Газовая запорная арматура ее виды

Газовая арматура и оборудование предназначены для применения на трубопроводах систем транспортировки и снабжения, а также распределения голубого топлива. При помощи этих устройств и механизмов осуществляют включение и отключение подачи, изменение количества, направления или давления газового потока. Вся арматура характеризуется следующими главными параметрами:

• номинальным (условным) давлением;
• номинальным диаметром (условным проходом).

Под первой характеристикой понимают максимальное давление при температуре 20 °С, обеспечивающее длительную службу различных соединений арматуры (оборудования) и трубопровода. Под условным проходом (Ду или DN) понимают характеристику, используемую в трубопроводных системах, сетях в качестве параметра соединяемых частей.

По назначению арматуру для газовых систем делят на нижеследующие виды:

• Арматура запорная – для периодических отключений аппаратуры и приборов, а также отдельных участков газового трубопровода от других его частей. В этом качестве используют вентили, краны и задвижки.
• Регулирующая – для изменения и поддержания давления в заданных пределах. К ней относят заслонки, шибера и тому подобное.
• Предохранительная – используется для предупреждения повышения газового давления сверх допустимого значения. Это сбросной предохранительный клапан.
• Отсечная и аварийная – для быстрого автоматического отключения различных газовых аппаратов, приборов, а также трубопроводов, где нарушен заданный режим их работы. Например запорно-предохранительный клапан.
• Обратного действия – предотвращает движение газового потока в обратном направлении.
• Конденсатоотводящая – автоматически удаляет конденсат, накапливающийся в конденсатосборниках и нижних точках трубопроводных сетей.

Производят арматуру из различных материалов. По тому из чего изготовлен корпус обозначают следующим образом:

• из стали:
  • углеродистой – с;
  • нержавеющей – нж;
  • легированной – лс;
• чугуна:
  • серого – ч;
  • ковкого – кч;
• бронзы, латуни – Б;
• пластмассы (за исключением винипласта) – п;
• винипласта – вп.

Существуют следующие способы присоединения:

• С помощью фланцев – применяется для арматуры, условный проход которой более 50 мм. Присоединение к емкости или трубопроводу производят с помощью фланцев. Главное преимущество – возможность многократных установок и демонтажа, а также большая прочность, надежность и применяемость для очень широкого диапазона проходов и давлений. Недостатки: большие масса и габариты, со временем не исключена возможность ослабления затяжки с последующей потерей герметичности.
• Муфтовое соединение – для оборудования с проходом 65 мм и меньше. Подсоединение осуществляют с помощью муфт, имеющих внутреннюю резьбу, используют шестигранный ключ.
• Цапковое с наружной резьбой. Аппарат (например, кран) ввинчивается с помощью резьбы непосредственно в корпус другого прибора или устройства.
• Посредством сварки – используется редко, неразборный вид соединения. Преимущества – надежная и полная герметичность, минимум обслуживания. К недостаткам относят повышенную сложность замены и монтажа арматуры.
• Ниппельное – присоединение к емкости или трубопроводу производят при помощи ниппеля.
• Штуцерное – с помощью штуцера.
• Стяжное – выходной и входной патрубки соединяют с трубопроводными фланцами посредством шпилек с гайками, расположенных вдоль корпуса оборудования или арматуры.

Запорная арматура газовая является наиболее распространенным оборудованием газовых систем, среди которого чаще всего используются задвижки.

 Они широко применяются для перекрытия газового потока в трубопроводах с диаметрами номинальных (условных) проходов 50–2000 мм, где рабочее давление составляет 0,1–20 МПа.

В задвижке перекрытие прохода производится перемещением запорного устройства в направлении, которое перпендикулярно оси газового потока. По устройству запоров эта аппаратура делится на:

• Клиновые задвижки – с клиновым затвором, имеющем уплотнительные поверхности, находящиеся по отношению друг к другу под определенным углом. Могут быть с шарнирным затвором, который состоит из 2-х дисков, и сплошным (клином).
• Параллельные – затвор состоит из 2-х дисков или половин, между которыми находится распорный клин.

Преимущества задвижек перед остальной запорной арматурой:

• незначительное сопротивление потоку в полностью открытом положении;
• отсутствие поворотов газовой среды;
• относительно малая строительная длина;
• простота обслуживания;
• возможность подачи газа в любом направлении.

Краны и вентиля – арматура, служащая для быстрого подключения или отключения аппарата, прибора или трубопровода, а также регулирования расхода голубого топлива через газопровод. По форме затвора различают:

• шаровые;
• цилиндрические;
• конусные.

Достоинства кранов и вентилей: многоцелевое назначение, малая высота и длина, могут обеспечивать полный проход газа.

Заслонка – эту арматуру относят к запорно-регулирующему оборудованию, с помощью которого регулируют расход газа и производят прекращение его подачи в трубопроводе.

Состоит из корпуса (как правило стального или чугунного), запорного органа, представляющего собой диск, приводного вала и уплотнительных элементов.

Применяют заслонки в обширном диапазоне температур и давлений рабочей среды (если требования к герметичности запирающего органа предъявляются невысокие). Их выпускают серийно для трубопроводов, где условный проход 50–2400 мм и больше. Достоинства заслонок:

• простая конструкция;
• небольшая металлоемкость и масса;
• малая строительная длина;
• число элементов минимально;
• низкая стоимость.

Перечисленные преимущества очевидны тем больше, чем выше диаметр условного прохода.

При выборе арматуры для газовых систем следует учитывать химические и физические свойства материалов, использованных при ее изготовлении.

 Природный газ никак не воздействует на любые черные металлы, благодаря этому оборудование для газовых систем может быть чугунным и стальным.

У чугунной арматуры более низкие, чем у стальной, механические свойства и поэтому она может использоваться при давлениях газа, которые не превышают значение в 1,6 МПа.

В сжиженных или природных газах в ряде случаев присутствует сероводород, который может оказывать негативное воздействие на бронзу и остальные медные сплавы.

Из-за этого не рекомендуется применять на газопроводах оборудование с уплотнительными бронзовыми кольцевыми вставками.

Вместе с тем надо учитывать, что когда уплотнительные поверхности затвора и седла арматуры изготовлены из черных металлов (то есть без использования вставных колец из цветных металлов либо из нержавеющей стали), то они корродируют и быстро изнашиваются.

При существующих нормах предельного уровня содержания сероводорода (на 100 м3 газа – 2 г) голубое топливо практически никак не воздействует на сплавы из меди.

В связи с этим арматура, предназначенная для внутренних домовых газовых оборудования и сетей, может изготавливаться из медных сплавов.

Арматура, которая отличается особой надежностью, должна использоваться с вставными уплотнительными кольцами, изготовленными из нержавеющей стали.

Задвижки для газопроводов — Искра Газ

11 мая 2016 г.

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.

Классификация газовой арматуры. 

По назначению существующие виды газовой арматуры подразделяются:

• на запорную арматуру — для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;
• предохранительную арматуру — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов;
• арматуру обратного действия — для предотвращения движения газа в обратном направлении;
• аварийную и отсечную арматуру — для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.

При выборе газового оборудования и арматуры необходимо руководствоваться действующими ГОСТ и СП.

Ценные сведения содержатся в материалах научно-исследова- тельекого центра промышленного газового оборудования «Газовик» (НИЦ ПГО «Газовик»), который занимается сбором, анализом, проверкой достоверности информации о степени качества, надежности, конкурентоспособности и безопасности продукции промышленного газового оборудования.

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 (таблица ниже).

Условные обозначения вида арматуры

Вид арматуры	Обозначение вида	Вид арматуры	Обозначение вида
Краны для трубопроводов	11	Клапаны обратные поворотные	19
Вентили запорные	14 и 15	Клапанырегулирующие	25
Клапаны обратные подъемные	16	Задвижки запорные	30,31
Клапаныпредохранительные	17	Затворы	32

На втором — условное обозначение материала, из которого изготовлен корпус арматуры (таблица ниже).

Условные обозначения материалов корпуса арматуры

Материал корпуса	Обозначениематериала	Материал корпуса	Обозначениематериала
Сталь углеродистая	с	Латунь и бронза	б
Сталь кислотостойкая и нержавеющая	нж	Винипласт	вп
Чугун серый	ч	Сталь легированная	лс
Чугун ковкий	кч	Алюминий	а

На третьем — порядковый номер изделия. На четвертом — 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 ПбЮбк расшифровывается так:

11  — вид арматуры (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 отверстия для прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления.

В запорных устройствах поверхности затвора и седла, соприкасающиеся во время отключения частей газопровода, называют уплотнительными. В дроссельных устройствах поверхности затвора и седла, образующие регулируемый проход для газа, называют дроссельными.

Запорная арматура. 

К запорной арматуре относят 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.

В качестве запорной арматуры на газопроводах применяют задвижки, краны, вентили.

Наиболее распространенный вид запорной арматуры — задвижки (рисунок ниже), 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. 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.

Для газопроводов давлением до 0,6 МПа используют задвижки из серого чугуна, а для газопроводов давлением более 0,6 МПа — из стали.

Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми. У параллельных затворов уплотнительные поверхности расположены параллельно, между ними находится распорный клин.

Задвижки

а — параллельная с вьадвижным 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; J — маховик; 6 — сальник; 7 — буртик; 8 — шпиндель

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 неполностью открытым затвором диски истираются и приходят в негодность.

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, то на затворе не будет керосиновых пятен.

На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах (рисунок ниже) из сборного железобетона или красного кирпича. Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки при производстве ремонтных работ.

Устройство газовых колодцев

а — установка задвижки в колодце: 1 — футляр; 2 — задвижка; 3 — ковер; 4 — люк; 5 — линзовый компенсатор; 6 — газопровод; б -устройство малогабаритного колодца: 1 — отвод; 2 — кран; 3 — прокладка; 4 — стенка колодца

Колодцы имеют люки, которые легко открываются для осмотра и производства ремонтных работ. На проезжей части дороги люки устанавливают на уровне дорожного покрытия, а на незамощенных проездах — выше уровня земли на 5 см с устройством вокруг люков отмостки диаметром 1 м. Там, где возможно, рекомендуется управление задвижкой вывести под ковер.

В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми. Эффективное средство против проникновения грунтовых вод — гидроизоляция стенок колодцев. На случай проникновения воды в колодцах устраивают специальные приямки для ее сбора и удаления.

• В кранах с принудительной смазкой (рисунок ниже) герметизация достигается за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной консистентной смазки под давлением.
• Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчиванием болта нагнетается по каналам в зазор между корпусом и пробкой.
• Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор и обеспечивая легкость поворота, шариковый клапан и латунная прокладка предотвращают выдавливание смазки и проникновение газа наружу.

Чугунный кран со смазкой под давлением

1 — каналы; 2 — основание пробки; 3 — болт; 4 — шариковый клапан; 5 — прокладка

Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяют на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внутриобъектовых 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.

Конденсатосборники. 

Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружают конденсатосборники (рисунок ниже).

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 зависимости от влажности транспортируемого газа конденсатосборники могут быть большей емкости — для влажного газа и меньшей — для сухого газа. В зависимости от величины давления газа их разделяют на конденсатосборники низкого, среднего и высокого давлений.

Конденсатосборник низкого давления 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.

Конденсатосборники среднего и высокого давлений 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.

Компенсаторы. 

В процессе эксплуатации газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа.

Поэтому для предотвращения разрушения газопровода от температурных воздействий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые, лирообразные и П-образные.

На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы (рисунок ниже).

Линзовый компенсатор

1 — патрубок; 2 — фланец; 3 — рубашка; 4 — полулинза; 5 — ребро; 6 — лапа; 7 — гайка; 8 — тяга

Линзовые компенсаторы изготавливают 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, а в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги надо снять. Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими устройствами обеспечивают возможность свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокладок (рисунок ниже).

  Самовольное подключение газа

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 водогазопроводная усиленная; 10 — фланец приварной; 11 — задвижка; 12, 14 — прокладки; 13 — компенсатор двухлинзовый

Ввиду того что в колодцах очень часто находится вода, гайки и стяжные болты ржавеют, поэтому работа с ними затрудняется, а в отдельных случаях эксплуатационный персонал оставляет 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.

В связи с тем что компенсаторы выполнены из тонкостенной стали толщиной 3-5 мм, они не могут быть равнопрочны трубе. Ограниченность давления — основной недостаток линзовых компенсаторов. Для увеличения допустимого давления компенсаторы изготовляются из более прочной стали, с большим количеством волн, но меньшей высоты.

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. В практике газоснабжения гнутые компенсаторы распространения не получили и совершенно не применяются в качестве монтажных компенсаторов при установке задвижек.

Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы (рисунок выше). 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 сейсмоопасных районах.

Источник:

Какая запорная арматура для трубопроводов есть на рынке и какую лучше использовать

Газовая арматура и оборудование

• 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;

1. — предохранительную — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов;
2. — арматуру обратного действия — для предотвращения движения газа в обратном направлении;
3. — 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:

1. а — параллельная с выдвижным шпинделем: 1 — корпус, 2 — запорные диски,
2. 3 — клин, 4 ~ шпиндель, 5 — сальниковая набивка, 6 — маховик,
3. 7 — уплотняющие поверхности корпуса; б — клиновая с невыдвижным шпинделем:
4. 1 — клин, 2 — крышка, 3 — втулка, 4 — гайка, 5 — маховик,
5. 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. 1 — корпус, 2 — трубка, 3 — подушка под ковер железобетонная, 4 — муфта,
2. 5 — пробка, 6 — прокладка, 7 — продувочный патрубок, 8 — кожух,
3. 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.