Copyright оао цкб бибком & ооо Aгентство KнигаCервис удк 621. 64
 Скачать 2.47 Mb.
|
|
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» газовая арматура и оборудование Газовой арматурой называют различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах, аппаратах и приборах, с помощью которых осуществляют включение, отключение, изменение количества, давления или направления газового потока, а также удаление газов. Требования к выбору 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 м, последний практически не воздействует на медные сплавы. Поэтому арматура для внутридомо- вого газового оборудования может быть из медных сплавов. Классификация газовой арматуры. По назначению газовая арматура подразделяется: 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. 4). На втором – условное обозначение материала, из которого изготовлен корпус арматуры (табл. 5). На третьем – порядковый номер изделия. На четвертом условное обозначение материала уплотнительных колец бр – 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 11б10бк можно расшифровать так 11 – вид арматуры (кран, б – материал корпуса (латунь, 10 – порядковый номер изделия, бк – тип уплотнения (без колец ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Т а блица Условные обозначения вида арматуры Вид арматуры Обозна- чение вида Вид арматуры Обозна- чение вида Краны для трубопроводов 11 Клапаны оборотные поворотные 19 Вентили запорные и Клапаны регулирующие 25 Клапаны: оборотные подъемные предохранительные Задвижки запорные Затворы 30, 31 Таблица Условные обозначения материалов корпуса арматуры Материал корпуса Обозначение материала Материал корпуса Обозначение материала Сталь: углеродистая кислотостойкая и нержавеющая легированная с нж лс Латунь и бронза Винипласт Б вп Чугун: серый ковкий ч кч Алюминий а Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь отверстия для прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления. В запорных устройствах поверхности затвора и седла, соприкасающиеся вовремя отключения частей газопровода, называют уплотнительными. В дроссельных устройствах поверхности затвора и седла, образующие регулируемый проход для газа, называют дроссельными ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Запорная арматура К запорной арматуре относят различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют задвижки, краны, вентили. Наиболее распространенная запорная арматура – задвижки рис. 1), в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением маховика. Шпиндель может быть выдвижным или невыдвижным. Невыдвижной шпиндель при вращении маховика перемещается вокруг своей оси вместе с маховиком (см. рис. 1, б. В зависимости оттого, в какую сторону вращается маховик, нарезная втулка затвора перемещается по резьбе на нижней части шпинделя вниз-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 (см. рис. 1, а). а б 5 4 7 6 8 4 3 2 1 5 6 7 5 3 2 1 Рис. 1. Задвижки: а – параллельная с выдвижным шпинделем 1 – корпус 2 – запорные диски 3 – клин 4 – шпиндель 5 – маховик 6 – сальниковая набивка 7 – уплотнительные поверхности корпуса б – клиновая с невыдвижным шпинделем 1 – клин 2 – крышка 3 – втулка 4 – гайка 5 – маховик 6 – сальник 7 – буртик 8 – шпиндель ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Для газопроводов давлением до 0,6 МПа используют задвижки из серого чугуна, а для газопроводов давлением более 0,6 МПа – из стали. Затворы могут быть параллельными и клиновыми. У параллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно, между ними находится распорный клин. При закрытой задвижке клин упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплотнительными поверхностями создают необходимую плотность. В клиновых затворах боковые поверхности 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 за- движки. Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отключения, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки загрязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек сне полностью открытым затвором диски истираются и приходят в негодность. Устранение указанных недостатков связано с большими трудностями. Все отремонтированные и вновь устанавливаемые задвижки необходимо проверять на плотность керосином. Для этого задвижку следует установить в горизонтальное положение и залить сверху керосин, с другой стороны затвор окрашивают мелом. Если задвижка плотная, тона затворе не будет керосиновых пятен. На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича. Колодцы имеют люки, которые легко открываются для осмотра и производства ремонтных работ. На проезжей части дороги люки устанавливают на уровне дорожного покрытия, а на незамощен- ных проездах – выше уровня земли на 5 см с устройством вокруг люков отмостки диаметром 1 мВ местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водо- непроницаемыми. На газопроводах диаметром до 100 мм при транспортировании осушенного газа устраивают малогабаритные колодцыс установкой арматуры в верхней части, что обеспечивает обслуживание арматуры с поверхности земли. В таких колодцах вместо задвижек устанавливают краны. Удобнее обслуживать краны с принудительной смазкой. Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной конси- стентной смазки под давлением ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяют на натяжные, сальниковые и само- уплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и вну- триобъектных 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. Для создания натяжения пробки конец ее конической части не должен доходить до шайбы на 2–3 мм, а нижняя часть внутренней поверхности корпуса должна иметь цилиндрическую выточку. Это дает возможность по мере износа пробки крана опускать ее ниже, натягивая гайку хвостовика, и тем самым обеспечивать плотность. Устройства для сбора и удаления воды и конденсата Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто обнаруживают воду и конденсат. В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных газов при понижении их температуры. Иногда в газопроводах обнаруживают воду, оставшуюся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления воды и конденсата на газопроводах сооружают конден- сатосборники (рис. 2). 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 их разделяют на конденсатосборники высокого, среднего и низкого давлений. Конденсатосборники высокого и среднего давлений (см. риса) по конструкции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления. 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. При пониженных температурах возможны 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 будет опорожняться конденсатосборник. Конденсатосборник низкого давления (см. рис. 2, б) представляет собой емкость, снабженную дюймовой трубкой, которая выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Эксплуатация конденсатосборников низкого давления в условиях низких температур представляет определенные трудности. Во многих газовых хозяйствах внедрена установка для ручной откачки конденсата, которая входит в состав комплекта аварийно- ремонтной машины. Для подключения установки у штатива раздвигают до упора стойки и выдвигают ножки. Один конец всасывающего рукава подсоединяют к всасывающему патрубку насоса, другой опускают через стояк до дна конденсатосборника. На конце всасывающего рукава имеется приемный клапан. Насос подсоединяют к баллону через нагнетательный рукав, после чего открывают вентили и качанием ручки приводят установку в действие. Всасывание конденсата происходит через приемный клапан рукава, а нагнетание – через нагнетательный клапан насоса. Нагнетаемая жидкость поступает в баллон по рукаву. Рис. 2. 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 а б 7 12 8 9 10 11 14 13 3 6 5 4 3 2 1 Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Компенсаторы (рис. 3). В газопроводах под действием температурных изменений возникают усилия, которые могут привести к их сжатию или растяжению. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, тов стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения в несколько десятков МПа. Рис. 3. Установка компенсаторов: а – линзового с задвижкой б – резинотканевого; 1 – нижний кожух 2 – верхний кожух 3 – штифт 4 – муфта 5 – насадка 6 – колпак 7 – ковер малый 8 – подушка под ковер 9 – труба 10 – фланец приварной; 11 – задвижка 12, 14 – прокладки компенсатор двухлинзовый а б 80 А А 7 8 9 Залить цементным раствором Направление движения транспорта Б Б 11 10 Битумная эмаль Битумная эмаль ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Поэтому для предотвращения разрушения газопровода от температурных условий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы – линзовые, лирообразные и П-образные. Наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы (см. риса. Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций. 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 в зимнее время компенсатор необходимо немного растянуть, а в летнее – сжать стяжными тяга- ми. 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. Ввиду того, что в колодцах очень часто находится вода, гайки и стяжные болты ржавеют, поэтому работа сними затрудняется. В отдельных случаях оставляют стяжные болты на линзовых компенсаторах, не свертывая гайки, линзовый компенсатор перестает выполнять свою функцию, поэтому новые конструкции компенсаторов не предусматривают стяжных болтов. При ремонтах применяют струбцину для сжатия компенсаторов. Для того чтобы компенсатор лучше работал, при установке целесообразно подвергать его предварительной растяжке или сжатию в зависимости от температуры и условий эксплуатации газопровода. После монтажа стяжные болты компенсатора должны быть отпущены. Существуют компенсаторы, выполненные из гнутых, обычно цельнотянутых труб (П-образные и лирообразные. Основной недостаток таких компенсаторов – большие габариты. Это ограничивает их применение на трубопроводах больших диаметров. Резинотканевые компенсаторы (см. рис. 3, б) способны воспринимать деформации не только в продольном, но ив поперечном направлениях, что позволяет использовать их для газопроводов, прокладываемых на территориях горных выработок ив сейсмоопасных районах ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» приемка и ввод газопроводов в эксплуатацию Испытание газопроводов на герметичность.Наружные и внутренние газопроводы после строительства или ремонта испытывают на герметичность воздухом. Для испытания газопроводов следует разделить их на отдельные участки, ограниченные запорными устройствами перед газоиспользующим оборудованием, с учетом допускаемого перепада давления для данного типа оборудования. Все сварные стыки стальных газопроводов должны быть заизолированы. Испытание газопроводов на герметичность производят после засыпки траншеи и выравнивания температуры воздуха в газопроводе и температуры грунта, окружающего газопровод. Такое испытание производится строительно-монтажной организацией в присутствии представителя газового хозяйства. До начала испытаний на герметичность газопроводы необходимо выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры грунта и температуры воздуха в газопроводе. Испытание на герметичность производится путем нагнетания в газопровод воздуха и создания в нем необходимого испытательного давления. Время выдержки под давлением и значение испытательного давления стальных подземных газопроводов определяется СНиП (табл. Таблица Продолжительность испытания газопроводов и значение испытательного давления Рабочее давление газа, МПа Вид изоляционного материала Испыта- тельное давление, МПа Продолжи- тельность испытания, ч До Независимо от вида изоляционного покрытия 24 0,005 до Полимерная липкая лента, битумная мастика 24 0,3 до Тоже до Независимо от вида изоляционного покрытия 24 Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Рабочее давление газа, МПа Вид изоляционного материала Испыта- тельное давление, МПа Продолжи- тельность испытания, ч до 1,6 для СУГ То же Газовые вводы допри их раздельном строительстве с распределительным газопроводом То же Для проведения испытаний необходимо применять манометры класса точности 0,15. Допускается также применение манометров класса точности 0,4 и 0,6. При испытательном давлении до 0,001 МПа необходимо применять образные жидкостные манометры. Результаты испытаний на герметичность считаются положительными, если за время испытания нет видимого падения давления на газопроводе по манометру класса точности 0,6, а по манометрам класса точности 0,15 и 0,4, а также по жидкостному манометру падение давления не превышает одного деления шкалы. Нормы испытаний приведены в табл. Таблица Нормы испытания подземных газопроводов, оборудования ГРП и внутренних газопроводов Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Продолжительность испытания Полиэтиленовые газопроводы До 0,005 0,3 24 ч до 0,3 0,6 0,3 до 0,6 Надземные газопроводы До 0,005 0,3 1 ч до 0,3 0,45 0,3 до 0,6 0,75 0,6 до 1,2 1,5 1,2 до 1,6 (для СУГ) 2,0 О кон чан и е табл ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» Рабочее давление газа, МПа Испытательное давление, МПа Продолжительность испытания Газопроводы и оборудование ГРП До 0,005 0,3 12 ч до 0,3 0,45 0,3 до 0,6 0,75 0,6 до 1,2 Газопроводы внутри зданий, газопроводы и оборудование ГРУ До 0,003 0,01 5 мин Ввод газопроводов в эксплуатацию Допуска газа в газопроводы необходимо осмотреть газовые сети и ГРП и проверить исправность всего оборудования. Во многих газовых хозяйствах допуска газапроизводится контрольная опрессовка газопроводов. Подземные газопроводы всех давлений подвергаются контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа, при этом падение давления не должно превышать 10 даПа зач. Контрольной опрессовке подвергаются также газопроводы и оборудование ГРП. Опрессовка производится давлением 0,01 МПа, падение давления не должно превышать даПа за 1 ч. Газопроводы припуске газа должны продуваться газом до вытеснения всего воздуха. Окончание продувки определяют путем анализа или сжигания отбираемых проб, при этом объемная доля кислорода в пробе газа не должна превышать 1 % по объему, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков. При необходимости освобождения от газа газопроводы должны продуваться воздухом или инертным газом до полного вытеснения газа. Окончание продувки определяется путем анализа, при этом остаточная объемная доля газа в продуваемом воздухе не должна превышать 20 % нижнего предела воспламеняемости. Вовремя продувки газопроводов газовоздушная смесь должна выпускаться в места, где исключена возможность попадания ее в здания, а также воспламенения от огня. О кон чан и е табл ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» техническое обслуживание газопроводов Работы, выполняемые в загазованной среде, или работы, при которых возможен выход газа из газопроводов и агрегатов, называются газоопасными. На выполнение газоопасных работ должны выдаваться наряды установленной формы. При выполнении работ в колодцах, котлованах и других подземных сооружениях и закрытых помещениях работающие должны быть в противогазах и спасательных поясах. Обувь должна быть без подковок и гвоздей или на нее надевают галоши. Инструменты, применяемые при выполнении газоопасных работ, не должны давать искры. В состав технического обслуживания входят следующие работы контроль за техническим состоянием, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности газопроводов, газоиспользующих установок и газовых приборов. Наблюдение за состоянием наружных газопроводов и сооружений на них проводится путем систематического обхода трасс газопровода. Обход трасс газопровода в городах и населенных пунктах должен производиться в сроки, предусмотренные Правилами безопасности в газовом хозяйстве. Объем и сроки выполнения работ по обходу трасс газопроводов устанавливаются календарным графиком, утвержденным главным инженером предприятия газового хозяйства. При определении периодичности обхода газопроводов учитывают конкретные местные условия их эксплуатации и прежде всего техническое состояние газопроводов, продолжительность эксплуатации, давление газа, коррозионные условия, наличие средств электрозащиты и др. Сроки обхода газопроводов периодически пересматривают с учетом изменения условий их эксплуатации и накопленного опыта. Обход трасс подземных газопроводов должен осуществляться бригадой обходчиков. При обходе трасс газопроводов выполняют следующие работы: систематическая проверка на загазованность колодцев, подвалов, подземных сооружений, контрольных трубок, выявление утечек газа по внешним признакам, контроль состояния настенных указателей; удаление из коверов воды, снега, льда и грязи; проверка конденсатосборников, удаление воды и конденсата из них; наблюдение за дорожными и строительными работами, производимыми вблизи трассы газопроводов ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис» При обходе газопроводов производят внешний осмотр трасс для определения признаков утечек газа. При значительных утечках из газопроводов газ выходит на поверхность с шипением, а в лужах образуются пузыри. Если трасса покрыта снегом, тона нем при утечках газа могут быть бурые пятна, летом при утечках газа желтеет трава. Кроме газовых колодцев проверяют контрольные трубки, колодцы других сооружений, камеры теплосети и подвалы здании, расположенные на расстоянии дом по обе стороны от оси газопровода. В случае обнаружения газа в каком-либо сооружении должны быть осмотрены подвалы домов, первые этажи безподвальных зданий и другие сооружения в радиусе дом от места обнаружения газа. Наличие газа в подвалах, коллекторах, шахтах, колодцах и других подземных сооружениях должно проверяться газоанализатором. Анализ воздуха в подвальных помещениях производят с помощью газоанализатора взрывозащитного типа. Если в газовых колодцах или других сооружениях обнаружена утечка газа, то эти сооружения необходимо срочно проветрить и сообщить об утечке газа в соответствующую службу. Особую осторожность необходимо проявлять при обнаружении газа в подвалах зданий. При этом проводят следующие мероприятия: проветривают подвалы и сообщают в аварийную службу о проникновении в них газа; определяют наличие газа в воздухе квартир верхних этажей и при необходимости проветривают эти квартиры; устанавливают наблюдение за изменением концентрации газа в подвале; предупреждают людей, находящихся в квартирах верхних этажей, о недопустимости пользования источниками искрообразова- ния. При обнаружении утечки газа в подвале здания при загазованности и более необходимо срочно принять меры к эвакуации людей из помещения; принимают меры к отысканию и устранению утечки газа. Установленная в газовых колодцах арматура не реже одного раза в год должна тщательно осматриваться и проверяться. При этом очищают колодцы и арматуру от грязи и налетов коррозии проверяют шпиндели, сальники задвижек и состояние компенсаторов, исправность приводного устройства, герметичность соединений задвижки и компенсатора с помощью мыльной эмульсии спусковые скобы и крышки колодца наличие привязочных знаков окрашивают задвижки, компенсаторы и газопроводы. При обходе трасс газопровода удаляют лед, снег, воду и грязь с поверхности, а также с внутренней части коверов. Вовремя ремонта дорожного покрытия необходимо следить за сохранностью |