Детали и оборудование газопроводов. Конденсатосборники. Компенсаторы. Отключающие устройства. Места установки отключающих устройств.

Отключающие устройства. Газовая арматура.

Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых осуществляется включение, отключение, изменение количества, давления или направления газового потока, а также удаление газов.

По назначению 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.

В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются:

– трубопроводная арматура (задвижки, краны, вентили);

– гидравлические задвижки и затворы, быстродействующие (отсечные) - устройства с пневматическим или магнитным приводом. Например, на газопроводах среднего и высокого давлений преимущественно устанавливают задвижки, а на газопроводах низкого давления помимо задвижек монтируются гидрозатворы. Газопроводы, прокладываемые – внутри помещений, должны иметь краны. Для сбора и удаления конденсата и воды в низших точках газопровода сооружаются конденсатосборники.

Следует уяснить устройство и принцип действия газовой арматуры, а также работу компенсаторов и конденсатосборников.

Задвижки

Задвижки устанавливают как на внутридомовых (внутрицеховых), так и на наружных газопроводах. .Самые распространенные задвижки, используемые в качестве запорно-регулирующей арматуры – клиновые задвижки с невыдвижным и выдвижным шпинделем.

Клиновая задвижка представляет собой запорное оборудование, по конструкции отличное от параллельной, шиберной, или фланцевой задвижки. Задвижки клиновые отличаются, прежде всего, тем, что их затвор закрывается, перемещаясь параллельно движению рабочей среды. Само же свое название клиновая задвижка с выдвижным шпинделем получила из-за формы затвора, имеющего вид своеобразного плоского клина. Седла в клиновой задвижке расположены таким образом, чтобы их угол полностью соответствовал направлению перемещения самого затвора. Подобный механизм используется и для запорного клапана.

Конструкция такой задвижки имеет две основные составляющие: корпус и крышка. В середине располагается клинообразный затвор. Вид клина должен соответствовать потребностям, согласно которым была приобретена задвижка.

Клиновые задвижки подразделяются на следующие виды:

– клиновые задвижки с выдвижным (рис.2.10) шпинделем;

– клиновые задвижки с невыдвижным (рис.2.9) шпинделем.

Задвижка стальная клиновая чаще всего используется в трубопроводах, в которых происходит транспортировка пара, воды, нефти, масел и т.д. Наиболее часто используемые диаметры клиновых задвижек: ду 350, ду 50, ду 150, ду 600 и ду 25.

Управление задвижками осуществляется с помощью редуктора или электропривода. По желанию заказчика возможна комплектация изделий приводами любых отечественных и зарубежных фирм-изготовителей.

Задвижка клиновая с невыдвижным шпинделем

Задвижки с невыдвижным шпинделем устанавливаются на подземных газопроводах в колодцах.

Рис.2.9. Задвижка клиновая с невыдвижным шпинделем под электропривод Ру25-64, основные конструктивные элементы задвижки:

1 – корпус; 2-клин; 3- гайка; 4 – шпиндель; 5 – прокладка; 6 –болт; 7 – крышка; 8 – шайба; 9 - кольцо (уплотнительное); 10 – маховик; 11 – шайба; 12 – гайка; 13 – корпус уплотнений; 14 – уплотнительное кольцо.

Задвижка клиновая с выдвижным шпинделем

Тип задвижек с выдвижным шпинделем отличается высокой надежностью и универсальностью. Основным конструкционным отличием таких задвижек является расположение резьбы шпинделя, по которой движется ходовая гайка. Резьба у таких задвижек расположена снаружи корпуса изделия. При открывании задвижки ходовая гайка вращается, а затвор совершает поступательное движение. Шпиндель поднимается над корпусом арматуры на величину хода затвора, обнажая арматуру. При этом отверстие задвижки оказывается открытым.

Такая конструкция имеет целый ряд преимуществ:

– прежде всего, винтовой механизм, за счет которого и происходит работа задвижки, не подвергается воздействию рабочей среды. Это и позволяет использовать задвижки с выдвижным шпинделем с самыми разнообразными веществами.

– второе преимущество заключается в возможности свободного доступа к винтовому механизму для его обслуживания. Это позволяет вовремя ремонтировать задвижку, обеспечивая долгие срок ее службы.

Примеры задвижек с выдвижным шпинделем применяемые в газовом хозяйстве:

а	б

Рис. 2.10. Задвижки с выдвижным шпинделем

а – задвижка 30с41нж1 газовая Dу 16; б – чугуннае задвижка Dу 600

Устройство и работа

Задвижка состоит из следующих основных деталей: корпуса, крышки, дисков, втулки резьбовой, фланца сальника, колец уплотнительных, клина съемного, шпинделя, маховика .

Между фланцами корпуса и крышки помещается паронитовая прокладка. Допускается установка прокладки из резины, при этом температура рабочей среды не должна превышать 90°C. Для предотвращения прохода рабочей среды между крышкой и шпинделем в сальниковой камере помещается сальниковая набивка, которая поджимается сальником с помощью двух болтов. В качестве сальниковой набивки используется набивка марки АЛ.

Верхнее уплотнение задвижек обеспечивает разгрузку сальникового узла при открытом затворе, затвор состоит из шиберов, между которыми размещен шпиндель со съемным клином. Запирание задвижек с ручным управлением происходит при вращении маховика по часовой стрелке. При этом шпиндель через втулку резьбовую получает поступательное движение, передающееся на шиберы. В крайнем положении шиберов при создании на маховике необходимого усилия обеспечивается плотное перекрытие прохода.

Краны

Краны имеют малые габаритные размеры, малое гидравлическое сопротивление и простой цикл управления — поворот пробки. Однако они требуют применения больших крутящих моментов, тщательного ухода и периодической смазки. В противном случае может иметь место «прикипание» пробки к корпусу. В ответственных случаях применяются краны со смазкой, несущие некоторый запас смазки в канавках и отверстии пробки. Краны по типу затвора подразделяются на пробковые (рис. 2.11) и шаровые (рис.2.12), по методу герметизации от внешней среды — на натяжные и сальниковые, а по методу присоединения к трубопроводу — на муфтовые и фланцевые. Ниже приведены краткие технические характеристики, габаритные и некоторые монтажные размеры запорных кранов общетехнического назначения из числа наиболее часто применяемых.

Рис.2.11. Кран пробковый

Рис.2.12. Кран шаровый 1 – электропривод, 2 – шток, 3 – корпус, 4 – тефлоновая прокладка, 5 – стальной шар (запорно-регулирующее устройство)

Конденсатосборниики

Конденсатосборниики (рис.2.13), предназначенные для сбора и последующего удаления из газопровода конденсата, а также для удаления влаги, попавшей в него при строительстве, при промывках и пр., устанавливают в нижних точках газопровода (низкого, среднего и высоко­го давления). Вода из газопроводов попадает в конденса­тосборники самотеком. Периодически вода удаляется че­рез специальные трубки, которые используются также для продувки газопроводов и выпуска газа при ремонте сетей газоснабжения. Размеры и конструкции конденсатосборников зависят от давления газа и количества кон­денсирующейся влаги. Конденсатосборники обеспечивают сбор и выведение конденсата водяных паров, а также тяжелых углеродов, существенно улучшая работу системы. Конденсатосборники способствуют повышению уровня безопасности систем газоснабжения. Оказывают положительное влияние на эффективность работы газопровод.

Ёмкость конденсатосборника может быть различной и определяется степенью влажности газа (т.е. для влажного газа необходим конденсатосборник большей ёмкости). Ещё одним критерием выбора конденсатосборника является давление газа в магистрали. В зависимости от данного параметра конденсатосборники могут быть высокого, среднего и низкого давления.

Конденсатосборники производятся от Ду 25 до Ду 530.

Рис.2.13. Схема конденсатасборникасгабаритными размерами.

Компенсаторы.

Компенсаторы служат для снятия напряжений в газопроводе при его линейных измерениях– все трубопроводы при изменении температуры транспортируемого продукта и окружающей среды подвержены температурным деформациям. Линейное удлинение 1м трубопровода при его нагревании на 1^оС называют коэффициентом линейного удлинения.

Поскольку трубопроводы имеют большую протяженность, то суммарное их удлинение может достичь больших величин.

Самокомпенсация осуществляется благодаря тому, что в линии трубопровода, кроме прямых участков, между неподвижными опорами имеются повороты или изгибы (отводы). Расположенный между двумя прямыми участками поворот или отвод обеспечивает компенсацию значительной части удлинения благодаря эластичности конструкции, а остальная часть компенсируется за счет упругих свойств металла прямого участка трубопровода.

В зависимости от конструкции, принципа работы компенсаторы делятся на четыре основные группы: П-образные (рис.2.14), линзовые (рис.2.15), волнистые (рис.2.16) и сальниковые (рис. 2.17).

П-образные компенсаторы обладают большой компенсационной способностью (до 600 ÷ 700мм) и применяются в трубопроводах для широкого диапазона давлений и температур. П-образные компенсаторы получили наибольшее применение в технологических трубопроводах ввиду сравнительной простоты их изготовления в эксплуатации. Их недостатки – большой расход труб, большие габаритные размеры и необходимость сооружения специальных опорных конструкций.

Рис.2.14. П-образные компенсаторы:

а — гнутый из целой трубы, б — гнутый из двух частей, в — гнутый из трех частей, г — с применением крутоизогнутых отводов, д — с применением сварных секционных отводов

П-образные компенсаторы, как правило, устанавливают в горизонтальном положении, соблюдая необходимый уклон газопровода. При ограниченной площади компенсаторы можно устанавливать в вертикальном и наклонном положении петлей вверх или вниз, при этом они должны быть снабжены дренажными устройствами и воздушниками.

Линзовые компенсаторы состоят из ряда последовательно включённых в трубопровод линз. Линза сварной конструкции состоит из двух тонкостенных стальных штампованных полулинз, и благодаря своей форме легко сжимается.

Рис.2.15. Линзовый компенсатор:

1-рубашка, 2-полулинза, 3 - дренажный штуцер

Компенсирующая способность каждой линзы сравнительно небольшая (10 ÷ 16мм). Число линз компенсатора выбирают в зависимости от необходимой компенсирующей способности. Для уменьшения сопротивления движению продукта внутри компенсатора устанавливают стаканы. Для спуска конденсата в нижних точках каждой линзы вварены дренажные штуцера. Линзовые компенсаторы применяют на уловное давление до 6кгс/см² при температуре до +450^оС. Устанавливают их на газопроводах и паропроводах диаметром от 100 до 1600мм.

Преимущество линзовых компенсаторов по сравнению с П-образными это небольшие размеры и масса; недостатки – небольшие допускаемые давления, малая компенсирующая способность и большие продольные усилия, передаваемые на неподвижные опоры.

Волнистые компенсаторы – наиболее совершенные компенсаторные устройства. Они имеют большую компенсационную способность, небольшие габариты и могут применяться при сравнительно высоких давлениях и температурах.

Рис.2.16. Типы волнистых компенсаторов:

а— универсальный шарнирный, б — осевой; 1 — шарнир, 2 — ограничительное полукольцо, 3 — гибкий элемент, 4 — опорное кольцо, 5 — коническая обечайка, 6 — бандажное кольцо, 7 — патрубок, 8 — приставка, 9 — шпилька, 10 — цилиндрическая обечайка.

Отличительной особенностью волнистых компенсаторов по сравнению с линзовыми является то, что гибкий элемент представляет собой тонкостенную стальную гофрированную высокопрочную и эластичную оболочку. Профиль волны имеет омегообразную или U-образную форму, благодаря чему гибкий элемент может сокращаться или увеличиваться в длину, а также изгибаться при приложении нагрузки. В основу технологии изготовления гибкого элемента компенсатора положен принцип гидравлической вытяжки (формовки) волн в цилиндрической обечайке с осадкой её по высоте (для этой цели применяют специальные гидравлические прессы).

Сальниковый компенсатор представляет собой два патрубка, вставленных один в другой. В зазоре между патрубками установлено сальниковое уплотнение с грундбуксой.

Рис. 2.17. Сальниковый компенсатор.

Основные недостатки сальниковых компенсаторов следующие: необходимость систематического наблюдения и ухода за ними в процессе эксплуатации, сравнительно быстрый износ сальниковой набивки и, как следствие, отсутствие надёжной герметичности.

Размещение отключающих устройств на газопроводах

Отключающие устройства на газопроводах следует предусматривать:

– на вводах в жилые, общественные, производственные здания или в группу смежных зданий, перед наружными газопотребляющими установками

– на вводах в ГРП, на выходе из ГРП при закольцованных газопроводах в системах с двумя и более ГРП

– на ответвлениях от уличных газопроводов к отдельным микрорайонам, кварталам, группам жилых домов или отдельным домам при числе квартир более 400

– для отключения отдельных участков газопроводов с целью обеспечения безопасности и надежности газоснабжения

– при пересечении водных преград двумя нитками и более, а также одной ниткой при ширине водной преграды 75 м и более при меженном горизонте

– при пересечении железных дорог общей сети и автомобильных дорог I и II категорий.

Отключающие устройства допускается не предусматривать:

– перед ГРП предприятий, если отключающее устройство, имеющееся на отводе от распределительного газопровода, находится от ГРП на расстоянии не более 100 м

– на пересечении железнодорожных путей общей сети и автомобильных дорог I и II категорий при наличии отключающего устройства на расстоянии от путей (дорог) не более 1000 м, обеспечивающего прекращение подачи газа на участке перехода (линейные задвижки, отключающие устройства после ГРП, ГРС).

Размещение отключающих устройств, следует предусматривать в доступном для обслуживания месте.

Отключающие устройства на наружных газопроводах следует размещать в колодцах (рис. 2.8), наземных шкафах или оградах, а также на стенах зданий.

На подземных газопроводах отключающие устройства следует предусматривать, как правило, в колодцах.

Колодцы для размещения отключающих устройств на газопроводах следует предусматривать из негорючих, влагостойких и биостойких материалов. Конструкцию и материал колодцев следует принимать из условия исключения проникания в них грунтовых вод. Наружную поверхность стенок колодцев необходимо предусматривать гладкой, оштукатуренной и покрытой битумными гидроизоляционными материалами.

В местах прохода газопровода через стенки колодцев следует предусматривать футляры.

При установке в колодце стальной фланцевой арматуры на газопроводах высокого давления I категории допускается предусматривать вместо компенсирующего устройства косую фланцевую вставку. Установку стальной арматуры, изготовленной для присоединения на сварке, следует предусматривать без компенсирующего устройства и без косой вставки.

Рис.2.8. Схемы колодцев глубокого заложения с двумя задвижками:

а - чугунными; б - стальной и чугунной; в - стальными

В местах прохода газопровода через стенки колодца предусматривают футляры, концы которых должны выходить за стенки колодца с обеих сторон не менее чем на 20 мм. Диаметр футляра принимают таким, чтобы он обеспечивал независимую осадку стен колодца и газопровода.

Отключающие устройства, предусмотренные к установке на стенах зданий, следует размещать на расстоянии от дверных и открывающихся оконных проемов, м, не менее:

– для газопроводов низкого давления по горизонтали, как правило, — 0,5

– для газопроводов среднего давления по горизонтали — 3

– для газопроводов высокого давления II категории по горизонтали — 5

Отключающие устройства, проектируемые к установке на участке закольцованных распределительных газопроводов, проходящих по территории промышленных и других предприятий, следует размещать вне территории этих предприятий.

На вводах и выводах газопроводов из здания ГРП установку отключающих устройств, следует предусматривать на расстоянии не менее 5 м и не более 100 м от ГРП. Отключающие устройства ГРП, размещаемые в пристройках к зданиям, и шкафных ГРП допускается предусматривать на наружных надземных газопроводах на расстоянии менее 5 м от ГРП в удобном для обслуживания месте.

Материал труб, сортамент.

При строительстве газопроводов применяют стальные трубы. Их изготавливают из хорошо сваривающихся низколегированных и малоуглеродистых сталей. Минимальный условный диаметр для распределительных газопроводов принимают обычно равным 50 мм, а для ответвлений к потребителям – 25 мм. Толщина стенки трубы для подземных газовых сетей должна быть не менее 3 мм, а для надземных – не менее 2 мм. Для переходов через водные преграды толщина стенки труб должна быть на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм. Стальные трубы для подземных газопроводов защищают противокоррозионной изоляцией.

Для строительства подземных газопроводов широко применяются полиэтиленовые и винипластовые трубы. Неметаллические трубы начали применять около 35 лет назад сначала на экспериментальных газопроводах.

Внедрение полиэтиленовых труб – одно из актуальных направлений повышения эффективности капитального строительства за счет снижения его материало- и трудоемкости. Из 1 т 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.

Использование 1 т пластмассовых труб в системах газоснабжения позволит сэкономить 5 ÷ 7 т металлических труб.

Полиэтиленовые трубы имеют ряд преимуществ:

— высокую коррозионную стойкость почти во всех кислотах (кроме органических) и щелочах, что исключает необходимость их изоляции и электрохимиической защиты и делает их практически незаменимыми в условиях животноводческих предприятий; стойкость к биокоррозии;

— незначительную массу, что обеспечивает снижение транспортных расходов и трудозатрат при их монтаже;

— повышенную пропускную способность (приблизительно на 20 %) благодаря гладкости их поверхности (эквивалентная шероховатость стенки новой стальной трубы равна 0,01, а полиэтиленовой – 0,0007 см);

— высокую прочность при достаточной эластичности и гибкости.

Газовые трубы на сегодняшний день производятся трёх типов:

— стальные газовые трубы

— медные газовые трубы

— полиэтиленовые трубы

Достоинства стальных труб:

— долговечность, так как изготавливают их из высококачественной углеродистой стали, поэтому служат они долго;

— переносимость давления, стенки отлично переносят внутреннее давление;

— достаточно низкая стоимость.

Недостатки стальных труб:

— коррозия. Стальные газовые трубы подвержены излишней коррозии, что постепенно приводит к протечкам, а, следовательно, к замене отдельных участков.

— внутренние стенки засоряются отложениями, что естественно приводит к уменьшению их пропускной способности.

— блуждающие токи. Это токи, которые, проходя через трубу, уносят с собой часть атомов металла, что, в конце концов, приводит к разрушению.

— высокая стоимость их прокладки и монтажных работ.

Достоинства медных труб:

— долговечность. Медные трубы для газа обладают сроком службы, в два раза превышающим срок службы стальных;

— стойкость к коррозии;

— стойкость к изменению внутреннего давления и температуры;

—простота монтажа.