- •Содержание
- •Часть I. Природный газ (пг) 9
- •Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг) 207
- •Часть I. Природный газ (пг)
- •1. Основные физические свойства природных газов
- •1.1. Горючие газы, используемые для газоснабжения
- •1.2. Основные физические свойства газов
- •Контрольные вопросы:
- •2. Основные сведения о газораспределительных системах
- •2.1. Общие понятия о газораспределительных системах
- •2.2. Классификация газопроводов
- •2.3. Системы газоснабжения
- •2.4. Потребители и режимы потребления газа
- •Контрольные вопросы:
- •3. Газораспределительные станции (грс)
- •3.1. Классификация и структура грс
- •3.2. Генплан и технологические схемы грс
- •Основные технические данные
- •3.3. Проектирование грс по узлам
- •3.3.1. Расчет узла редуцирования
- •3.3.2. Расчет узла очистки газа
- •3.3.3. Расчет узла предотвращения гидратообразования
- •3.3.4. Расчет узла учета количества газа
- •3.3.5. Расчет узла переключения
- •3.3.6. Расчет узла одоризации
- •3.3.7. Система автоматики и контрольно-измерительные приборы грс
- •3.4. Организация эксплуатации и обслуживания грс
- •3.4.1. Эксплуатация грс
- •3.4.2. Техническое обслуживание грс
- •3.4.3. Ремонт грс
- •3.4.4. Техническое диагностирование грс
- •Контрольные вопросы
- •4. Газорегуляторные пункты
- •4.1. Классификация и оборудование грп
- •Пункты газорегуляторные шкафные
- •Промышленные счетчики газа турбинные
- •Технические характеристики газовых фильтров грп
- •4.2. Регулирование давления на грс и грп
- •Принципиальное устройство регуляторов давления
- •4.3. Выбор оборудования грп, гру
- •4.3.1. Выбор регулятора давления
- •4.3.2. Выбор фильтра
- •4.4. Сезонное регулирование давления газа на выходе грп
- •5. Газовая распределительная сеть
- •5.1. Категории потребителей и режимы потребления газа
- •5.2. Расчетные расходы газа
- •5.2.1. Годовые расходы газа
- •5.2.2. Расчётные часовые расходы
- •5.3. Расчёт диаметра газопровода и допустимых потерь давления
- •5.4. Гидравлический расчёт простых газопроводов высокого, среднего и низкого давления
- •5.4.1. Газопроводы высокого и среднего давления
- •5.4.2. Газопроводы низкого давления
- •5.5. Методы расчёта тупиковой распределительной сети
- •5.5.1. Традиционный метод расчета тупиковой сети
- •5.5.2. Метод оптимальных диаметров
- •5.5.3. Комбинированный метод расчета тупиковой газораспределительной сети
- •5.5.4. Сравнительный анализ методик распределения расчетного перепада давления
- •5.6. Гидравлический расчёт кольцевых распределительных сетей Методика расчета кольцевых сетей
- •Методика гидравлической увязки кольцевой сети
- •5.7. Наружные газопроводы. Трубы и арматура
- •5.7.1. Пересечения газопроводов с различными препятствиями
- •5.9. Контрольная трубка с футляром:
- •5.7.2. Трубы и их соединения
- •5.7.3. Газовая арматура и оборудование
- •5.7.4. Приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию
- •5.8. Внутренние устройства системы газораспределения
- •5.8.1. Устройство внутренних газопроводов
- •5.8.2..Бытовые газовые приборы
- •6. Хранилища природного газа и газозаправочные станции
- •6.1. Методы компенсации колебаний расхода газа
- •6.2. Газгольдеры
- •6.3. Аккумулирующая способность магистрального газопровода
- •6.4. Подземное хранение газа
- •6.4.1. Общие сведения по пхг
- •6.4.2. Общие требования
- •6.4.3. Организация эксплуатации
- •6.4.4. Техническое обслуживание и ремонт
- •Часть II. Сжиженный углеводородный газ (суг)
- •7. Общие сведения о сжиженных углеводородных газах
- •7.1. Компоненты суг
- •7.2. Маркировка и технические условия суг
- •7.3. Законы, константы и соотношения суг Законы идеального газа
- •Специфические особенности свойств сжиженных углеводородных газов (суг)
- •Отклонение реальных газов от идеального газа
- •8. Транспорт сжиженных углеводородных газов
- •8.1. Перевозка сжиженного газа автотранспортом
- •8.1.1. Перевозка сжиженных углеводородных газов в автоцистернах
- •8.2. Перевозка сжиженных газов по железным дорогам
- •8.2.1. Конструкция и техническая характеристика цистерн
- •8.2.2. Перевозка сжиженных газов по железным дорогам в крытых вагонах
- •Техническая характеристика цистерн, применяющихся за рубежом
- •8.3. Перевозка сжиженных углеводородных газов водным путем
- •8.3.1. Перевозка сжиженных углеводородных газов по морю
- •8.3.2. Перевозка сжиженных газов речным транспортом
- •8.4. Перевозка сжиженных углеводородных газов авиатранспортом
- •8.5. Транспортировка сжиженных углеводородных газов по трубопроводам
- •Контрольные вопросы:
- •9. Хранение сжиженных углеводородных газов
- •9.1. Способы хранения
- •9.1.1. Хранение при переменной температуре и высоком давлении
- •9.1.2. Хранение при постоянной температуре и низком давлении
- •9.2. Резервуары для хранения сжиженных углеводородных газов под давлением
- •9.2.1. Хранение сжиженных газов в стальных резервуарах под давлением
- •Допускаемый вакуум определяется из выражения
- •9.2.2. Подземные хранилища шахтного типа
- •9.2.3. Подземные хранилища в отложениях каменной соли
- •9.3. Эксплуатация подземных хранилищ в отложениях каменной соли
- •9.4. Низкотемпературное хранение сжиженных газов в наземных резервуарах
- •9.4.1. Конструкции низкотемпературных резервуаров
- •9.4.2. Низкотемпературное хранение сжиженных газов в подземных ледопородных резервуарах
- •9.5. Техническая и экономическая оценки существующих способов хранения сжиженных углеводородных газов
- •Контрольные вопросы:
- •10. Газонаполнительные станции сжиженных углеводородных газов
- •10.1. Назначение и размещение
- •10.2. Схемы и устройства гнс сжиженных газов
- •10.3. Типовые гнс сжиженных газов
- •10.4. Автоматизация и механизация процессов налива, слива и транспортировки баллонов
- •10.5. Характеристики насосов и компрессоров
- •10.6. Анализ методов перемещения сжиженных углеводородных газов
- •10.7. Использование сжиженных углеводородных газов в коммунально-бытовой газификации
- •10.7.1. Общие положения. Удельные расходы газа
- •10.7.2. Бытовые газобаллонные установки
- •Скобы …......……………………………………….. 2
- •Изоляция……………………………………...........8г
- •10.8. Заправка автомобилей сжиженными углеводородными газами
- •Контрольные вопросы:
- •11. Резервуарные и баллонные установки газоснабжения
- •11.1. Регазификация сжиженных углеводородных газов
- •11.1.1. Естественная регазификация
- •11.1.2. Искусственная регазификация
- •11.2. Резервуарные и баллонные установки с естественным и искусственным испарением [3, 10]
- •Список литературы
5.7.1. Пересечения газопроводов с различными препятствиями
При проектировании пересечений газораспределительными сетями водных препятствий, железнодорожных полотен, автодорог, оврагов и т.п. следует учесть требования СНиП 42-01-2002 и СНиП 32-01-95.
Переходы газопроводов всех давлений через реки, каналы, овраги, и т.п. могут быть подводными (дюкерными), подземными или надземными. При подземном пересечении газопроводы оборудованы футлярами.
Пример оборудования пересечения газопровода с каналом теплотрассы представлен на рисунке 5.8
Рис.5.8. Пересечение газопровода с кантом теплотрассы:
1 - газопровод, 2 - футляр, 3 - контрольная трубка, 4 - ковер,
5 - подушка под ковер, 6 - трубы теплотрассы, 7- канал теплотрассы,
8 - перекрытие теплотрассы
В местах пересечения подземными газопроводами каналов коммуникативных коллекторов, каналов различного назначения с проходом над или под пересекаемым сооружением следует предусмотреть прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку неразрушающими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и по 5 м в стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений. [12]
Газопроводы должны иметь отключающие устройства, устанавливаемые на расстоянии не более 1 000 мот места пересечения. Причем если газопровод кольцевой, то отключающие устройства ставят с обеих сторон; если тупиковый, то со стороны входа газа. На газопроводах внутри футляра должно быть минимальное количество сварных соединений, которые проверяют физическими методами контроля. Участок газопровода покрывают весьма усиленной изоляцией и укладывают на центрирующих диэлектрических прокладках. В конце футляра устанавливают контрольную трубку (рис. 5.9), с ее помощью можно обнаружить наличие газа в футляре. Нижняя часть трубки приваривается к футляру, а пространство между футляром и газопроводом засыпается мелким гравием или слоем щебня. Конец трубки выводится под ковер и заканчивается пробкой.
5.9. Контрольная трубка с футляром:
а) - устройство конца футляра: I - битумная эмаль. 2 - промасленная пенька, 3 - опора, 4 - ковер, 5 - подушка под ковер, 6 - контрольная трубка;
б) - контрольная трубка
5.7.2. Трубы и их соединения
Для строительства газораспределительных систем должны применяться материалы, изделия, газоиспользующее и газовое оборудование по действующим стандартам и другим нормативным документам на их поставку, сроки службы, характеристики, свойства и назначение (области применения) которых, установленные этими документами, соответствуют условиям их эксплуатации.
Пригодность для применения в строительстве систем газораспределения новых материалов, изделий, газоиспользующего и газового оборудования, в том числе зарубежного производства, при отсутствии нормативных документов на них должна быть подтверждена в установленном порядке техническим свидетельством.
Для подземных газопроводов следует применять стальные трубы. Для наземных и надземных газопроводов следует также применять стальные трубы. Для внутренних газопроводов низкого давления разрешается применять стальные трубы и медные трубы. Стальные бесшовные, сварные (прямошовные и спиральношовные) трубы и соединительные детали для газораспределительных систем должны быть изготовлены из стали, содержащей не более 0,25 % углерода, 0,056 % серы и 0,046 % фосфора.
Выбор материала труб, трубопроводной запорной арматуры, соединительных деталей, сварочных материалов, крепежных элементов и других следует производить с учетом давления газа, диаметра и толщины стенки газопровода, расчетной температуры наружного воздуха в районе строительства и температуры стенки трубы при эксплуатации, грунтовых и природных условий, наличия вибрационных нагрузок. Внутренние диаметры газопроводов должны определяться расчетом из условия обеспечения газоснабжения всех потребителей в часы максимального потребления газа.
Характеристики предельных состояний, коэффициенты надежности по ответственности, нормативные и расчетные значения нагрузок и воздействий и их сочетания, а также нормативные и расчетные значения характеристик материалов следует принимать в расчетах с учетом требований ГОСТ 27751 и СНиП 2.01.07.
Полиэтиленовые трубы, применяемые для строительства газопроводов, должны иметь коэффициент запаса прочности ГОСТР Р 50838 не менее 2,5. [13]
Трубы из полиэтилена относят к 4-му классу опасности по ГОСТ 12.1.005 и к группе "горючие" по ГОСТ 12.1.044 (температура воспламенения 265 °С).
Размеры труб характеризуются внутренним и наружным диаметрами, толщиной стенки, длиной и условным проходом. Под условным проходом D понимают номинальный наружный диаметр трубы. Этой величиной пользуются при подборе арматуры, фасонных частей и соответствующих расчетах.
Для подземных газопроводов применяют трубы с минимальным условным диаметром 50 мм и толщиной стенки 3 мм.
Изготовленные на заводах трубы имеют сертификаты (паспорта), в которых указываются: номинальный размер труб, ГОСТ, по которому изготовлены трубы, марка стали, результаты гидрашшческих и механических испытаний, номер партии труб, отметка ОТК завода о соответствии труб ГОСТу,
Стальные трубы для подземных газопроводов защищают противокоррозионной изоляцией.
Величина ударной вязкости металла труб и соединительных деталей с толщиной стеки 5 мм и более должна быть не ниже 30 Дж/см2 для газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой ниже минус 40 °С, а также независимо от района строительства для газопроводов с давлением свыше 0,6 МПа и D>620 мм; подземных, прокладываемых в районах сейсмичностью свыше 6 баллов; испытывающих вибрационные нагрузки; подземных, прокладываемых в особых грунтовых условиях (кроме слабопучинистых, слабонабухающих, просадочных I типа); на переходах через естественные преграды и в местах пересечений с железными дорогами общей сети и автодорогами I-III категорий.
Для сооружения подземных газопроводов могут также применяться неметаллические трубы.
Эксплуатация газопроводов из асбестоцементных труб выявила их недостатки, связанные с газопроницаемостью стенок и повышенной хрупкостью, поэтому асбестоцементные трубы не получили широкого распространения. [13]
В настоящее время широкое применение нашли полиэтиленовые трубы. Неметаллические трубы начали применять около 35 лет назад, сначала на экспериментальных газопроводах. Общая протяженность таких газопроводов по стране к концу 1985 г. не превышала 500 км. Несмотря на незначительную протяженность неметаллических, и в частности полиэтиленовых, газопроводов, опыт их применения позволил сделать инженерную оценку по широкому кругу вопросов, связанных с их внедрением. Внедрение полиэтиленовых труб в строительство систем газоснабжения сопровождалось проведением научных исследований по прочностным характеристикам труб, влиянию на эти свойства кристалличности материала.
Внедрение полиэтиленовых труб — одно из актуальных направлений повышения эффективности капитального строительства за счет снижения его материало- и трудоемкости. Из 1т металлических труб диаметром 100 мм можно проложить трубопровод длиной до 80 м, а из 1 т полиэтиленовых труб наружным диаметром 110 мм можно смонтировать трубопровод длиной более 1 км. Замена металлических труб в системах газораспределительных сетей позволит экономить 5...7 т металлических труб на 1 т пластмассовых. [8]
Полиэтиленовые газопроводы обладают рядом положительных качеств:
- увеличение срока службы при правильной эксплуатации (на 10 лет больше, чем у стальных);
- коррозионной стойкостью почти во всех кислотах (кроме органических) и щелочах, что делает их почти незаменимыми в условиях животноводческих предприятий;
- отсутствием необходимости в изоляции и электрохимической защите; стойкостью против биокоррозии;
- повышенной пропускной способностью на 10- 3 5 % благодаря гладкой внутренней поверхности;
- снижение трудозатрат при сварочно-монтажных работах.
Вместе с тем необходимо учитывать и особенности полиэтиленовых газопроводов, связанные со спецификой материала. Прочность полиэтиленовых конструкций при статических и динамических нагрузках ниже, чем прочность конструкций из углеродистых сталей. Предел длительной прочности при одноосном растяжении полиэтилена низкой и высокой прочности, как правило, не превышает 10 МПа, в то время как предел прочности сталей на порядок выше. Полиэтиленовые газопроводы могут работать в относительно небольшом интервале температур. [8]
Полиэтиленовые трубы со временем стареют. Этот процесс ускоряется под воздействием света, повышенных температур, напряжений и поверхностно-активных сред. Срок службы полиэтиленовых труб около 50 лет. Для строительства распределительных газопроводов применяют трубы, изготовленные из полиэтилена низкого давления (ПНД).
В настоящее время трубы для газопроводов выпускают из полиэтилена ПЭ 80 Б 275 по ГОСТ Р 50838 в соответствии с ТУ 2243-046-00203521-98.
С внедрением полиэтиленовых труб появились новые термины и определения, такие как:
- стандартное размерное отношение SDR — отношение номинального наружного диаметра трубы d к номинальной толщине стенки δ (SDR 11 SDR 17,6). Стандартный ряд наружных диаметров в соответствии с ГОСТ Р 50838 или табл. 5.13;
- минимальная длительная прочность MRS в МПа: Напряжение, определяющее свойство полиэтилена марок, применимых для изготовления труб, полученное путем экстраполяции на срок службы 50 лет при температуре 20 °С данных испытаний труб на стойкость к внутреннему гидростатическому давлению с нижним доверительным интервалом 97,5 % и округленное до ближайшего нижнего значения ряда К10 по ГОСТ 8032;
Таблица 5.13
Стандартный ряд наружных диаметров
Наружный диаметр (мм) |
|
SDR |
|
Овальность труб, не более , мм |
||||
17,6 |
1 |
|||||||
Толщина стенки, мм |
в отрезках |
в бухтах, катушках для SDR |
||||||
Номин. |
Пред. откл. |
Номин. |
Пред. откл. |
Номин. |
Пред. откл. |
|
17,6 |
11 |
20 |
+0,3 |
- |
- |
3,0 |
+0,4 |
0,5 |
- |
1,2 |
25 |
+0,3 |
- |
- |
3,0 |
+0,4 |
0,6 |
- |
1,5 |
32 |
+0,3 |
- |
- |
3,0 |
+0,4 |
0,8 |
- |
2,0 |
40 |
+0,4 |
- |
- |
3,7 |
+0,5 |
1,0 |
- |
2,4 |
50 |
+0,4 |
- |
- |
4,6 |
+0,6 |
1,2 |
- |
3,0 |
63 |
+0,4 |
- |
- |
5,8 |
+0,7 |
1,5 |
- |
3,8 |
75 |
+0,5 |
4,3 |
+0,6 |
6,8 |
+0,8 |
1,6 |
11,3 |
4,5 |
90 |
+0,6 |
5,2 |
+0,7 |
8,2 |
+1,0 |
1,8 |
13,5 |
5,4 |
110 |
+0,7 |
6,3 |
+0,8 |
10,0 |
+ 1,1 |
2,2 |
16,5 |
6.6 |
125 |
+0,8 |
7,1 |
+0,9 |
11,4 |
+ 1,3 |
2,5 |
18,8 |
7,5 |
140 160 |
+0,9 + 1,0 |
8,0 9,1 |
+0,9 + 1,1 |
12,7 14,6 |
+ 1,4 + 1,6 |
2,8 3,2 |
21,0 24,0 |
8,4 9,6 |
180 |
+ 1,1 |
10,3 |
+ 1,2 |
16,4 |
+ 1,8 |
3,6 |
27,0 |
10,8 |
200 |
+ 1,2 |
11,4 |
+1,3 |
18,2 |
+2,0 |
4,0 |
- |
- |
225 |
+ 1.4 |
12,8 |
+1,4 |
20,5 |
+2,2 |
4,5 |
- |
- |
- коэффициент запаса прочности С выбирают при проектировании газораспределительных трубопроводов из ряда R20 по ГОСТ 8032 с учетом условий эксплуатации в соответствии с табл. 5.14 (ГОСТ Р 50838-95);
- максимальное рабочее давление МОР в мегапаскалях: Максимальное давление газа в трубопроводе, допускаемое для постоянной эксплуата-ции рассчитывают по формуле:
где MRS- минимальная длительная прочность, МПа; С—коэффициент запаса прочности.
Условное обозначение труб состоит из слова "труба", сокращенного наименования материала (ПЭ 80, ПЭ 100, где цифры обозначают десятикратное значение MRS), слова "ГАЗ", стандартного размерного отношения SDR, тире, номинального диаметра, толщины стенки трубы и обозначения настоящего стандарта.
Таблица 5.14
Коэффициент запаса прочности С |
Максимальное рабочее давление МОР, 105 Па (бар) при использовании труб из |
|||
ПЭ 80 (MRS 8,0) |
ПЭ 100 (MRS 10,0) |
|||
SDR 17,6 |
SDR 11 |
SDR 17,6 |
SDR 11 |
|
2,00* |
- |
- |
- |
- |
2,50 |
3,9 |
6,4 |
4,8 |
8,0 |
2,80 |
3,4 |
5,7 |
4,3 |
7,1 |
3,15 |
3,1 |
5,1 |
3,8 |
6,3 |
3,95 |
2,5 |
4,1 |
3,0 |
5,0 |
* Только для межпоселковых газопроводов
Примеры условного обозначения трубы из полиэтилена SDR11 номинальным диаметром 110 мм с предельным отклонением +0,7 мм и номинальной толщиной стенки 10 мм:
Труба ГАЗ SDR11 - 110x10 ГОСТ Р 50838-95
Трубы изготовляют из полиэтилена минимальной длительной прочностью MRS 8,0 МПа(ПЭ 80) и MRS 10,0 МПа (ПЭ 100) в соответствии с технологической документацией, утвержденной в установленном порядке. При этом трубы должны соответствовать характеристикам, указанным в табл. 5.15.
Полиэтиленовые трубы для строительства газопроводов применяются в зависимости от давления и состава газа с учетом некоторых требований, указанных в СНиП 42-01-2002 и других нормативных документах на которые данные СНиП делает ссылки.
Трубы должны быть длинномерные в бухтах, катушках или на барабанах; если будут применяться трубы мерной длины, то соединение труб должно выполняться муфтами с закладными нагревателями с проверкой всех соединений физическими методами контроля.
Трубы из полиэтилена не относят к категории опасных грузов в соответствии с ГОСТ 19433 и транспортируют любым видом транспорта в соответствии с правилами перевозки грузов, действующими на данном виде транспорта, хранят по ГОСТ 15150, гарантийный срок хранения -два года со дня изготовления.
Соединение труб. Основной способ соединения стальных труб при сооружении газопроводов - сварка, обеспечивающая прочность, плотность, надежность и безопасность эксплуатации газопроводов.
При этом применяют только такие методы сварки, которые обеспечивают надежную плотность сварного соединения; предел прочности сварного соединения не менее нижнего предела прочности металла труб; угол загиба не менее 120° при всех видах электродуговой сварки и не менее 100° при газовой и контактной сварке.
Таблица 5.15
Наименование показателя |
Значение показателя для труб из |
Метод |
||
испытания |
||||
ПЭ80 |
ПЭ100 |
|
||
1 |
2 |
3 |
||
|
Трубы должны иметь гладкие наружную и внутреннюю поверхности. Допускаются незначительные продольные полосы и волнистость, не выводящие толщину стенки трубы за пределы допускаемых отклонений. На наружной, внутренней и торцовой поверхностях труб не допускаются пузыри, трещины, раковины, посторонние включения. |
По 8.3 |
||
ГОСТ Р 50838-95
|
||||
|
Цвет труб — желтый или черный с желтыми продольными маркировочными полосами в количестве не менее трех, равномерно распределенными по окружности трубы. Допускается по согласованию с потребителем изготовление труб без желтых полос. Внешний вид поверхности труб и торцов должен соответствовать контрольному образцу по приложению Е |
|
||
2. Относительное |
350 |
350 |
По ГОСТ |
|
удлинение при разрыве, %, не менее |
|
|
11262 и по 8.5 ГОСТ Р 50838-95 |
|
3. Изменение длины |
3 |
3 |
По ГОСТ |
|
труб после прогрева, %, не более |
|
|
27078 и по 8.6 ГОСТ Р 50838-95 |
|
4. Стойкость при |
При начальном |
При начальном |
По ГОСТ |
|
постоянном внутреннем давлении при 20 ºС, ч, не менее |
напряжении в стенке трубы 10,0 МПа 100
|
напряжении в стенке трубы 5,5 МПа 100 |
27078 и по 8.7 ГОСТ Р 50838-95 |
Продолжение табл. 5.15
5. Стойкость при постоянном внутреннем давлении при 80 °С, ч, не менее |
При начальном напряжении в стенке трубы 4,6 МПа 165 |
При начальном напряжении в стенке трубы 5,5 МПа 165 |
По ГОСТ 27078 и по 8.7 ГОСТ Р 50838-95 |
6. Стойкость при постоянном внутреннем давлении при 80 ºС, ч, не менее |
При начальном напряжении в стенке трубы 4,0 МПа 1000 |
При начальном напряжении в стенке трубы 5,0 МПа 1000 |
По ГОСТ 27078 и по 8.7 ГОСТР 50838-95 |
7. Стойкость к газовым составляющим при 80 ºС и начальном напряжении в стенке трубы 2 МПа, ч. не менее |
20 |
20 |
По ГОСТ |
|
|
27078 и по 8.8 ГОСТ Р 50838-95 |
|
|
|
|
|
8. Термостабильность труб при 200 ºС, |
20 |
20 |
По 8.9 |
мин, не менее |
|
|
|
9. Стойкость к быстрому распространению трещин при 0 ºС для труб номинальной толщиной стенки более 5 мм или при максимальном рабочем давлении трубопровода более 0,4 МПа для всех диаметров, критическое давление, МПа, не менее |
МОР/2,4-0,072 |
МОР/2,4-0,072 |
По 8.10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10. Стойкость к медленному распространению трещин при 80 ºС для труб номинальной толщиной стенки более 5 мм, ч, не менее |
При начальном |
При начальном |
По ГОСТ |
напряжении в стенке трубы 4,0 МПа |
напряжении в стенке трубы 4,6 МПа |
24157 и по 8.11 ГОСТР 50838-95 |
|
165 |
165 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Для сооружения распределительных и внутри объектовых газопроводов наибольшее распространение получила ручная электродуговая и газовая сварка.
Газовая сварка применяется при сварке труб диаметром до 50 мм и толщиной стенок не более 5 мм и осуществляется за счет тепла, выделяющегося при сгорании ацетиленово-кислородной смеси.
Помимо сварных соединений на газопроводах применяют разъемные соединения, которые используют в местах установки отключающих устройств, компенсаторов, регуляторов давления, контрольно-измерительных приборов и другой арматуры.
К соединительным частям и деталям газопроводов и газового оборудования относят отводы, тройники, переходы, фланцы, заглушки, муфты, контргайки, сгоны и др.
Изолирующие фланцы устанавливают на газопроводах для предотвращения движения блуждающих токов из одной части трубопровода в другую. Во фланцевом соединении, состоящем из свободных фланцев на приварных кольцах, устанавливают диэлектрические прокладки из паронита, текстолита, клингерита и др. Между приварными кольцами помещают текстолит, а для изоляции болтов используют изолирующие гильзы и шайбы.
Для соединения полиэтиленовых труб применяют контактную сварку встык или в раструб. Соединяемые поверхности нагревают до 200°С, после чего концы труб сближают и осаживают под давлением.
Рекомендуемые способы сварки труб в зависимости от их наружного диаметра указаны в табл. 5.16. Соединительные детали, используемые при сварке, должны соответствовать нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
Для разъемных соединений полиэтиленовых труб, а также для их соединения с металлическими газопроводами используют фланцы.
Таблица 5.16
Рекомендуемые способы сварки труб
Номинальный наружный диаметр d, мм |
Тип материала |
Способ сварки |
20-225 |
ПЭ80 |
С помощью соединительных |
|
ПЭ100 |
деталей с закладными нагревателями |
20-100 |
ПЭ80 |
Нагретым инструментом в раструб |
63-225 |
ПЭ80 |
Нагретым инструментом |
|
ПЭ 100 |
встык |