Газовая арматура и оборудование: разновидности особенности выбора

Газовая арматура и оборудование: разновидности + особенности выбора Газопровод представляет собой инженерную конструкцию, каждый элемент и узел которой решает важную определенную функциональную задачу и отвечает за безопасность, качество и бесперебойность функционирования сети. Разнообразные газовая арматура и оборудование различаются по сложности исполнения, по материалу изготовления, по назначению и по видам.

Арматура для газопроводов — это обширный класс приспособлений и устройств, которые монтируются на газопроводах, а также на приборах. С их помощью осуществляются отключение/включение, изменение направления, количества, давления газового потока или полное удаление газов. Широкий ассортимент этих деталей классифицирован, благодаря чему можно достаточно легко разобраться с вопросом классификации газовой арматуры.

Давайте вместе разберемся во всем многообразии арматуры для газовых трубопроводов и особенностях ее выбора.

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).

Классификация арматуры для газопроводов

Все существующие разновидности газовой арматуры, в зависимости от ее назначения, можно разделить на:

• запорную. Арматура, применяющаяся для периодических отключений отдельных участков газопровода, приборов, аппаратуры. К этому виду относятся газовые краны, вентили задвижки;
• предохранительную. Служащую для предупреждения риска повышения давления газа больше установленных норм. К этой разновидности арматуры относится сбросной предохранительный клапан;
• регулирующую. Предназначенную для изменения и поддержания в заданных пределах давления. Это заслонки, шибера и пр.;
• обратного действия. Для предотвращения изменения направления движения газа;
• аварийную и отсечную. Для быстрого автопрекращения движения газа по направлению к аварийному участку в случае нарушения заданного режима. К этой разновидности относится запорно-предохранительный клапан;
• конденсатоотводящую. Ту, которая удаляет в автоматическом режиме конденсат, накапливающийся в конденсато-сборниках и на нижних участках трубопроводных сетей;
• контрольную. Определяет давление проходимой массы, температуру и пр.

По способу управления арматура может быть двух типов: управляемая и автоматическая. Первая приводится в действие ручными манипуляциями или при помощи привода: пневматического, гидравлического, электромагнитного, электрического.

Процесс управления вручную отличается приложением больших усилий и потерей времени. Гораздо чаще устанавливается привод и сохраняется возможность аварийного управления на случай возникновения аварий. А вторая действует при помощи устройств автосрабатывания.

Фланцевое соединение газопроводов используется на переходах с подводного или подземного участка на наземный. Такой тип соединений помогает в борьбе с электрохимической коррозией

По способу подсоединения оборудование и любая арматура для систем газоснабжения бывают:

• фланцевые — применяющиеся для арматуры с проходом для среды больше 50 мм. Присоединение к трубам осуществляется посредством свинчивания фланцев. Основное преимущество такого соединения — возможность многократных переустановок, большая прочность и надежность. Также можно отметить универсальную применяемость. В качестве недостатка выделяют только большую массу и крупные габариты таких деталей;
• муфтовые — используются для присоединения оборудования имеющего проход 65 мм и меньше. Подсоединение производится при помощи муфт с резьбой расположенной изнутри. Недостаток муфтовых соединений в том, что резьба постепенно стирается;
• цапковые с нарезанной наружной резьбой. Одно устройство ввинчивается при помощи резьбы в другое устройство;
• сварочные — это редко применяющиеся на сегодняшний день неразборные соединения. Плюсы этого способа — надежная герметичность и сведение к минимуму обслуживающих мероприятий. К недостаткам можно отнести возникающую при необходимости ремонта сложность демонтажа соединения, когда участок газопровода просто срезается;
• ниппельные — присоединение арматуры производится при помощи ниппеля;
• стяжные — патрубки соединяются с фланцами труб шпильками с гайками, которые располагаются вдоль арматуры;
• штуцерные — присоединение арматуры производится при помощи штуцера, накидной гайки и уплотнительных колец. Это надежный метод соединения с возможностью демонтажа.

Кроме перечисленных выше, существуют и другие способы соединения газовой арматуры, но используются они, не так часто.

Фильтр газовый фланцевый необходим для очистки газовой среды от пыли и примесей, благодаря чему повышается срок эксплуатации и надежность функционирования газовых приборов

Также не стоит забывать, что от качества выполненного соединения будет зависеть функциональность трубопровода и надежность всей газораспределительной системы.

Условные обозначения вида арматуры

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

Условные обозначения газовой арматуры

Применяющаяся в газовом хозяйстве арматура стандартизована. На каждой детали стоит обязательно шифр, состоящий из 4 частей.

Первые 2 цифры шифра — это вид арматуры:

• 11 — краны для трубопроводов;
• 14,15 — запорные вентили;
• 16 — обратные подъемные клапаны;
• 17 — клапаны предохранительные;
• 19 — обратные поворотные клапаны;
• 25 — регулирующие клапаны;
• 30, 31 — запорные задвижки;
• 32 — затворы.

На втором месте в шифре стоит условное обозначение материала изготовления корпуса: углеродистая сталь — с, кислото стойкая нержавеющая сталь -нж, серый чугун — ч, чугун ковкий — кч, бронза, латунь — бр, винипласт — вп, легированная сталь — лс, алюминий — а.

Задвижка газовая из чугуна гораздо меньше подвергается коррозии, но она более хрупкая, чем аналогичное устройство изготовленное из стали

На третьем месте в шифре стоит порядковый номер детали. На четвертом находится обозначение материала, из которого сделаны уплотнительные кольца: бронза или латунь — б, нержавеющая сталь — нж, резина — р, эбонит — э, баббит — бт, кольца уплотнительные отсутствуют — бк.

Условные обозначения материалов корпуса арматуры

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.

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;

— предохранительную — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов;

— арматуру обратного действия — для предотвращения движения газа в обратном направлении;

— аварийную и отсечную — для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.

Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандартизирована. По принятому условному обозначению шифр каждого изделия арматуры состоит из четырех частей.

На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры (табл. 5.17). На втором — условное обозначение материала, из которого изготовлен корпус арматуры (табл. 5.18). На третьем — указывается порядковый номер изделия. На четвертом месте — условное обозначение материала уплотнительных колец: Б — бронза или латунь; нж — нержавеющая сталь; р — резина; э — эбонит; бт — баббит; бк — в корпусе и на затворе нет специальных уплотнительных колец.

Например, обозначение крана типа 11Б10бк можно расшифровать так: 11 —видарматуры (кран), Б —материал корпуса (латунь), 10 —порядковый номер изделия, бк — тип уплотнения (без колец).

Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления.

Запорная арматура. Кзапорной арматуре относятся различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое гидравлическое сопротивление. [8]

Таблица 5.17

Условные обозначения видов арматуры

Таблица 5.18

Условные обозначения материалов корпуса

При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов важное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы.

Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа рекомендуется оснащать кранами конусными натяжными. На наружных и внутренних газопроводах природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 0,6 МПа рекомендуется применять краны конусные сальниковые, краны шаровые, задвижки и вентили.

На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.

За температуру эксплуатации запорной арматуры принимается температура, до которой может охладиться газопровод при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП 23-01-99*

Запорная арматура из чугуна может применяться при температуре эксплуатации не ниже минус 35 °С, из углеродной стали — не ниже минус 40°С, а из легированных сталей и сплавов на основе меди без ограничения по температуре.

Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются задвижки (рис. 5.10), в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением шпинделя. Шпиндель может быть выдвижным или невыдвижным. Невыдвижной шпиндель при вращении маховика помещается вокруг своей оси вместе с маховиком. В зависимости от того, в какую сторону вращается маховик, нарезная втулка затвора перемещается по резьбе на нижней части шпинделя вниз или вверх и соответственно опускает или поднимает затвор задвижки, Задвижки с выдвижным шпинделем обеспечивают перемещение шпинделя и связанного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, закрепленной в центре маховика. [8]

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

Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми. У параллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно, между ними находится распорный клин: при закрытии задвижки клин упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплотнительными поверхностями создают необходимую плотность. В клиновых затворах боковые поверхности затвора расположены не параллельно, а наклонно. Причем эти задвижки могут быть со сплошным затвором и затвором, состоящим из двух дисков. На подземных газопроводах целесообразно устанавливать параллельные задвижки.

Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отключения, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки загрязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек с не полностью открытым затвором диски истираются и приходят в негодность.

На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича.

Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки при производстве ремонтных работ.

Рис. 5.10. Задвижки:

а — параллельная с выдвижным шпинделем: 1 — корпус, 2 — запорные диски,

3 — клин, 4 ~ шпиндель, 5 — сальниковая набивка, 6 — маховик,

7 — уплотняющие поверхности корпуса; б — клиновая с невыдвижным шпинделем:

1 — клин, 2 — крышка, 3 — втулка, 4 — гайка, 5 — маховик,

6 —сальник, 7— буртик, 8 — шпиндель

В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми.

Удобнее обслуживать краны (рис. 5.11) с принудительной смазкой. Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной консистентной смазки под давлением. Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчиванием болта 1 нагнетается по каналам 4 в зазор между корпусом и пробкой. Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор и обеспечивая легкость поворота. Шариковый клапан 2 и латунная прокладка 3 предотвращают выдавливание смазки и проникновение газа наружу.

Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внутри объектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и продувочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы).

В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой.

Гидравлические затворы (рис. 5.12.) являются простым и плотным запорным устройством для подземных газопроводов низкого давления.

Рис. 5. 11. Чугунный кран со смазкой под давлением:

I — болт, 2 — шариковый клапан, 3 — про/сладка, 4 — каналы,

5 — основание пробки

Преимущества гидрозатвора: отсутствие необходимости в сооружении колодца, надежность и плотность отключения, возможность использования в качестве сборников конденсата.

Как видно из рис. 5.12, через верхнюю часть горшка проходит трубка диаметром 25 мм; нижняя часть трубки скошена для увеличения ее площади и предотвращения засорения. В гидравлических затворах высота столба воды должна быть на 200 мм больше, чем максимальное рабочее давление газа

Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают и заливают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой зависит от давления газа. Уровень воды в гидравлическом затворе замеряют металлическим прутиком, опущенным через трубку. Для возобновления подачи газа жидкость из гидрозатвора удаляют ручным насосом или приводным насосом.

В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установлена дополнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к которой приварен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды проходит через продувочный стояк. Трубку выводят под ковер и закрывают дюймовой пробкой. Подключение плечей гидрозатвора на разных уровнях обеспечивает одновременное отключение газопровода и продувку газа. В этом случае достаточно залить водой только нижнюю часть горшка и вывернуть пробку для продувки газа.

Рис. 5.12. Гидравлические затворы:

1 — корпус, 2 — трубка, 3 — подушка под ковер железобетонная, 4 — муфта,

5 — пробка, 6 — прокладка, 7 — продувочный патрубок, 8 — кожух,

9 — внутренняя трубка, 10 — газопровод, 1] — электрод заземления

На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками. Их конструкция исключает возможность заедания шара-пробки в гнезде корпуса. Уплотнительный контакт сохраняется по окружности вокруг прохода в случаях неизбежной технологической разности углов корпуса и пробки за счет разности давлений. Пробка и корпус крана благодаря сферической форме имеют меньшие габаритные размеры и массу, а также большую прочность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их менее трудоемко.

Конструкция шарового крана с ручным приводом типа КЩ приведена на рис. 5.13Такой кран размещается в корпусе 1 и имеет поворотный затвор 2, уплотняемый двумя седлами 3. Поворот затвора осуществляется с помощью шпинделя 4. Шпиндель уплотняется резиновыми кольцами 7 и 8. Поворот шпинделя 4 с затвором 2 осуществляется рукояткой 6. Корпус 1 с обеих сторон закрывается фланцами 5 и 11, уплотняемыми резиновыми кольцами 9. Соединение фланцев с корпусом обеспечивается болтами Ю. Уплотнения. крана обеспечиваются уплотнительными кольцами, изготовленными из фторопласта-4, полиэтилена, капрона и др.

Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления среды на пробку крана. Наибольшее распространение имеет шаровой кран с плавающей пробкой. Давление в нем может создаваться вследствие разности давлений до и после затвора, а также с помощью затяжки крышки натяжными болтами.

Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление на уплотнительные кольца частично воспринимается подшипниками.

Конденсатосборники.

Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто обнаруживаются вода и конденсат.

Рис. 5.13. Шаровой кран с ручным приводом для трубопроводов небольших диаметров

В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах обнаруживается вода, оставшаяся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружаются конденсатосборники (рис. 5.14).

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

Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа.

Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гидравлических затворов в условиях низких температур представляет определенные трудности.

Конденсатосборники среднего и высокого давления по конструкции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления.

Рис. 5.14. Конденсатосборники:

а — высокого давления, б — низкого давления; 1 — кожух, 2 — внутренняя трубка, 3 — контакт, 4 — контргайка, 5 — кран, 6 — ковер, 7 — пробка, 8 — подушка под ковер железобетонная, 9 — электрод заземления, 10 — корпус конденсатосборника, 11 — газопровод, 12 — прокладка, 13 — муфта, 14 — стояк

В них имеется дополнительная защитная трубка, а также кран на внутреннем стояке. Отверстие в верхней части стояка служит для выравнивания давления газа в стояке и футляре. Если бы отверстия не было, то конденсат под давлением газа постоянно заполнял бы стояк, что при пониженных температурах вызывает замерзание конденсата и разрыв стояков.

Под действием давления газа происходит автоматическая откачка конденсата.

При закрытом кране газ оказывает противодействие на конденсат, который под действием своей массы опускается вниз. При открывании крана противодействие прекращается и конденсат выходит на поверхность. Чем больше давление газа, тем быстрее и лучше будет опорожняться конденсатосборник.

Компенсаторы.

Газопровод длиной в 1 км при нагревании на 1°С удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных напряжений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или растяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения. В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разрушения газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые, лиро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы (рис. 5.15).

Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций.

Рис.5.15. Линзовый компенсатор:

1 — патрубок, 2 — фланец, 3 — рубашка, 4-5 — ребро, 6 — лапа,

7 — гайка, 8 — тяга

Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампованных полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предотвращения засорения внутри компенсатора устанавливают направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопления и замерзания в них воды. При монтаже компенсатора в зимнее время его необходимо немного растянуть, в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги надо снять.

Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими видами запорных и регулирующих устройств обеспечивают возможность свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокладок.

Компенсаторы при наличии чугунной арматуры необходимо устанавливать в колодцах и на газопроводах, проложенных по мостам и эстакадам.

Лиро- и П-образные компенсаторы устанавливают в малогабаритных колодцах и наружных газопроводах.

Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы (рис. 5.16).

Рис. 5.16. Резинотканевый компенсатор

Они способны воспринимать деформации не только в продольном, но и в поперечном направлениях. Это позволяет использовать их для газопроводов, прокладываемых на территориях горных выработок, и в районах с явлениями сейсмичности.

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

Требования к выбору газовой арматуры.

При выборе газовой арматуры необходимо учитывать следующие свойства металлов и сплавов:

— природный газ не воздействует на черные металлы, поэтому газовая арматура может быть изготовлена из стали и чугуна;

— из-за более низких механических свойств чугунной арматуры она может применяться при давлениях не более 1,6 МПа;

— при выборе чугунной арматуры необходимо создать такие условия, чтобы ее фланцы не работали на изгиб;

— при существующих допустимых нормах содержания сероводорода в газе (2 г на каждые 100 м3) последний практически не воздействует на медные сплавы, поэтому арматура для внутридомового газового оборудования может быть из медных сплавов.

Классификация газовой арматуры. Поназначению существующие виды газовой арматуры подразделяются:

— на запорную — для периодических герметичных отключений отдельных участков газопровода, аппаратуры и приборов;

— предохранительную — для предупреждения возможности повышения давления газа сверх установленных пределов;

— арматуру обратного действия — для предотвращения движения газа в обратном направлении;

— аварийную и отсечную — для автоматического прекращения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.

Вся арматура, применяемая в газовом хозяйстве, стандартизирована. По принятому условному обозначению шифр каждого изделия арматуры состоит из четырех частей.

На первом месте стоит номер, обозначающий вид арматуры (табл. 5.17). На втором — условное обозначение материала, из которого изготовлен корпус арматуры (табл. 5.18). На третьем — указывается порядковый номер изделия. На четвертом месте — условное обозначение материала уплотнительных колец: Б — бронза или латунь; нж — нержавеющая сталь; р — резина; э — эбонит; бт — баббит; бк — в корпусе и на затворе нет специальных уплотнительных колец.

Например, обозначение крана типа 11Б10бк можно расшифровать так: 11 —видарматуры (кран), Б —материал корпуса (латунь), 10 —порядковый номер изделия, бк — тип уплотнения (без колец).

Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства. Эти устройства представляют собой закрытый крышкой корпус, внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса относительно его седел изменяет площадь прохода газа, что сопровождается изменением гидравлического сопротивления.

Запорная арматура. Кзапорной арматуре относятся различные устройства, предназначенные для герметичного отключения отдельных участков газопровода. Они должны обеспечивать герметичность отключения, быстроту открытия и закрытия, удобство в обслуживании и малое гидравлическое сопротивление. [8]

Таблица 5.17

Условные обозначения видов арматуры

Таблица 5.18

Условные обозначения материалов корпуса

При проектировании стальных и полиэтиленовых газопроводов важное значение имеет правильный выбор соответствующей арматуры. В качестве запорной арматуры на газопроводах применяются задвижки, краны, вентили, гидравлические затворы.

Наружные надземные и внутренние газопроводы природного газа и паровой фазы СУГ давлением до 0,005 МПа рекомендуется оснащать кранами конусными натяжными. На наружных и внутренних газопроводах природного газа давлением до 1,2 МПа, паровой и жидкой фазы СУГ давлением до 0,6 МПа рекомендуется применять краны конусные сальниковые, краны шаровые, задвижки и вентили.

На подземных газопроводах низкого давления, кроме прокладываемых в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на подрабатываемых и карстовых территориях в качестве запорных устройств допускается применять гидрозатворы.

За температуру эксплуатации запорной арматуры принимается температура, до которой может охладиться газопровод при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 по СНиП 23-01-99*

Запорная арматура из чугуна может применяться при температуре эксплуатации не ниже минус 35 °С, из углеродной стали — не ниже минус 40°С, а из легированных сталей и сплавов на основе меди без ограничения по температуре.

Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются задвижки (рис. 5.10), в которых поток газа или полное его прекращение регулируют изменением положения затвора вдоль уплотняющих поверхностей. Это достигается вращением шпинделя. Шпиндель может быть выдвижным или невыдвижным. Невыдвижной шпиндель при вращении маховика помещается вокруг своей оси вместе с маховиком. В зависимости от того, в какую сторону вращается маховик, нарезная втулка затвора перемещается по резьбе на нижней части шпинделя вниз или вверх и соответственно опускает или поднимает затвор задвижки, Задвижки с выдвижным шпинделем обеспечивают перемещение шпинделя и связанного с ним затвора путем вращения резьбовой втулки, закрепленной в центре маховика. [8]

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

Затворы задвижек могут быть параллельными и клиновыми. У параллельных уплотнительные поверхности расположены параллельно, между ними находится распорный клин: при закрытии задвижки клин упирается в дно задвижки и раздвигает диски, которые своими уплотнительными поверхностями создают необходимую плотность. В клиновых затворах боковые поверхности затвора расположены не параллельно, а наклонно. Причем эти задвижки могут быть со сплошным затвором и затвором, состоящим из двух дисков. На подземных газопроводах целесообразно устанавливать параллельные задвижки.

Однако задвижки не всегда обеспечивают герметичность отключения, так как часто уплотнительные поверхности и дно задвижки загрязняются. Кроме того, при эксплуатации задвижек с не полностью открытым затвором диски истираются и приходят в негодность.

На подземных газопроводах задвижки монтируют в специальных колодцах из сборного железобетона или красного кирпича.

Перекрытие колодца должно быть съемным для удобства его разборки при производстве ремонтных работ.

Рис. 5.10. Задвижки:

а — параллельная с выдвижным шпинделем: 1 — корпус, 2 — запорные диски,

3 — клин, 4 ~ шпиндель, 5 — сальниковая набивка, 6 — маховик,

7 — уплотняющие поверхности корпуса; б — клиновая с невыдвижным шпинделем:

1 — клин, 2 — крышка, 3 — втулка, 4 — гайка, 5 — маховик,

6 —сальник, 7— буртик, 8 — шпиндель

В местах пересечения газопроводами стенок колодца устанавливают футляры, которые для плотности заделывают битумом. Колодцы должны быть водонепроницаемыми.

Удобнее обслуживать краны (рис. 5.11) с принудительной смазкой. Герметизация в кране достигается за счет введения между уплотняющими поверхностями специальной консистентной смазки под давлением. Заправленная в пустотелый канал верхней части пробки смазка завинчиванием болта 1 нагнетается по каналам 4 в зазор между корпусом и пробкой. Пробка несколько приподнимается вверх, увеличивая зазор и обеспечивая легкость поворота. Шариковый клапан 2 и латунная прокладка 3 предотвращают выдавливание смазки и проникновение газа наружу.

Помимо кранов со смазкой применяют простые поворотные краны, которые подразделяются на натяжные, сальниковые и самоуплотняющиеся. Эти краны устанавливают на надземных и внутри объектовых газопроводах и вспомогательных линиях (импульсные и продувочные газопроводы, головки конденсатосборников, вводы).

В натяжных кранах взаимное прижатие уплотнительных поверхностей пробки и корпуса достигается навинчиванием натяжной гайки на резьбовой конец пробки, снабженный шайбой.

Гидравлические затворы (рис. 5.12.) являются простым и плотным запорным устройством для подземных газопроводов низкого давления.

Рис. 5. 11. Чугунный кран со смазкой под давлением:

I — болт, 2 — шариковый клапан, 3 — про/сладка, 4 — каналы,

5 — основание пробки

Преимущества гидрозатвора: отсутствие необходимости в сооружении колодца, надежность и плотность отключения, возможность использования в качестве сборников конденсата.

Как видно из рис. 5.12, через верхнюю часть горшка проходит трубка диаметром 25 мм; нижняя часть трубки скошена для увеличения ее площади и предотвращения засорения. В гидравлических затворах высота столба воды должна быть на 200 мм больше, чем максимальное рабочее давление газа

Для отключения подачи газа пробку на стояке отвертывают и заливают в затвор воду или другую жидкость, уровень которой зависит от давления газа. Уровень воды в гидравлическом затворе замеряют металлическим прутиком, опущенным через трубку. Для возобновления подачи газа жидкость из гидрозатвора удаляют ручным насосом или приводным насосом.

В гидрозатворе усовершенствованной конструкции установлена дополнительная продувочная трубка диаметром 40 мм, к которой приварен отвод диаметром 20 мм. Трубка для откачки воды проходит через продувочный стояк. Трубку выводят под ковер и закрывают дюймовой пробкой. Подключение плечей гидрозатвора на разных уровнях обеспечивает одновременное отключение газопровода и продувку газа. В этом случае достаточно залить водой только нижнюю часть горшка и вывернуть пробку для продувки газа.

Рис. 5.12. Гидравлические затворы:

1 — корпус, 2 — трубка, 3 — подушка под ковер железобетонная, 4 — муфта,

5 — пробка, 6 — прокладка, 7 — продувочный патрубок, 8 — кожух,

9 — внутренняя трубка, 10 — газопровод, 1] — электрод заземления

На газопроводах часто применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества кранов с коническими пробками. Их конструкция исключает возможность заедания шара-пробки в гнезде корпуса. Уплотнительный контакт сохраняется по окружности вокруг прохода в случаях неизбежной технологической разности углов корпуса и пробки за счет разности давлений. Пробка и корпус крана благодаря сферической форме имеют меньшие габаритные размеры и массу, а также большую прочность и жесткость. Шаровые краны менее чувствительны к неточностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их менее трудоемко.

Конструкция шарового крана с ручным приводом типа КЩ приведена на рис. 5.13Такой кран размещается в корпусе 1 и имеет поворотный затвор 2, уплотняемый двумя седлами 3. Поворот затвора осуществляется с помощью шпинделя 4. Шпиндель уплотняется резиновыми кольцами 7 и 8. Поворот шпинделя 4 с затвором 2 осуществляется рукояткой 6. Корпус 1 с обеих сторон закрывается фланцами 5 и 11, уплотняемыми резиновыми кольцами 9. Соединение фланцев с корпусом обеспечивается болтами Ю. Уплотнения. крана обеспечиваются уплотнительными кольцами, изготовленными из фторопласта-4, полиэтилена, капрона и др.

Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления среды на пробку крана. Наибольшее распространение имеет шаровой кран с плавающей пробкой. Давление в нем может создаваться вследствие разности давлений до и после затвора, а также с помощью затяжки крышки натяжными болтами.

Выпускают также краны с плавающими кольцами. В них давление на уплотнительные кольца частично воспринимается подшипниками.

Конденсатосборники.

Опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает, что в них часто обнаруживаются вода и конденсат.

Рис. 5.13. Шаровой кран с ручным приводом для трубопроводов небольших диаметров

В составе конденсата преобладает вода, которая выделяется из влажных газов при понижении их температуры. Помимо воды из газа конденсируются тяжелые углеводороды. Иногда в газопроводах обнаруживается вода, оставшаяся в них при производстве строительных работ. Для сбора и удаления конденсата и воды в низких точках газопроводов сооружаются конденсатосборники (рис. 5.14).

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

Конденсатосборник низкого давления представляет собой емкость, снабженную дюймовой трубкой. Как и у гидрозатвора, эта трубка выведена под ковер и заканчивается муфтой и пробкой. Через трубку удаляют конденсат, продувают газопровод и замеряют давление газа.

Эксплуатация конденсатосборников низкого давления и гидравлических затворов в условиях низких температур представляет определенные трудности.

Конденсатосборники среднего и высокого давления по конструкции несколько отличаются от конденсатосборников низкого давления.

Рис. 5.14. Конденсатосборники:

а — высокого давления, б — низкого давления; 1 — кожух, 2 — внутренняя трубка, 3 — контакт, 4 — контргайка, 5 — кран, 6 — ковер, 7 — пробка, 8 — подушка под ковер железобетонная, 9 — электрод заземления, 10 — корпус конденсатосборника, 11 — газопровод, 12 — прокладка, 13 — муфта, 14 — стояк

В них имеется дополнительная защитная трубка, а также кран на внутреннем стояке. Отверстие в верхней части стояка служит для выравнивания давления газа в стояке и футляре. Если бы отверстия не было, то конденсат под давлением газа постоянно заполнял бы стояк, что при пониженных температурах вызывает замерзание конденсата и разрыв стояков.

Под действием давления газа происходит автоматическая откачка конденсата.

При закрытом кране газ оказывает противодействие на конденсат, который под действием своей массы опускается вниз. При открывании крана противодействие прекращается и конденсат выходит на поверхность. Чем больше давление газа, тем быстрее и лучше будет опорожняться конденсатосборник.

Компенсаторы.

Газопровод длиной в 1 км при нагревании на 1°С удлиняется в среднем на 12 мм. Под действием температурных напряжений возникают усилия, которые могут привести к сжатию или растяжению газопроводов. Если газопровод не имеет возможности свободно изменять свою длину, то в стенках газопровода возникнут дополнительные напряжения. В процессе эксплуатации наземных газопроводов величина изменения температуры может достигать нескольких десятков градусов, что вызывает напряжения в несколько десятков МПа. Поэтому для предотвращения разрушения газопроводов от температурных усилий необходимо обеспечить его свободное перемещение. Устройствами, обеспечивающими свободное перемещение труб, являются компенсаторы — линзовые, лиро- и П-образные. На подземных газопроводах наибольшее распространение получили линзовые компенсаторы (рис. 5.15).

Компенсатор имеет волнистую поверхность, которая меняет свою длину в зависимости от температуры газопровода и предохраняет его от деформаций.

Рис.5.15. Линзовый компенсатор:

1 — патрубок, 2 — фланец, 3 — рубашка, 4-5 — ребро, 6 — лапа,

7 — гайка, 8 — тяга

Линзовые компенсаторы изготовляют сваркой из штампованных полулинз. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предотвращения засорения внутри компенсатора устанавливают направляющий патрубок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в направляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопления и замерзания в них воды. При монтаже компенсатора в зимнее время его необходимо немного растянуть, в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги надо снять.

Компенсаторы при установке их рядом с задвижками или другими видами запорных и регулирующих устройств обеспечивают возможность свободного демонтажа фланцевой арматуры и замены прокладок.

Компенсаторы при наличии чугунной арматуры необходимо устанавливать в колодцах и на газопроводах, проложенных по мостам и эстакадам.

Лиро- и П-образные компенсаторы устанавливают в малогабаритных колодцах и наружных газопроводах.

Большим достоинством обладают резинотканевые компенсаторы (рис. 5.16).

Рис. 5.16. Резинотканевый компенсатор

Они способны воспринимать деформации не только в продольном, но и в поперечном направлениях. Это позволяет использовать их для газопроводов, прокладываемых на территориях горных выработок, и в районах с явлениями сейсмичности.

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.

Виды отключающих приборов для газа

Арматура для газопроводов бывает: запорной, предохранительной, аварийной и обратного действия. Для отключения газа вручную используется первый вариант рассматриваемых устройств.

Их устанавливают на трубах, чтобы при необходимости быстро ее перекрыть и прекратить подачу метана либо пропана на том или ином участке газовой магистрали.

Отключающая арматура на газопроводах устанавливается в виде:

Каждый из этих вариантов предназначен для своего участка и типа трубопровода с газом. Например, на газопроводах низкого давления устанавливают задвижки, краны либо гидрозатворы, а на магистралях высокого давления – преимущественно только задвижки. А вентили вообще используются крайне редко.

Запорная арматура также разделяется на устройства:

• ручные;
• автоматические быстродействующие.

Первые обычно используются там, где скорость перекрытия трубы не слишком актуальна. А вторые с магнитным либо пневматическим приводом предназначены для быстрого закрытия газа при авариях и выявлении утечек.

Вариант #1 – клиновые задвижки

Наиболее распространенными отключающими устройствами в случае с газопроводами являются задвижки с затвором, который перемещается внутри них параллельно потоку рабочей среды. Состоят они из корпуса, крышки с вентилем, шпинделя и внутреннего клинообразного затвора.

Клиновые задвижки разделяются на два подвида:

1. С невыдвижным шпинделем.
2. С выдвижным шпинделем.

Первый вариант этих отключающих устройств предназначен для установки на подземных газопроводах в специальных колодцах. Он меньше по габаритам и обычно оснащается электроприводом для дистанционного управления потоком газа в магистрали.

Второй вариант более долговечен и прост в эксплуатации. Выдвижной шпиндель не подвергается воздействию рабочей среды и дольше служит. Плюс весь винтовой механизм в данном устройстве на виду и доступен для ремонта.

Среди достоинств задвижек:

• предельная простота устройства запорного прибора;
• низкое гидравлическое сопротивление;
• небольшие габариты по высоте и длине.

Главный их недостаток – снижение герметичности затвора при засорении и/или износе уплотнителей.

Если газопровод имеет рабочее давление до 6 кгс/см 2 , то клиновые задвижки на нем устанавливаются из серого чугуна. А если давление внутри более 6 кгс/см 2 , то применяются аналоги из стали или ковкого чугуна.

Вариант #2 – пробковые краны

Краны имеют внутри вращающуюся вокруг своей оси металлическую пробку, которая плотно притерта к гнезду. При открытии отключающего устройства ручкой на 90 0 относительно тока газа, пробка не препятствует его проход через арматуру, но при закрытии – полностью перекрывает трубу.

Пробковые краны изготавливаются из:

Для внутренних газопроводов и для отключения/включения газовых приборов рекомендуется брать латунные либо бронзовые краны. В силу высокой устойчивости к механическим воздействиям и повышенным антикоррозионным характеристикам они прослужат гораздо дольше остальных вариантов.

Если газопровод диаметром более 25 мм, то на него обычно устанавливают чугунные краны, так как они дешевле. А в системах с высоким давлением используются уже устройства из стали.

Среди достоинств отключающих кранов:

• небольшое гидравлическое сопротивление;
• малые габаритные размеры;
• возможность подключения электропривода для автоматизации;
• быстрота открытия/закрытия (достаточно повернуть на 90 0 ручку);
• простота устройства.

При этом данные краны отличаются низкой герметичностью в закрытом состоянии при высоком давлении газа в трубах. Плюс при плохой смазке пробка нередко «прикипает» к корпусу. И чтобы оторвать ее, приходится прикладывать серьезные усилия, что негативно сказывается на сроке службы арматуры.

По способу присоединения краны различают фланцевые, цапковые и резьбовые (муфтовые). Причем последние ГОСТами запрещено устанавливать на поземных газопроводах, так как они могут спровоцировать утечку газа.

Краны есть также шаровые. Они выпускаются в ДУ от 50 до 1400 и предназначены для магистральных трубопроводов. Во внутридомовых сетях их применяют редко в силу их дороговизны и более сложной конструкции.

Вариант #3 – гидрозатворы

В гидрозатворах в качестве запорного элемента используется обычная вода. Эта арматура предназначена для установки на подземных газопроводах низкого давления и исключительно ниже уровня промерзания грунта. Она отличается высокой надежностью, но достаточно сложна в обслуживании.

Гидрозатворы обычно устанавливают на отводах от центральной магистрали к какому-либо объекту и на вводах в здание. Они долговечны и очень надежны. Однако такая арматура позволяет лишь полностью перекрывать газ, а не регулировать его поток.

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.

На газопроводах диаметром до 100 мм при транспортировании осушенного газа устраивают малогабаритные колодцы (рисунок выше) с установкой арматуры в верхней части, что обеспечивает обслуживание арматуры с поверхности земли. В таких колодцах вместо задвижек устанавливают краны.

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.

Выбор газового оборудования и арматуры

Газовая арматура – различные приборы и устройства, смонтированные на газопроводе и аппаратах, с помощью которых осуществляется включение и отключение подачи газа, изменение давления, количества и направление газового потока газа, а так же сброс газа в атмосферу.
Запорная арматура – арматура для герметичных периодических отключений одних участков трубопровода от других, а также отключении аппаратуры или приборов. В качестве запорной арматуры используются краны, вентили и задвижки;

Регулирующая арматура – арматура для изменения давления и количества потока, протекающего по трубопроводам. В роли регулирующей арматуры используются различные заслонки, шибера и т.п.;

Предохранительная арматура – арматура для выпуска газа наружу при повышении давления сверх установленной величины. К ней относится предохранительный сбросной клапан;

Аварийная и отсечная арматура – арматура для автоматического мгновенного отключения аппаратов, приборов или трубопроводов при нарушении заданного контролируемого параметра (например, предохранительно-запорный клапан);

Конденсатоотводящая арматура – арматура для автоматического удаления конденсата по мере его накопления в нижних точках трубопроводов, конденсатосборниках.

Газовая арматура должна быть выполнена из черных металлов;

Для внутреннего газопровода разрешается использовать арматуру из медных сплавов;

Чугунная арматура может применяться при давлении не более чем 1.6 Мпа;

Запорная арматура должна обеспечивать герметичное отключение;

Арматура должна создавать минимальные потери давления в рабочем положении;

В соответствии с данными требованиями устанавливаю отключающее устройства в доме на отводах к приборам Кран шаровой муфтовый КШ.40М.080.03. На отводе от распределительного газопровода ставлю задвижку клиновую 30с41п1. На отводах к подъездам устанавливаю шаровые краны пт 39180-500.

Выбор и размещение газового оборудования.

Газовые приборы – устройства, применяемые в жилых и общественных зданиях для приготовления пищи, подогрева воды, отопления помещения и для создания искусственного холода. В качестве энергии используют тепло, выделяющееся при сгорании газа.

Бытовые: газовые кухонные плиты, водонагреватели, домашние холодильники;

Приборы предприятий общественного питания: ресторанные плиты, духовые шкафы;

Тепловая нагрузка – количество тепла при сжигании единицы газа в единицу времени. Она может быть номинальной и предельной. При номинальной нагрузке устанавливают номинальный расход газа и тепло-производительность. Предельная нагрузка на 15-20% превышает номинальную.

Тепло-производительность – количество тепла, переданное нагреваемому телу в единицу времени.

КПД прибора – отношение тепло-производительной нагрузки к тепловой.

Расход газа – количество газа расходуемого в единицу времени при номинальной нагрузке.

Давление газа – давление, при котором обеспечивается устойчивая работа приборов.

В моем курсовом проекте выбираю плиту газовую «ДАРИНА» S2 GM 441 001 и водонагреватель Neva 4511

Размер плиты: 50х50х85 см

Мощность горелок стола: 2,0 кВт, 3,0 кВт, 3,0 кВт, 2,0 кВт

Мощность горелок духовки: 2,6

Объем духовки: 50 л

Для нагрева воды до 40 0С скорость нагревания 8 л/мин, для 25 0С – 11 л/мин.

Розжиг электронный, в комплект батарейки не входят.

Размеры: 565 мм х 290 мм х 221 мм

Мощность – 21 кВт.

Расход газа – 2,2 м3/ч.

Расход сниженного газа – 0,8 м3/ч.

Давление воды для включения водонагревателя – от 3 атм.

Требования к размещения газовых приборов.

Бытовые газовые плиты и таганы разрешается устанавливать в кухнях высотой не менее 2,2 м, имеющих вентиляционный канал и окно с форточкой (фрамугой) или открывающейся створкой. Объем кухни должен быть не менее 15 при установке четырех – конфорочной, 12 — трехконфорочной и 8м3 — двухконфорочных плиты или тагана.

Газовые водонагреватели, и емкостные и проточные, с отводом продуктов сгорания в дымоход могут устанавливаться в ванных комнатах, совмещенных санитарных узлах и кухнях, имеющих вентиляционные каналы. Водонагреватели с многоточечным разбором воды размещают преимущественно в кухнях. В этом случае дополнительного объема кухни сверх необходимого для установки газовых плит не требуется.

устанавливаются водонагреватели, в нижней части стены или двери должны иметь решетку площадью не менее 0,02м2 или зазор между дверью и полом такой же площади для притока воздуха из соседнего отапливаемого нежилого помещения. В моем курсовом проекте устанавливаю газовую плиту на расстоянии 1,2м от окна, газовый водонагреватель устанавливаю рядом с плитой на расстоянии 1м, на высоте 1.5м.

Определение характеристики газа.

Природный газ состоит из метана и еще в небольших количествах пропана, бутана и этана. Кроме углеводородов содержит водород и угарный газ. В состав природного газа так же входят негорючие компоненты: оксид углерода, кислорода, соединительного азота, серы, водяных паров, механических примесей и инертных газов. Негорючие компоненты ухудшают свойства газа. По этому содержание устанавливают согласно ГОСТ 5542-87.

Природные газы согласно ГОСТ 5542 характеризуется числом Воббе (W0).

W0 = Qн / v1.8 , где

Qн – низшая теплота сгорания газа;

1.8 -соотношение плотности газа к плотности воздуха.

Допустимое отклонение W0 = ± 5%;

Содержание кислорода не более 1%;

Содержание сероводорода (H2S) не более 0.02 гр/м3 газа;

Содержание механических примесей не более 0.001 гр/м3 газа;

Содержание H2O не должно быть;

Интенсивность запаха при наличии 1% газа в воздухе не менее 3 баллов. Запах должен ощущаться при содержании газа 1/5 нижнего предела взрывоопасности. Для запаха газ одорируют с помощью этилмеркаптана (C2H5SH) в количестве 16 гр/1000м3 газа;

ЧИТАТЬ ДАЛЕЕ: Сейф для квартиры критерии выбора для домашнего использования

СН4-88.1; С2Н6-0.11; С3Н8-0.6; С4Н10-0.34; С5Н12-0.35; СО2-8.5; редкие газы и N2-2.0.

CH4, H2, CO, C2H6, C3H8, C5H10, H2S – процентное содержание соответственно метана, водорода, оксид углерода, этана, пропана, пентана и сероводорода.

сг = ?сi xi, где сi – плотность каждого компонента, xi – массовая доля каждого компонента.

xi СН4=0,881 С2Н6=0,0011 С3Н8=0,006 С4Н10=0,0034 С5Н12=0,0035 СО2=0,085 N2=0,020

сi= СН4=0,717; С2Н6=1,356; С3Н8=2,019; С4Н10=2,703; С5Н12=3,220; СО2= 1,97 N2 =1,25

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

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.

Классификация газопроводов

Как и в любой другой сфере, в строительстве газопроводов есть определенная классификация, которая может быть нескольких видов.

Все газопроводы могут отличаться по нескольким критериям:

• по показателям давления газа, который будет проходить по трубам;
• по тому, где будет осуществляться прокладка труб, их диаметр, а также в зависимости от местности и характеристик окружающей среды.

Что касается показателей рабочего давления, то газопроводы могут быть нескольких видов:

• первого класса — показатели высокого давления (более 25 кгс/м2);
• второго класса — показатели среднего давления (от 12 до 25 кгс/м2);
• третьего класса — показатели низкого давления (менее 12 кгс/м2).

Однако вопрос давления газа в трубах является вторичным, ведь главным вопросом, с которым сталкивается застройщик, является именно расположение самого трубопровода, т.е. прокладка труб на местности.

Выбор того или иного способа зависит вовсе не от желания самого заказчика, а от тех особенностей окружающей местности, какой диаметр труб используется, от наличия дорог и линий коммуникаций, а также от целого списка факторов. Естественно, что проектированием и решением данного вопроса должна заниматься экспертная группа, которая и даст окончательный ответ и лучшее решение.

Надземный газопровод

Данный метод укладки газопроводных труб считается наиболее простым, но в некоторых случаях подобная прокладка труб является недопустимой. Кроме того, у данного способа есть определенный ряд достоинств и недостатков, по сравнению с другими методами. Диаметр труб здесь не важен, он может быть различным, согласно параметрам, указанным в ГОСТе.

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).

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.