонного и др.) должна быть не менее 0, 8 м, а на участках без усовершенствованных покрытий — не менее 0, 9 м oт верха дорожного покрытия до верха трубы. В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения может быть уменьшена до 0, 6 м.

При транспортировании осушенного газа газопроводы можно прокладывать в зоне сезонного промерзания при непучинистых грунтах. Гaзoпроводы, транспортирующие влажный газ, укладывают ниже средней глубины промерзания грунта с уклоном не менее 0, 002 и установкой конденсатосборников в низших точках.

Надземные газопроводы. Надземную прокладку газопроводов производят по наружным несгораемым стенам жилых, общественных и промышленных зданий, несгораемым покрытиям зданий, отдельно стоящим колоннам и эстакадам. По стенам жилых и общественных зданий допустима прокладка газопроводов с давлением не более 0, 3 МПа. Газопроводы высокого давления можно прокладывать только по глухим стенам или над окнами верхних этажей производственных зданий. Газопроводы,, проложенные по стенам здания, не должны нарушать архитектуру его фасада. Высоту прокладки принимают такой, чтобы газопроводы были доступны для осмотра и ремонта и чтобы была исключена возможность их повреждения. Минимальные расстояния от газопроводов, проложенных на опорах, до соседних зданий и сооружений, лимитированы СНиП II-37-76 и изменяются от 1 до 40 м в зависимости от типа сооружения и давления газа.

Газопроводы, транспортирующие осушенный газ, можно прокладывать без уклонов. При транспортировании влажного газа газопроводы следует прокладывать с уклоном не менее 0, 003, а в низших точках предусматривать устройства для удаления конденсата (дренажные штуцеры). Трубы и арматуру следует покрывать тепловой изоляцией. Надземные газопроводы следует проектировать с учетом компенсации температурных удлинений по фактически возможным температурным условиям. Если продольные деформации нельзя компенсировать за счет изгибов газопровода, предусмотренных схемой (за счет самокомпенсации), то следует устанавливать линзовые или П-образные компенсаторы. Сальниковые компенсаторы на газопроводах устанавливать нельзя.

Величину пролета между опорами стальных газопроводов, транспортирующих осушенный газ, определяют из условий прочности многопролетной балочной системы с учетом нагрузки от собственной массы, массы транспортируемого газа, снега или обледенения трубы, а также от воздействия внутреннего давления, ветрового давления, температуры и др. Для газопроводов, транспортирующих влажный газ, величину пролета между опорами определяют из условий прогиба газопровода, который должен быть не более 0, 02 D. Методику расчета принимают такую же, как и для магистральных газопроводов.

12. Прокладка газопроводов под автомобильными и железными дорогами, через водные преграды, правила пересечения с инженерными сетями в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87*.

При пересечении надземных газопроводов с воздушными линиями электропередачи они должны проходить ниже линий электропередачи. На газопроводе должны быть предусмотрены ограждения для защиты от падения на него электропровода. Расстояние между газопроводом и линиями электропередачи, а также размеры ограждения принимают по СНиП.

Возможна прокладка газопроводов на опорах и эстакадах совместно с трубопроводами другого назначения при условии обеспечения свободного осмотра и ремонта каждого из трубопроводов. Расстояния между газопроводом и трубопроводами при их совместной прокладке и пересечении принимают от 100 до 300 мм в зависимости от диаметра. Совместная прокладка газопроводов с электролиниями недопустима, кроме электролиний, проложенных в стальных трубах, и бронированных кабелей.

Переходы газопроводов через естественные и искусственные препятствия. Переходы газопроводов через реки, каналы и другие водные преграды осуществляют подводным (дюкерами) и надводным (помостам, эстакадам и др.) способами. Подводные переходы газопроводов выполняют в две нитки с пропускной способностью каждой 0, 75 расчетного расхода газа. В одну нитку дюкер можно проектировать для закольцованных газопроводов, если при его отключении будет обеспечено снабжение потребителей газом, а также при ширине водной преграды в межень до 50 м. Для тупиковых газопроводов к промышленным потребителям переход возможно прокладывать в одну нитку, если предприятия имеют резервное топливо.

Расстояние между дюкерами и мостами регламентируется СниП и в зависимости от характера реки, типа моста и расположения дюкера выше или ниже моста оно должно составлять 20—300 м. Расстояние между параллельными нитками перехода устанавливают исходя из гидрологических условий и условий производства работ по рытью подводных траншей. Эти расстояния должны быть не менее 30 м при диаметре труб до 500 мм и 40 м при диаметре свыше 500 мм. При пересечении несудоходных рек и рек, не подверженных размыву, возможна укладка двух ниток в одну траншею, при этом расстояние между газопроводами должно быть не менее 0, 5 м. Глубина заложения газопровода в грунт на переходах через судоходные реки должна быть не менее 1 м, а через другие — не менее 0, 5 м, считая от уровня возможного размыва дна до верха трубы. Подводные переходы следует выполнять из длинномерных труб и покрывать весьма усиленной изоляцией. Толщину стенки принимают на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм. Для предотвращения всплытия газопровод, проложенный по дну реки или водоема, нагружают железобетонными грузами (балластом). При соответствующих условиях можно применять чугунные грузы.

На обоих оерегах перехода сооружают колодцы, в которых размещают задвижки. Вблизи каждого перехода устанавливают постоянные реперы. Через водные преграды с неустойчивым руслом и берегами, с высокими скоростями (более 2 м/с) течения воды, через глубокие овраги и балки целесообразно осуществлять надземные переходы. Их устраивают в виде шпренгельных, арочных и висячих систем, а также в виде эстакад.

Возможность прокладки газопроводов по железнодорожным и автомобильным мостам решается в соответствии с требованиями по проектированию мостов и трубопроводов. Газопроводы, подвешиваемые к мостам, должны выполняться из стальных бесшовных или прямошовных труб, изготовленных электродуговой сваркой, и иметь компенсирующие устройства. Расположение газопроводов должно исключать возможность скопления газа в конструкциях моста.

Газопроводные переходы через железнодорожные, трамвайные пути и автомобильные дороги бывают подземные и надземные. При подземных переходах газопроводы укладывают в футляры, концы которых выводят за подошву насыпи не менее чем на 3 м от крайних рельсов железнодорожных путей и не менее 2 м от крайних рельсов трамвайных пугей или края проезжей части автомобильной дороги. Диаметр футляра принимают не менее чем на 100 мм больше диаметра газопровода (для труб диаметром до 200 мм) и не менее чем на 200 мм (для труб диаметром свыше 200 мм).

Газопровод в пределах футляра должен иметь минимальное число сварных стыков, быть покрыт весьма усиленной изоляцией и уложен на центрирующие диэлектрические прокладки. Все сварные стыки в пределах футляра необходимо проверять физическими методами контроля, концы футляра уплотнять, а на одном из них устанавливать контрольную трубу, выходящую под защитное устройство.

Глубина укладки газопровода под магистральными железнодорожными путями должна быть не менее 1, 5 м, считая от подошвы шпалы до верха футляра. Под трамвайными путями и железнодорожными ветками промышленных предприятий, а также под автомобильными дорогами глубину укладки следует принимать не менее 1 м.

Высоту надземного перехода определяют с учетом обеспечения свободного передвижения транспорта и прохода людей. Так, в непроезжей части территории в местах прохода людей высота прокладки должна быть 2, 2 м, в местах пересечения автомобильных дорог — 4, 5 м, а при пересечении трамвайных и железнодорожных путей — 5, 6—7, 1 м.

13. Требования СНиП 2.04.08-87* и ГОСТ 380-88 по сортаменту труб, химсоставу сталей, толщине стенок. Содержание сертификата на трубы, используемые для наружных газопроводов. Перспективы применения полимерных материалов для наружных газопроводов.

Для строительства газопроводов применяют стальные бесшовные, сварные прямошовные и спирально-шовные трубы. Трубы изготовляют из хорошо сваривающихся сталей, содержащих не более 0, 27% углерода, не более 0, 05% серы и не более 0, 04% фосфора. Для наружных (подземных, надземных) и внутренних газопроводов среднего и высокого давления следует применять трубы, изготовленные из спокойной стали по ГОСТ 1050—74. Для газопроводов низкого давления следует применять трубы, изготовленные из кипящей полуспокойной или спокойной стали по ГОСТ 380—71. Сварные швы стальных труб должны быть равнопрочны основному металлу трубы. Трубы подвергают гидравлическим испытаниям на заводах-изготовителях. Необходимое внутреннее давление при испытании определяют пи формуле

где р_и — испытательное давление, МПа; R — расчетное значение напряжения, прини-маемое равным 85% предела текучести, МПа; б, D_в — минимальная толщина стенки и внутренний диаметр трубы,.мм.

Минимальный условный диаметр для распределительных газопроводов принимают обычно равным 50 мм, а для ответвлений к потребителям— 25 мм. Толщина стенки трубы для подземных газопроводов должна быть не менее 3 мм, а для надземных — не менее 2 мм. Толщина стенок труб для подводных переходов должна быть на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм. Для их строительства следует использовать длинномерные сварные трубы. Соединение труб осуществляют сваркой. Качество сварных стыков должно контролироваться. Для наружных газопроводов фланцевые соединения возможно предусматривать в местах установки задвижек, кранов и другой арматуры. Для уплотнения применяют паронит, резину и другие материалы в соответствии со СНиП II-37-76. Резьбовые соединения допустимы при установке кранов, пробок и муфт на гидрозатворах и сборниках конденсата, на надземных вводах газопроводов низкого давления в местах установки отключающих устройств и для присоединения контрольно-измерительных приборов.

На внутренних газопроводах резьбовые и фланцевые соединения устраивают в местах установки арматуры, газовых приборов и другого оборудования. Кроме указанных выше случаев резьбовые соединения могут быть применены при монтаже газопроводов низкого и среднего давления из узлов, заготовленных на заводах строительно-монтажной организации. Разборные соединения газопроводов должны быть доступны для осмотра и ремонта.

Для строительства трубопроводов достаточно широко используют пластмассовые трубопроводы. Отечественная промышленность выпускает пластмассовые трубы (винипластовые и полиэтиленовые), которые используют для строительства заводских технологических трубопроводов, транспортирующих агрессивные продукты, в сельскохозяйственных оросительных и ирригационных системах и в некоторых других отраслях народного хозяйства. Для газоснабжения пластмассовые трубы применяют при строительстве на территории поселков и сельских населенных пунктов при малой насыщенности инженерными коммуникациями и малом числе ответвлений от газопровода. Применение полиэтиленовых труб допускают при давлении газа до 0, 3 МПа, а винипластовых — при давлении до 5 кПа.

В результате научно-исследовательских и конструкторских работ изучены свойства и характеристики пластмассовых труб, разработаны способы их соединения и технология строительства.

Винипласт — это термически пластифицированный поливинилхлоридный полимер с добавлением стабилизаторов. Для промышленного производства используют непрерывный метод выдавливания на специальных прессах (способ непрерывной экструзии). Винипластовые трубы выпускают на давление 0, 25; 0, 6 и 1 МП а с условными диаметрами 6—150мм и длиной 5—8 м. Толщина стенок труб, применяемых для газоснабжения из винипласта, должна быть не менее 3 мм.

Полиэтилен — это высокомолекулярный продукт полимеризации этилена. Полиэтиленовые трубы также получают непрерывным выдавливанием на экструдерах. Трубы выпускают на давление 0, 25; 0, 6 и 1 МПа с условными диаметоами 6—300 мм и длиной 6—12 м. Трубы диаметром 40 и 50 мм изготовляют длиной 25 м и поставляют свернутыми в бурты. Толшина стенок труб, применяемых для газоснабжения из полиэтилена высокой плотности, должна быть не менее 3 мм, а из полиэтилена низкой плотности — не менее 6 мм,

Основными достоинствами пластмассовых труб являются их высокая коррозионная стойкость, малая масса, легкая обработка труб и меньшее, чем у стальных, гидравлическое сопротивление (примерно на 20%). Вместе с тем пластмассовые трубы характеризуются меньшей механической прочностью, чем стальные (предел прочности при растяжении для полиэтиленовых труб 10—40 МПа, а для винипластовых—не менее 40 МПа), меньшей температуростойкостью и старением (т. е. ухудшением физико-механических характеристик со временем). Температурные пределы применимости полиэтиленовых труб составляют от —60 до +40°С, а винипластовые от 0 до 45°С. Из приведенных данных следует, что при строительстве газопроводов из пластмассовых труб следует строго соблюдать необходимый температурный режим, особенно при использовании винипластовых труб.

Газопроводы из винипластовых труб допускается прокладывать в районах, где температура грунта в зоне прокладки газопроводов не понижается ниже минус 5°С. Для соединения полиэтиленовых труб применяют контактную сварку встык или враструб. Соединяемые поверхности нагревают примерно до 200°С, после чего нагревательный элемент удаляют, а концы труб сближают и осаживают под давлением. Неразъемные соединения полиэтиленовых труб со стальными осуществляют раструбно-контактным способом. Такой способ соединения применяют только для газопроводов низкого и среднего давления.

Соединение винипластовых труб между собой, а также со стальными трубами осуществляют раструбным способом на клею. Ответвления к пластмассовым газопроводам присоединяют с помощью стандартных фасонных частей, а также врезкой в стальные вставки, которые должны быть не более 1 м. Арматуру и конденсатосборники присоединяют также стальными вставками. Переходы газопроводов под железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами, а также при пересечении сложных препятствий осуществляют из стальных труб.

Разъемные соединения пластмассовых труб, а также их соединение с арматурой, оборудованием и металлическими газопроводами целесообразно осуществлять с помощью фланцев, устанавливаемых в колодцах. Соединения полиэтиленовых труб со стальными газопроводами высокого давления выполняют только разъемными фланцевыми. Исследования разъемных соединений показали, что лучшие характеристики имеют фланцевые соединительные устройства заклинивающего типа. Институтом Мосинжпроект разработана конструкция универсального клинового соединения, пригодная для соединения как жестких труб, так и гибких (например, полиэтиленовых).

14. Назначение, номенклатура, принципы установки по СНиП 2.04.08-87* арматуры для наружных газопроводов. Вспомогательное оборудование и сооружения на наружных газопроводах (газовые колодцы - подземные и наземные, компенсаторы, коверы, контрольные пункты).

В качестве запорных устройств на газопроводах применяют краны и задвижки. Вентили из-за больших потерь давления нашли ограниченное применение только для газопроводов небольших диаметров при высоких давлениях газа, когда гидравлическое сопротивление запорного устройства не имеет существенного значения. Для газопроводов низкого давления в качестве отключающих устройств находят применение гидравлические затворы.

Краны обеспечивают большую герметичность отключения, чем задвижки. Они являются надежными и быстродействующими устройствами. Вместе с тем с помощью кранов трудно обеспечить плавное регулирование потока газа. Задвижки имеют преимущество в плавной регулировке подачи газа, но недостаточно герметичны. Негерметичность задвижек объясняется тем, что поток газа постоянно омывает притертые поверхности и эрозирует их, образуя различного рода неровности. Кроме того, в нижней части корпуса задвижки, под затвором, могут скапливаться различные твердые частицы, пыль и грязь и препятствовать ее плотному закрытию. Учитывая изложенное, применение в качестве отключающих устройств кранов является предпочтительным.

Краны широко применяют для газопроводов малых диаметров. Их используют как для отключения газопроводов, так и для регулирования потока газа, поступающего к горелкам. В зависимости от способа герметизации краны разделяют на натяжные и сальниковые. У натяжных кранов пробка прижимается к корпусу усилием, создаваемым гайкой, навинченной на хвостовик. У сальниковых кранов пробка прижимается давлением сальниковой буксы.

Краны изготовляют из бронзы, латуни и чугуна. Бронзовые и латунные краны устанавливают в тех местах, где в процессе эксплуатации ими приходится часто пользоваться, чугунные и комбинированные краны— где ими пользуются редко. Сальниковые краны применяют на промышленных газопроводах. В зависимости от способа присоединения краны разделяют на муфтовые, цапковые и фланцевые. Для возможности демонтажа муфтовых кранов на газопроводах устанавливают сгоны. Краны имеют диаметры условных проходов от 15 до 100 мм. Их рассчитывают на рабочее давление 0, 01—0, 6 МПа.

Задвижки в качестве запорной арматуры используют на газопроводах всех давлений с диаметром 50 мм и более. Их используют также для регулирования подачи газа в горелки котлов и печей. При давлении газа до 0, 6 МПа применяют чугунные задвижки, а при большем — стальные. Параллельные задвижки применяют для газопроводов с давлением до 0, 3 МПа, а клиновые — для всех давлений. На газопроводах больших диаметров и при высоких давлениях газа используют задвижки, оборудованные редуктором с червячной передачей или электроприводом. Для облегчения подъема затвора задвижки имеют обводной трубопровод с краном для выравнивания давления по обе стороны затвора. На подземных газопроводах отключающую арматуру устанавливают в колодцах. Колодцы выполняют из железобетона и кирпича. Они должны быть водонепроницаемыми. При подаче сухого газа для газопроводов небольших диаметров (25—100 мм) целесообразно использовать мелкие малогабаритные колодцы. Такие колодцы можно устанавливать в непучинистых или малопучинистых грунтах. На рис. 4.5 показана конструкция мелкого железобетонного колодца для установки кранов (Dу=25— 100 мм). Одним из достоинств мелких колодцев являются обслуживание и ремонт запорного органа с поверхности земли.

Конструкция железобетонного колодца для установки задвижек (Dу=100—400 мм) прказана на рис. 4.7. При устройстве колодцев в водонасыщенных грунтах применяют гидроизоляцию: наружные стены колодца оклеивают борулином, бризолом или штукатурят водонепроницаемым цементом.

При пересечении железных и шоссейных дорог, коллекторов и колодцев, при необходимости прокладки газопровода в непосредственной близости от жилых и общественных зданий или на малой глубине ставят футляры. Их используют также при производстве работ закрытым способом. В этом случае футляр предварительно продавливают через грунт и укладывают в него газопровод. На рис. 4.8 показан футляр, предназначенный для газопроводов с давлением до 0, 3 МПа при пересечении железных дорог, трамвайных путей и т. д. Футляр оборудуют контрольной трубкой, выводимой под ковер. С помощью трубок по наличию или отсутствию газа контволиоуют плотность газопровода.

Установка отключающих устройств. Отключающие устройства на газопроводах устанавливают в следующих местах на:

1) распределительных газопроводах низкого давления для отключения отдельных микрорайонов и газопроводах среднего и высокого давления для отключения отдельных участков;

2) ответвлениях отраспределительных газопроводов всех давленийк предприятиям и группам жилых и общественных зданий; отключающие устройства на ответвлениях от распределительных газопроводов устанавливают вне территории объекта в удобном и доступном для обслуживания месте;

3) вводе и выводах газопроводов из ГРП на расстоянии от ГРП неменее 5 м и не далее 100 м. Для газорегуляторных пунктов, размещаемых в пристройках к зданиям, а также в шкафах, возможна установка отключающего устройства на наружном надземном газопроводе в удобном для обслуживания месте на расстоянии менее 5 м от ГРП;

4) пересечении газопроводами водных преград, железнодорожных путей и магистральных автомобильных дорог; при прокладке газопроводов в коллекторах (на входе, а при кольцевых сетях и при выходе из него);

5)вводах газопроводов в отдельные жилые, общественные ипроизводственные здания или группу смежных зданий.

Отключающие устройства на ответвлениях к жилым зданиям и мелким коммунальным объектам можно размещать на стенах зданий. На вводах газопроводов низкого и среднего давления отключающие устройства следует устанавливать снаружи здания в удобном и доступном месте. Допускается установка отключающих устройств на вводах внутри зданий — в лестничных клетках, тамбурах и коридорах. На вводах газопроводов высокого давления отключающие устройства устанавливают выше дверей на стене здания, не имеющей открывающихся окон.

На подземных газопроводах отключающие устройства следует устанавливать в колодцах с линзовыми компенсаторами. На газопроводах малого диаметра (Dy< 100 мм) лучше применять гнутые или сварные П-образные компенсаторы. При стальной арматуре, присоединяемой к газопроводам на сварке, компенсаторы не устанавливают.

Участки закольцованных распределительных газопроводов, проходящие по территории предприятий, должны иметь отключающие устройства вне их территории. При тупиковом газопроводе достаточна установка одного отключающего устройства перед территорией предприятия.

15. Виды почвенной коррозии газопроводов: химическая, электрохимическая, электрическая. Классификация грунтов по степени коррозийной активности. Методика определения удельного электросопротивления грунта

В зависимости от состава газа, материала трубопровода, условий прокладки и физико-механических свойств грунта газопроводы подвержены в той или иной степени внутренней и внешней коррозии. Коррозия внутренних поверхностей труб в основном зависит от свойств газа. Она обусловлена повышенным содержанием в газе кислорода, влаги, сероводорода, и других агрессивных соединений. Борьба с внутренней коррозией сводится к удалению из газа агрессивных соединений, т. е. к хорошей его очистке.

Значительно большие трудности представляет борьба с коррозией внешних поверхностей труб, уложенных в грунт, т. е. с почвенной коррозией. Почвенную коррозию по своей природе разделяют на химическую, электрохимическую и электрическую (коррозию блуждающими токами).

Химическая коррозия возникает от действия на металл различных газов и жидких неэлектролитов. Она не сопровождается превращением химической энергии в электрическую. При действии на металл химических соединений на его поверхности образуется пленка, состоящая из продуктов коррозии. Если образующаяся пленка не растворяется, имеет достаточную плотность и эластичность, а также хорошо сцеплена с металлом, то коррозия будет замедляться и при определенной толщине пленки может прекратиться. Химическая коррозия является сплошной коррозией, при которой толщина стенки трубы уменьшается равномерно. Такой процесс является менее опасным с точки зрения сквозного повреждния труб.

Коррозия металла в грунте имеет преимущественно электрохимическую природу. Электрохимическая коррозия является результатом взаимодействия металла, который выполняет роль электродов, с агрессивными растворами грунта, выполняющими роль электролита. Процесс электрохимической коррозии схематично представлен на рис. 4.13. Металл, обладая определенной упругостью растворения, при соприкосновении с грунтом посылает в него свои положительно заряженные ионы. Электроны остаются в металле, и он приобретает отрицательный потенциал, а грунт (электролит) заряжается положительно, так как в нем накапливаются положительные ионы. В силу физико-химической неоднородности металла и грунта вблизи участков, где протекает процесс растворения металла (т. е. обладающих большей упругостью растворения), располагаются участки, характеризующиеся меньшей упругостью растворения. Первые становятся анодными зонами, а вторые — катодными. Катодный участок газопровода приобретает положительный потенциал по отношению к аноду. Электроны перетекают от анода к катоду по металлу трубопровода. В грунте происходит перемещение ионов: катионов (заряженных положительно) — к катоду, анионов (заряженных отрицательно) — к аноду.

Электрохимическая коррозия имеет характер местной коррозии, т. е. такой, когда на газопроводах возникают местные язвы и каверны большой глубины, которые могут, развиваясь, превратиться в сквозные отверстия в стенке трубы. Местная коррозия значительно опаснее сплошной коррозии.

Электрохимическая коррозия возникает также при воздействии на газопровод электрического тока, который движется в грунте. В грунт токи попадают в результате утечек из рельсов электрифицированного транспорта — их называют блуждающими. Коррозию, возникающую под действием блуждающих токов, называют электрической в отличие от электрохимической — гальванокоррозии.

Блуждающие токи, стекая с рельсов в грунт, движутся по направлению к отрицательному полюсу тяговой подстанции. В местах, где повреждена изоляция, они попадают на газопровод. Вблизи тяговой подстанции токи выходят из газопровода в грунт в виде положительных ионов металла. Начинается электролиз металла. Участки выхода тока из газопровода представляют собой анодные зоны, в которых протекает акгивный процесс электрокоррозии. Зоны входа постоянного тока в газопровод называют катодными. Электрическая коррозия блуждающими токами. во много раз опаснее электрохимической коррозии. В городских условиях это наиболее распространенный вид коррозии.

Коррозионная активность грунта зависит от структуры, влажности,, воздухопроницаемости, наличия солей и кислот, а также от электропроводности. Сухие грунты менее активно воздействуют на металл, чем влажные. С увеличением влажности грунта первоначально увеличивается и его коррозионная активность. Наибольшую активность имеет грунт при влажности 11—13 %. Увеличение влажности свыше 20—24 % приводит к снижению интенсивности коррозии. В водонасыщенных грунтах интенсивность коррозии будет минимальной, если вода, насыщающая грунт, сама не является агрессивной по отношению к металлу. При переменной влажности, когда возникают условия совместного воздействия влаги и кислорода, создается наиболее благоприятная среда для коррозии металла.

Городские грунты, засоренные сточными водами, имеющие разнородную структуру и включения различных предметов, являются коррозионно-активными. Заболоченные участки, торфянистые влажные почвы,, участки грунта, находившиеся под отвалами шлаков, засоленные почвы также являются коррозионноактивными. Чистые пески менее опасны в коррозионном отношении.

При исследовании грунта учесть все указанные факторы весьма сложно, поэтому выбирают такую характеристику, которая в основном отражала бы основные факторы Наиболее важным свойством грунта, поддающимся быстрому и относительно точному определению, является его удельное электрическое сопротивление, которое и рассматривают как основную характеристику его коррозионной активности. Электрическое сопротивление является функцией ряда других характеристик грунта: состава, концентрации растворенных веществ, влажности и.др., поэтому оно связывает воедино ряд главнейших факторов, определяющих коррозионную активность грунта. Как показывает опыт, сопоставление электрометрических характеристик грунта с его коррозионной активностью, установленной осмотром стальных трубопроводов, дает хорошее совпадение результатов (около 80—90%).

Для выявления коррозионного состояния подземного газопровода проводят электрические измерения, основными из которых являются определение потенциала газопровода по отношению к земле, а также направления и величины блуждающего тока, текущего по газопроводу Потенциал газопровода по отношению к земле измеряют высокоомным вольтметром, который присоединяют к газопроводу и заземляющему электроду. При большой разности потенциалов используют стальной электрод, а при разности потенциалов меньше 1 В — неполяризующийся электрод. Участки газопровода, имеющие положительный потенциал по отношению к земле, являются опасными в коррозионном отношении.

Если среднее значение положительного потенциала газопровода по отношению к земле превышает 0, 1 В, но не более 0, 5 В, тогда электрическая защита газопровода должна быть введена в эксплуатацию в первый год после окончания строительства газопровода. Если среднее значение положительного потенциала превышает 0, 5 В, то защита газопровода должна быть сооружена до его сдачи в эксплуатацию, но не позднее чем через 6 мес после окончания строительства газопровода.

Измерение потенциалов, газопровода относительно земли производят через каждые 200—300 м. Для изме рений используют специальные контрольные пункты (рис. 4.14)

Контрольно-измерительные пункты устанавливают в местах пересечения газопроводов с рельсовыми путями электрифицированного транспорта и в местах перехода газопроводов через водные преграды шириной более 50 м.

Электрическое сопротивление грунта (можно измерять различными методами. Одним из распространенных является способ измерения электрического сопротивления с помощью миллиамперметра и двух электродов, которые читаются от батареи (рис. V.12). Электродные стержни выполняются.из дерева, а их наконечники стальными. Катодный наконечник делается больших размеров для уменьшения влияния поляризации. Наконечники проводами, заделанными внутри электродных стержней, соединяются с батареей. Миллиамперметр имеет две шкалы (на 25 и 100 мА]. При измерении сопротивления наконечники устанавливают на глубине заложения газопровода.

Рис. V.12. Схема измерения удельного сопротивления грунта по методу двух электродов

1 — батарея сухих элементов на 3 В; 2 — миллиамперметр со шкалой 25 и 100 мА; 3 — стальные колпачки на стержнях; 4 — стержень и наконечник катода; 5 — стержень и наконечник анода; 6 — изолированные стальные стержни (8 мм); 7 — изоляция стержней

Удельное сопротивление грунта определяют по формуле

где р — удельное сопротивление грунта; U — э. д. с. батареи; I — сила тока; K — постоянный коэффициент, определяемый в лаборатории для каждого прибора.

Таблица V.3

Классификация коррозионной активности грунтов в зависимости от их удельного электрического сопротивления

Как следует из таблицы, чем выше электрическое сопротивление грунта, тем меньшей коррозионностью он обладает. При исследовании грунта составляют карты его электрического сопротивления. Электрическое сопротивление грунта зависит от времени года. Наименьшее сопротивление грунт имеет весной и осенью в периоды наибольшей влажности. Оценка грунта производится по минимальному годовому электрическому сопротивлению.

Для более полной картины коррозионной активности грунта вдоль трассы газопровода наряду с полевыми методами исследования отбирают пробы грунта для исследования его в лаборатории. Одним из наиболее простых и распространенных лабораторных методов исследования грунта является метод определения коррозионности грунта по потере веса образца. По этому методу пробу грунта помещают в стальной сосуд. В грунт устанавливают трубку, которую изолируют от сосуда. На трубку накладывают положительный потенциал, а на сосуд — отрицательный. Установка находится под действием тока 24 ч, после чего определяют потерю веса трубкой. Чем больше потеря веса, тем большей коррозионной активностью обладает грунт.