Запорная арматура устанавливаемая газопроводах



Арматура газовых#160;систем

На трубопроводах в системе газоснабжения применяют различного рода арматуру, которую подразделяют на запорную, регулировочную и предохранительную.

Запорная арматура служит для герметического отключения одной части трубопровода от другой. К. ней относятся задвижки, краны, вентили.

Задвижки являются запорными приспособлениями, устанавливаемыми на газопроводах диаметром от 50 мм.

Задвижки классифицируют: по способу соединения— фланцевые, под приварку; по материалу — чугунные, стальные; по типу шпинделя — с выдвигающимся и с закрытым шпинделями; по типу запорных устройств — дисковые, клиновые.

Дисковые задвижки с выдвигающимся шпинделем состоят из стального или чугунного корпуса, крышки корпуса, шпинделя с червячной резьбой, маховичка с гайкой, в которой движется шпиндель. В нижней части шпинделя укреплен шибер, состоящий из двух дисков с обоймой. Между дисками помещен клин. При вращении маховика влево до отказа шпиндель вместе с дисками и клином опускается вниз, клин раздвигает диски, которые прижимаются к корпусу и закрывают проход задвижки. Чтобы задвижка не пропускала газ, диски плотно притирают к корпусу. При вращении маховика вправо шпиндель вместе с дисками поднимается вверх и открывает задвижку.

В верхней части шпинделя под резьбой имеется крышка сальника, а под ней в кольцевом канале крышки корпуса находится сальниковая набивка. Крышка сальника притягивается к крышке корпуса двумя болтами, сжимает сальниковую набивку, которая плотно охватывает шпиндель и препятствует просачиванию газа через крышку корпуса вдоль шпинделя. Под крышкой корпуса помещается прокладка. Крышка соединяется с корпусом задвижки болтами с гайками.

Задвижки с закрытым шпинделем отличаются от задвижек с выдвигающимся шпинделем следующим: в верхней части шпинделя имеется кольцевой выступ, зажатый между крышкой и фланцем, что препятствует перемещению шпинделя вдоль оси; на нижней части шпинделя нарезана прямоугольная резьба, которая входит в такую же резьбу в отверстии верхнего клинка. В нижней части корпуса задвижки находится нижний клин, сцепленный с дисками. При вращении шпинделя вправо верхний клин и нижний клин задвижки, соединенный с ним, опускаются вниз. Когда нижний клин упрется в корпус задвижки, скошенная плоскость верхнего клина будет скользить по скошенной плоскости нижнего клина. Клинья прижимают диски к кольцам Koonvca. герметически закрывая проход.

Чугунные задвижки изготовляют двух типов! с латунными уплотнительными кольцами и без них. Последние предназначены для установки на газопровод дах.

Рис. 1. Задвижка чугунная

На газопроводах высокого давления устанавливают стальные задвижки, фланцевые или с кольцами под приварку.

Краны являются более простым запорным приспособлением по сравнению с задвижкой и служат для быстрого открывания и закрывания прохода трубопровода, а также для регулирования расхода газа.

Краны классифицируют: по способу соединения — фланцевые, муфтовые; по материалу — чугунные, латунные или бронзовые; по способу уплотнения пробки — сальниковые, натяжные.

Пробочные сальниковые краны состоят из корпуса, в который помещена конусная пробка с верхней цилиндрической частью: штоком и квадратной головкой. Пробочный кран имеет сальниковую набивку и крышку сальника, стягиваемую с корпусом болтами. Сальниковая набивка препятствует просачиванию газа по шпинделю. Плотное соприкосновение поверхности пробки со стенками конусного отверстия корпуса достигается нажимом сальниковой крышки на сальниковую набивку.

В нижней части конусной пробки имеется отверстие. Для прохода газа кран открывают, поворачивая пробку так, чтобы отверстие конусной пробки было против отверстия корпуса. Для закрытия крана пробку поворачивают на 90°, после чего она притирается к конусному отверстию корпуса.

Пробочные краны с уплотнительным кольцом имеют крышку с резьбой, которая служит для навертывания крышки на корпус крана. Под крышкой имеются бронзовое кольцо и шайба, а между ними уплотнительное кольцо, которое при навертывании крышки сжимается и не допускает просачивания.

Чугунные пробочные натяжные краны не имеют специальных уплотнительных устройств. Их герметичность достигается плотной притиркой пробки к корпусу и натяжения ее при помощи гайки. Пробка имеет квадратную головку под ключ с риской, указывающей на положение пробки крана (открыт, закрыт).

Латунные или бронзовые натяжные краны по устройству не отличаются от чугунных.

На рис. 2 представлен проходной цапковый игольчатый вентиль, служащий не только для отключения и включения газопровода, но и для регулировки подачи газа.

На вводах газопроводов низкого давления устанавливают гидравлические затворы.

Регулировочная и предохранительная арматура служит для поддержания давления, регулирования расхода и защиты газовых приборов от чрезмерного повышения или понижения давления газа в газопроводе.

Для снижения давления газа, поступающего от сети к газопотребляющим агрегатам, и для поддержания давления на нужном уровне применяют регуляторы давления, которые разделяют:
а) по принципу действия — на регуляторы прямого и непрямого действия; регуляторы прямого действия применяют для снижения давления газа с 2—3 до 0,01—0,015 кгс/см2;
б) по конструкции дроссельного клапана — на регуляторы с односедельными и двухседельны- ми клапанами;
в) по конструкции импульсных элементов — на мембранные и сильфонные;
г) по конструкции управляющих элементов — на грузовые, пневматические и гидравлические.

Каждый из указанных выше типов регуляторов можно изготовлять для снижения давления газа:
а) с высокого (свыше 6 кгс/см2) на высокое (свыше 3 до 6 кгс/см2), на среднее (свыше 0,05 до 3 кгс/см2) или на низкое (до 0,05 кгс/см2)-,
б) со среднего (до 3 кгс/см2) на среднее (свыше 0,05 до 1 кгс см2) и низкое (до 0,05 кгс/см2);
в) с низкого (до 0,05 кгс/см2) на низкое.

Для снижения давления газа до 200 кгс/см2 применяют редукторы типа кислородных, позволяющие поддерживать давление за регулятором в нужных пределах.

При использовании сжиженных (пропан-бутановых) газов с давлением 10—16 кгс/см2 применяют регуляторы для снижения давления до низкого или среднего.

Для регулирования расхода газа и воздуха при газооборудовании различных объектов применяют заслонки и клапаны, регулирующие с пневматическими, мембранными и другими приводами.

Рис. 2. Проходный цапковый игольчатый вентиль 1 — маховичок; 2 — накидная гайка сальника; 3 — грундбукса; 4 — сальниковая набивка; 5 — корпус вентиля; 6 — запорная игла

Заслонки обычно устанавливают на газопроводах больших диаметров, работающих под низким давлением.

В газовых установках более распространены регулирующие клапаны. Заслонки изготовляют из стали на сварке или чугуна с условными проходами Dy = 25-4-500 мм.

Предохранительно-запорные клапаны предназначены для защиты газовых приборов и горелок от чрезмерного повышения или понижения давления газа в газопроводе.

Предохранительные сборные клапаны (мембранные, пружинные, грузовые и гидравлические предохранители) устанавливаемые после регуляторов для защиты газовой аппаратуры от повышения давления, изготовляют на давления срабатывания в пределах 100—500 мм вод. ст. для низкого давления, 0,3—1,25 кгс/см2 для среднего давления.

Фильтры, устанавливаемые для защиты регулирующих и предохранительных устройств от засорения пылыоi и механическими частицами, рассчитывают на рабочее давление. Эти фильтры имеют штуцера для присоединения манометров, которые устанавливают для определения степени засоренности фильтров.

2.4. Запорная, регулирующая арматура, предохранительные устройства

2.4.1. Газопроводы для обеспечения безопасной эксплуатации оснащаются запорной и регулирующей арматурой, предохранительными устройствами, средствами защиты, автоматизации, блокировок и измерения.

Перед горелками газоиспользующих установок должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов (ПЗК) с герметичностью затвора класса А в соответствии с государственным стандартом и временем закрытия до 1 сек.

Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать закрытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.

2.4.2. На трубопроводах безопасности должна предусматриваться установка автоматических быстродействующих запорных клапанов типа НО с временем открытия до 1 сек.

Прекращение подачи электроэнергии от внешнего источника должно вызывать открытие клапана без дополнительного подвода энергии от других внешних источников.

2.4.3. Количество и места размещения запорной и регулирующей арматуры, предохранительных устройств, средств защиты, автоматизации, блокировок и измерения должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом обеспечения безопасной эксплуатации газоиспользующего оборудования в период его работы без вмешательства обслуживающего персонала, а также удобного обслуживания и ремонта газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в соответствии с настоящими Правилами.

2.4.4. Запорная арматура на наружных газопроводах может устанавливаться в колодцах или без них (в киосках).

Допускается размещать запорную арматуру в грунте, если это предусмотрено конструкцией изделия.

2.4.5. Конструкция запорной, регулирующей арматуры, предохранительных устройств, приборов защиты электрических цепей, автоматики безопасности, блокировок и измерений, должна соответствовать требованиям нормативно-технической документации, согласованной с Госгортехнадзором России.

2.4.6. Конструкция запорной, регулирующей арматуры и предохранительных устройств должна обеспечивать герметичность затвора не менее класса В, стойкость к транспортируемой среде в течении срока службы, установленного изготовителем.

2.4.7. Запорная и регулирующая арматура должна быть предназначена для газовой среды. Разрешается применение запорной арматуры, предназначенной для другой среды при условии герметичности ее затвора не ниже арматуры, предназначенной для газовой среды.

2.4.8. Материал арматуры следует принимать исходя из климатических условий и рабочего давления газа.

2.4.9. В качестве отключающих устройств на полиэтиленовых газопроводах используется полиэтиленовая или металлическая арматура.

2.4.10. Арматура должна иметь маркировку на корпусе, в которой указывается:

наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

условное или рабочее давление и температура среды;

направление потока среды.

Арматура должна поставляться с инструкцией по эксплуатации.

2.4.11. Арматура диаметром 100 мм и выше должна поставляться с паспортом установленной формы, где указываются изготовитель, номер изделия, сведения о герметичности, результаты контроля.

На арматуру диаметром до 100 мм допускается оформление паспорта на партию в количестве не более 50 единиц.

2.4.12. Сильфонные (цельнометаллические) компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах для компенсации воздействий от изменений температурных и других перемещений, а также для снижения вибрационных нагрузок на газопроводах, при условии их равнопрочности.

2.4.13. Линзовые компенсаторы допускается предусматривать на газопроводах давлением до 0,6 МПа включительно для компенсации продольных деформаций, вызванных изменением температуры.

Применение П-образных компенсаторов не нормируется, сальниковых компенсаторов - не допускается.

2.4.14. На маховиках арматуры должно быть обозначено направление вращения при открытии и закрытии арматуры.

Запорная арматура с приводом должна поставляться с инструкцией по эксплуатации.

2.4.15. Запорная арматура, устанавливаемая вне помещений, должна иметь электропривод в исполнении, соответствующем интервалу температур наружного воздуха, указанному в технических паспортах на электроприводы, а также защищена от атмосферных осадков.

2.4.16. Устанавливаемая на газопроводах арматура должна быть легкодоступна для управления, обслуживания и ремонта.

2.4.17. Арматуру следует располагать на участках газопроводов с минимальными значениями изгибающих и крутящих напряжений.

Арматуру массой более 500 кг следует располагать на горизонтальных участках газопроводов, предусматривая для нее специальные опоры или подвески.

2.4.18. Для удобства установки заглушек на стальных газопроводах в проекте должны предусматриваться разъемные соединения для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой.

Заглушки должны быть рассчитаны на максимальное допустимое давление в газопроводе и иметь хвостовик, выступающий за пределы фланцев с клеймением (давление, диаметр).

2.4.19. Конструкция регуляторов давления газа должна обеспечивать:

зону пропорциональности, не превышающую +-20% верхнего предела настройки выходного давления для комбинированных регуляторов и регуляторов баллонных установок и +-10% для всех других регуляторов;

зону нечувствительности не более 2,5% верхнего предела настройки выходного давления;

постоянную времени (время переходного процесса регулирования при резких изменениях расхода газа или входного давления), не превышающую 60 с.

2.4.20. Относительная нерегулируемая протечка газа через закрытые клапаны двухседельных регуляторов допускается не более 0,1% номинального расхода; для односедельного клапана герметичность затворов должна соответствовать классу А по государственному стандарту.

Допустимая нерегулируемая протечка газа при применении в качестве регулирующих устройств поворотных заслонок не должна превышать 1% пропускной способности.

2.4.21. Точность срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) должна составлять +-5% заданных величин контролируемого давления для ПЗК, устанавливаемых в ГРП, и +-10% для ПЗК в шкафных ГРП, ГРУ и комбинированных регуляторах.

2.4.22. Предохранительные сбросные клапаны (ПСК) должны обеспечивать открытие при превышении установленного максимального рабочего давления не более чем на 15%.

Давление, при котором происходит полное закрытие клапана, устанавливается соответствующим стандартом или техническими условиями на изготовление клапанов.

Пружинные ПСК должны быть снабжены устройством для их принудительного открытия.

На газопроводах низкого давления допускается установка ПСК без приспособления для принудительного открытия.

2.4.23. Допустимое падение давление газа на фильтре устанавливается заводом изготовителем. Фильтры должны иметь штуцера для присоединения к ним дифманометров или других устройств, для определения перепада давления на фильтре.

Постановление Госгортехнадзора РФ от 18 марта 2003 г. N 9
Об утверждении Правил безопасности систем
газораспределения и газопотребления

Размещение запорной и другой арматуры на трубопроводах

4.12*. На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более согласно требованиям п.6.15 и на однониточных переходах категории В;

в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии, допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную эксплуатацию;

на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300 - 500 м от ГРС;

на входе и выходе газопроводов из УКПГ, КС, СПХГ и головных сооружений на расстоянии, м, не менее:

газопровода диаметром 1400 мм. 1000

менее 1400 до 1000 мм включ. 750

менее 1000 мм. 500

по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;

на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметках выше городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий, - на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;

на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку - место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;

на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.

На однониточных подводных переходах газопроводов через водные преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.

Примечания: 1. Место установки запорной арматуры для нефтепродуктопроводов, как правило, должно совмещаться с местами соединения участков трубопроводов с различной толщиной стенок.

2. Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от границ их территорий, КС - от границ узла подключения КС к магистрали (от осей врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов). При удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС ( шлейфах ) на расстоянии 250 м от ограды КС.

4.13*. При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия) указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.

При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.

Примечание. Требование данного пункта на линейную запорную арматуру узлов подключения не распространяется.

4.14. Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.

4.15*. Газопроводы и арматура обвязки линейной запорной арматуры, находящейся под давлением, - байпасы, продувочные линии и перемычки, - следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.

Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу арматуры.

4.16. На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м - при диаметре газопровода 1000 мм и более.

Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5 - 2 ч. Установку запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее 300 м.

При прокладке газопроводов параллельно автомобильным и железным дорогам, линиям электропередачи и связи запорную арматуру с продувочными свечами допускается располагать на том же расстоянии от дорог и линий, что и газопровод.

При пересечении газопроводом автомобильных и железных дорог, линий электропередачи и связи расстояние от продувочных свечей до указанных сооружений должно приниматься не менее значений, предусмотренных при их параллельной прокладке.

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м, от линий электропередачи - согласно требованиям ПУЭ, утвержденным Минэнерго СССР.

Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

4.17. Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует предусматривать установку конденсатосборников. Места установок конденсатосборников определяются проектом.

4.18. Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны быть связаны между собой перемычками.

4.19. Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

4.20. Запорная арматура, устанавливаемая на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах и трубопроводах сжиженного газа в местах перехода через реки или прохождения их на отметках выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии менее 700 м, должна быть оборудована устройствами, обеспечивающими дистанционное управление.

4.21. Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000 мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

4.22. На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды.

Источники: http://gardenweb.ru/armatura-gazovykh-sistem, http://gazapparat.ucoz.ru/index/zapornaja_regulirujushhaja_armatura_predokhranitelnye_ustrojstva/0-63, http://www.studfiles.ru/preview/5657083/page:4/



Комментариев пока нет!
Ваше имя *
Ваш Email *

Сумма цифр на картинке: код подтверждения