2015-04-01
8901
Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых осуществляются включение, отключение, изменение количества, давления или направления газового потока, а также удаление газа,
Требования к выбору газовой арматуры. При выборе газовой арматуры необходимо учитывать следующие свойства металлов и сплавов:
- природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газовая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна;
- из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она может применяться при давлениях не более 1,6 МПа;
- при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие условия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб;
- при существующих допустимых нормах содержания сероводорода в газе (2 г на каждые 100 м3) последний практически не воздействует на медные сплавы, поэтому арматура для внутридомового газового оборудования может быть из медных сплавов.
Классификация газовой арматуры. Поназначению существующие виды газовой арматуры подразделяются:
- на запорную — для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;
- предохранительную — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов;
- арматуру обратного действия - для предотвращения движения газа в обратном направлении;
- аварийную и отсечную - для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.
Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандартизирована. По принятому условному обозначению шифр каждого изделия арматуры состоит из четырех частей.
На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры (табл. 5.17). На втором — условное обозначение материала, из которого изготовлен корпус арматуры (табл. 5.18). На третьем — указывается порядковый номер изделия. На четвертом месте — условное обозначение материала уплотнительных колец: Б — бронза или латунь; нж — нержавеющая сталь; р - резина; э — эбонит; бт — баббит; бк - в корпусе и на затворе нет специальных уплотнительных колец.
Например, обозначение крана типа 11Б10бк можно расшифровать так: 11 —видарматуры (кран), Б —материал корпуса (латунь), 10 —порядковый номер изделия, бк — тип уплотнения (без колец).
Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления.
Запорная арматура. Кзапорной арматуре относятся различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое гидравлическое сопротивление. [8]
Таблица 5.17
Условные обозначения видов арматуры
| Виды арматуры | Обозначение вида | Виды арматуры | Обозначение вида |
| Краны пробно-пропускные | Клапаны обратные | ||
| Краны для газопроводов | поворотные | ||
| Запорные устройства | Клапаны запорные | ||
| указателей уровня | и отсечные | ||
| Вентили запорные | 14и \5 | Клапаны | |
| Клапаны обратные | регулирующие | ||
| подъемные | Задвижки | 30 и 31 | |
| Клапаны | Затворы | ||
| предохранительные |
Таблица 5.18
Условные обозначения материалов корпуса
| Материалы корпуса | Обозначение материала | Материалы корпуса | Обозначение материала |
| Сталь углеродистая Сталь кислостойкая и нержавеющая Чугун серый Чугун ковкий | с нж ч кч | Латунь и бронза Винипласт Сталь легированная Алюминий | Б вп лс а |
При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов важное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы.
Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа рекомендуется оснащать кранами конусными натяжными. На наружных и внутренних газопроводах природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 0,6 МПа рекомендуется применять краны конусные сальниковые, краны шаровые, задвижки и вентили.
На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.
За температуру эксплуатации запорной арматуры принимается температура, до которой может охладиться газопровод при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП 23-01-99*
Запорная арматура из чугуна может применяться при температуре эксплуатации не ниже минус 35 °С, из углеродной стали — не ниже минус 40°С, а из легированных сталей и сплавов на основе меди без ограничения по температуре.
Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются задвижки (рис. 5.10), в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением шпинделя. Шпиндель может быть выдвижным или невыдвижным. Невыдвижной шпиндель при вращении маховика помещается вокруг своей оси вместе с маховиком. В зависимости от того, в какую сторону вращается маховик, нарезная втулка затвора перемещается по резьбе на нижней части шпинделя вниз или вверх и соответственно опускает или поднимает затвор задвижки, Задвижки с выдвижным шпинделем обеспечивают перемещение шпинделя и связанного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, закрепленной в центре маховика. [8]
Для газопроводов с давлением до 0,6 МПа используют задвижки из серого чугуна, а для газопроводов с давлением более 0,6 МПа — из стали.
Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми. У параллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно, между ними находится распорный клин: при закрытии задвижки клин упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплотнительными поверхностями создают необходимую плотность. В клиновых затворах боковые поверхности затвора расположены не параллельно, а наклонно. Причем эти задвижки могут быть со сплошным затвором и затвором, состоящим из двух дисков. На подземных газопроводах целесообразно устанавливать параллельные задвижки.
Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отключения, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки загрязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек с не полностью открытым затвором диски истираются и приходят в негодность.
На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича.
Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки при производстве ремонтных работ.
Рис. 5.10. Задвижки:
а — параллельная с выдвижным шпинделем: 1 — корпус, 2 — запорные диски,
3 - клин, 4 ~ шпиндель, 5 - сальниковая набивка, 6 - маховик,
7 — уплотняющие поверхности корпуса; б — клиновая с невыдвижным шпинделем:
1 - клин, 2 — крышка, 3 - втулка, 4 — гайка, 5 — маховик,
6 —сальник, 7— буртик, 8 — шпиндель
В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми.
Удобнее обслуживать краны (рис. 5.11) с принудительной смазкой. Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной консистентной смазки под давлением. Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчиванием болта 1 нагнетается по каналам 4 в зазор между корпусом и пробкой. Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор и обеспечивая легкость поворота. Шариковый клапан 2 и латунная прокладка 3 предотвращают выдавливание смазки и проникновение газа наружу.
Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внутри объектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и продувочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы).
В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой.
Гидравлические затворы (рис. 5.12.) являются простым и плотным запорным устройством для подземных газопроводов низкого давления.
Рис. 5. 11. Чугунный кран со смазкой под давлением:
I — болт, 2 — шариковый клапан, 3 — про/сладка, 4 — каналы,
5 — основание пробки
Преимущества гидрозатвора: отсутствие необходимости в сооружении колодца, надежность и плотность отключения, возможность использования в качестве сборников конденсата.
Как видно из рис. 5.12, через верхнюю часть горшка проходит трубка диаметром 25 мм; нижняя часть трубки скошена для увеличения ее площади и предотвращения засорения. В гидравлических затворах высота столба воды должна быть на 200 мм больше, чем максимальное рабочее давление газа
Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают и заливают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой зависит от давления газа. Уровень воды в гидравлическом затворе замеряют металлическим прутиком, опущенным через трубку. Для возобновления подачи газа жидкость из гидрозатвора удаляют ручным насосом или приводным насосом.
В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установлена дополнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к которой приварен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды проходит через продувочный стояк. Трубку выводят под ковер и закрывают дюймовой пробкой. Подключение плечей гидрозатвора на разных уровнях обеспечивает одновременное отключение газопровода и продувку газа. В этом случае достаточно залить водой только нижнюю часть горшка и вывернуть пробку для продувки газа.
Рис. 5.12. Гидравлические затворы:
1 — корпус, 2 — трубка, 3 — подушка под ковер железобетонная, 4 — муфта,
5 - пробка, 6 -- прокладка, 7 - продувочный патрубок, 8 - кожух,
9 — внутренняя трубка, 10 — газопровод, 1] — электрод заземления
На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками. Их конструкция исключает возможность заедания шара-пробки в гнезде корпуса. Уплотнительный контакт сохраняется по окружности вокруг прохода в случаях неизбежной технологической разности углов корпуса и пробки за счет разности давлений. Пробка и корпус крана благодаря сферической форме имеют меньшие габаритные размеры и массу, а также большую прочность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их менее трудоемко.
Конструкция шарового крана с ручным приводом типа КЩ приведена на рис. 5.13Такой кран размещается в корпусе 1 и имеет поворотный затвор 2, уплотняемый двумя седлами 3. Поворот затвора осуществляется с помощью шпинделя 4. Шпиндель уплотняется резиновыми кольцами 7 и 8. Поворот шпинделя 4 с затвором 2 осуществляется рукояткой 6. Корпус 1 с обеих сторон закрывается фланцами 5 и 11, уплотняемыми резиновыми кольцами 9. Соединение фланцев с корпусом обеспечивается болтами Ю. Уплотнения. крана обеспечиваются уплотнительными кольцами, изготовленными из фторопласта-4, полиэтилена, капрона и др.
Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления среды на пробку крана. Наибольшее распространение имеет шаровой кран с плавающей пробкой. Давление в нем может создаваться вследствие разности давлений до и после затвора, а также с помощью затяжки крышки натяжными болтами.
Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление на уплотнительные кольца частично воспринимается подшипниками.
Конденсатосборники. Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто обнаруживаются вода и конденсат.
Рис. 5.13. Шаровой кран с ручным приводом для трубопроводов небольших диаметров
В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах обнаруживается вода, оставшаяся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружаются конденсатосборники (рис. 5.14).
В зависимости от влажности транспортируемого газа они могут быть большей емкости — для влажного газа и меньшей — для сухого газа. В зависимости от величины давления газа они разделяются на конденсатосборники низкого, среднего и высокого давления.
Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа.
Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гидравлических затворов в условиях низких температур представляет определенные трудности.
Конденсатосборники среднего и высокого давления по конструкции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления.
Рис. 5.14. Конденсатосборники:
а — высокого давления, б — низкого давления; 1 — кожух, 2 — внутренняя трубка, 3 — контакт, 4 - контргайка, 5 - кран, 6 — ковер, 7 — пробка, 8 - подушка под ковер железобетонная, 9 — электрод заземления, 10 — корпус конденсатосборника, 11 — газопровод, 12 — прокладка, 13 — муфта, 14 — стояк
В них имеется дополнительная защитная трубка, а также кран на внутреннем стояке. Отверстие в верхней части стояка служит для выравнивания давления газа в стояке и футляре. Если бы отверстия не было, то конденсат под давлением газа постоянно заполнял бы стояк, что при пониженных температурах вызывает замерзание конденсата и разрыв стояков.
Под действием давления газа происходит автоматическая откачка конденсата.
При закрытом кране газ оказывает противодействие на конденсат, который под действием своей массы опускается вниз. При открывании крана противодействие прекращается и конденсат выходит на поверхность. Чем больше давление газа, тем быстрее и лучше будет опорожняться конденсатосборник.
Компенсаторы. Газопровод длиной в 1 км при нагревании на 1°С удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных напряжений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или растяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения. В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разрушения газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые, лиро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы (рис. 5.15).
Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций.
Рис.5.15. Линзовый компенсатор:
1 — патрубок, 2 — фланец, 3 — рубашка, 4-5 — ребро, 6 — лапа,
7 — гайка, 8 - тяга
Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампованных полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предотвращения засорения внутри компенсатора устанавливают направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопления и замерзания в них воды. При монтаже компенсатора в зимнее время его необходимо немного растянуть, в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги надо снять.
Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими видами запорных и регулирующих устройств обеспечивают возможность свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокладок.
Компенсаторы при наличии чугунной арматуры необходимо устанавливать в колодцах и на газопроводах, проложенных по мостам и эстакадам.
Лиро- и П-образные компенсаторы устанавливают в малогабаритных колодцах и наружных газопроводах.
Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы (рис. 5.16).
Рис. 5.16. Резинотканевый компенсатор
Они способны воспринимать деформации не только в продольном, но и в поперечном направлениях. Это позволяет использовать их для газопроводов, прокладываемых на территориях горных выработок, и в районах с явлениями сейсмичности.
