Меню Рубрики

Запорная арматура магистрального газопровода

Одно из важнейших требований к газовой арматуре — обеспечение надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов при соблюдении норм герметичности.

В зависимости от назначения газопроводная арматура подразделяется на четыре типа

1. Запорная арматура.

2. Предохранительная арматура.

3. Регулирующая арматура.

4. Арматура обратного действия.

По способу управления газовой арматуры различают приводную (с ручным или механическим приводом) и самодействующую арматуру. К приводной относится запорная арматура, к самодействующей все остальные ее виды.

Промышленная трубопроводная арматура имеет условные обозначения (шифры), которые состоят из четырех-пяти частей (цифр и букв). Первые две цифры определяют тип арматуры. Буквы (одна-две) обозначают материал корпуса. Третья характеристика (одна или три цифры) указывабт вид примененного привода (первая цифра) и фигуру, характеризующую конструктивные особенности изделия. Четвертая характеристика буквы обозначает материал, из кторогого выполнены уплотнительные поверхности изделия.

Запорная арматура

Запорная арматура предназначена для периодических отключений отдельных участков трубопроводов, к ней относятся краны, задвижки, вентиля.

Запорную арматуру к трубам присоединяют с помощью фланцев, муфт или сварки.

Краны — запорная арматура, в которой запорный элемент (затвор) вращается вокруг оси, перпендикулярной потоку газа. По виду затвора краны делятся на цилиндрические, конические и шаровые. По типу привода: механические, пневматические, гидравлические, пневмогидравлические, электрические. По типу управления: местные, дистанционные и автоматические.

В зависимости от размера проходного сечения и подсоединения газопровода на равнопроходные и неравнопроходные. В зависимости от установки на магистральном газопроводе: в подземном или надземном исполнении.

Запорные краны с шаровым затвором в начале открытия и закрытия требуют максимального крутящего момента. Во время начала закрытия крутящий момент больше по величине, чем при открытии. Кинематика кулисного механизма позволяет создать за счет переменной длины рычага теоретический крутящий момент, который в начале и в конце хода в два раза больше, чем в середине. Кулисный механизм, размещенный в герметичном корпусе, состоит из втулки, к которой приварены рычаги с прорезями, колодки с пальцами, к которой крепятся штоки, и направляющих.

Задвижки — запорная арматура, в которой запорный элемент перемещается возвратно-поступательно и перпендикулярно к потоку газа. Их применяют в технологических обвязках конденсатосборников, метанольных и одоризационных установок.

Положительные качества задвижек это сравнительная простота конструкции и малое гидравлическое сопротивлениею. К недостаткам относится трудность обеспечения герметичности затворного соединения в течение длительного времени. Это происходит от того, что при открытии и закрытии задвижки в результате трения затвора о седло возникают большие удельные давления на поверхности этих деталей, и они быстро изнашиваются, нарушается герметичность.

Задвижки изготавливают с выдвижным и невыдвижным шпинделем. Они бывают, как правило, полноходными (диаметры отверстий в проходах задвижек не сужаются).

Вентиль — запорная арматура, в которой запорно-регулирующий элемент перемещается возвратно-поступательно параллельно потоку газа. Он состоит из корпуса, внутри которого находится клапан со шпинделем, ввинчиваемым в резьбу неподвижной ходовой гайки, расположенной в крышке. Клапан может иметь различную форму. Для больших давлений его изготавливают в виде иглы. Вентили отличаются простотой устройства и обеспечивают высокую герметичность, имеют незначительный коэффициент трения, требуют приводы с небольшой мощностью, однако изменение направления потока создает в вентилях повышенное гидравлическое сопротивление.

Вся запорная арматура, установленная на магистральном газопроводе и отводах, должна иметь:

а) нумерацию согласно оперативной схеме;

б) четкие указатели открытия и закрытия кранов;

в) технические манометры для измерения давления газа в газопроводе;

г) специальные манометры для измерения давления смазки системы уплотнений кранов;

д) указатель направления движения газа.

Маркировка выполняется на корпусе запорной арматуры и содержит: товарный знак завода-изготовителя, условное давление, диаметр условного прохода, стрелку, показывающую направление потока среды. На арматуре, обеспечивающей прохождение рабочей среды в любом направлении, маркировка наносится без стрелок.

Чугунную арматуру применяют в трубопроводах с рабочим давлением до 1,3 МПа и температурой до 300 0 С. Стальную арматуру применяют в трубопроводах с любым давлением.

Для температур до 450 0 С корпуса изготовляют из углеродистой стали. А для более высоких температур и коррозийных продуктов из легированной стали. Арматура с корпусом из нержавеющей стали может применяться при транспорте высокоагрессивных газов,с одержащих сероводород.

На трубопроводах предусматривается установка запорной арматуры на расстояниях не более 30 км.

Узлы линейных кранов на отдельных нитках следует сдвигать не менее 100 м друг от друга по длине МГ. В сложных условиях допускается сокращать это расстояние до 50 метров.

На обоих концах участков газопроводов между кранами, на узлах подключения компрессорных станций (КС) и узлах приема и запуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочных свечей должен определяться из условия опорожнения участка между запорной арматурой за 1,5-2 часа. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

Линейные краны на магистральном газопроводе и на многониточных речных переходах, как правило, имеют автоматы аварийного закрытия (АЗК).

Основным видом управления шаровых крапов являются пневмогидравлические или пневматические приводы с использованием давления транспортируемого газа. Ручное управление кранами допускается в исключительных случаях.

Линейный кран (за исключением обводного) можно открывать только после выравнивания давления газа в смежных участках трубопровода.

Категорически запрещается использование кранов с мягкими уплотнениями шаровых затворов в качестве регуляторов потоков газа.

Нормальное положение магистрального крана — открытое, нормальное положение байпасного крана — закрытое. Положение кранов на перемычках между нитками многониточного газопровода зависит от режима работы газотранспортных систем.

Читайте также:  Забор по периметру участка

Размещение и ремонт запорной арматуры

Размещение запорной арматуры на трубопроводах осуществляется согласно требований СНиП 2.05.06 — 85*.

На линейной части трубопроводов надлежит предусматривать установку запорной арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.

Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:

  • на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более и на однониточных переходах категории В;
  • в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии не менее 15 м;
  • на ответвлениях к газораспределительным станциям (ГРС) при протяженности ответвлений свыше 1000 м на расстоянии 300-500 м от ГРС;
  • на входе и выходе газопроводов из компрессорных станций (КС), станций подземного хранения газа (СПХГ) и головных сооружений на расстоянии не менее: диаметром 1400 мм — 1000 м, диаметром менее 1400 мм до 1000 мм включительно — 750 м и диаметром менее 1000 мм — 500 м (охранные краны);
  • по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним газопровода) на расстоянии не менее 250 м;
  • на одном или обоих концах участков нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, проходящих на отметке выше уровня городов и других населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии, устанавливаемом проектом в зависимости от рельефа местности;
  • на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении водных преград в одну нитку — место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в зависимости от рельефа земной поверхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления транспортируемого продукта в водоем;
  • на обоих берегах болот 3 типа протяженностью свыше 500 м.

На однониточных подводных переходах газопроводов установка запорной арматуры предусматривается по необходимости.

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

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

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

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

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

Линейную запорную арматуру на газопроводах и трубопроводах обвязки, находящуюся под давлением, — байпасы, продувочные линии и перемычки, — следует предусматривать в подземном исполнении с кранами бес колодезной установки.

Доступ для обслуживающего персонала должен предусматриваться только к приводу крана.

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

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

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

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

Во всех перечисленных случаях расстояние от продувочных свечей запорной арматуры до мостов и виадуков должно быть не менее 300 м от линий электропередач (ЛЭП) — согласно требованиям «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), утвержденным Минэнерго РФ.

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

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

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

Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из унифицированных заготовок.

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

Линейная запорная арматура газопроводов 1 класса диаметром 1000 мм и более, а также нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.

Читайте также:  Jbts 10 циркулярная пила с подставкой

На участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и трубопроводов сжиженных углеводородных газов, примыкающих к подводным переходам, необходимо предусматривать устройства, исключающие скопления газа или воздуха в трубопроводах.

Запорная арматура, установленная на переходах через водные преграды или на других опасных участках трубопроводов, должна быть, по возможности, оборудована электроприводом. При реконструкции или капитальном ремонте трубопроводов устанавливаемая на этих участках запорная арматура и ее электроснабжение должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов (НТД).

Запорная арматура, установленная на магистральных трубопроводах, должна иметь:

  • ограждение;
  • площадку обслуживания, выполненную согласно проекту, с обязательной установкой предупреждающих и запрещающих знаков на ограждении;
  • нумерацию согласно технологической схемы трубопровода;
  • указатели вращения на закрытие и открытие и положений "закрыто", "открыто";
  • подъезд.

Колодцы и шкафы внутри ограждения должны иметь запоры.

Запорная арматура, устанавливаемая на магистральных трубопроводах, должна обеспечивать:

  • герметичность отключения одной части трубопровода;
  • надежность в эксплуатации и удобство обслуживания;
  • беспрепятственный проход через арматуру очистных и диагностических устройств.

Электропривод арматуры должен быть выполнен во взрывозащищенном исполнении и дублироваться ручным приводом.

При этом должна быть обеспечена легкость закрытия и открытия арматуры при любых погодных условиях.

Нормальное положение задвижек на магистральном трубопроводе — открытое, нормальное положение байпасной задвижки — закрытое (если иное не предусмотрено проектом).

Положение задвижек на соединительных линиях зависит от режима работы трубопровода.

Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается только по распоряжению диспетчера производственного управления или отделения эксплуатирующей организации.

Запрещается использовать запорную арматуру в качестве регулирующего органа. Ход шпинделя в задвижках должен быть плавным, а затвор при закрытии и открытии должен перемещаться без заедания.

Периодичность и объемы технического обслуживания и ремонта запорной арматуры определяются инструкцией завода — изготовителя и планом-графиком, утвержденным главным инженером эксплуатирующей организации.

Арматура на магистральных трубопроводах при ремонтных работах должна иметь серию, не ниже предусмотренной проектом с предварительным проведением ревизии и гидравлического испытания на прочность и герметичность согласно ГОСТ 356-80. "Арматура и детали трубопроводов. Давления условные, пробные и рабочие. Ряды".

Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры производится аварийно-восстановительными службами.

Для осуществления капитального ремонта запорной арматуры создается обменный фонд запорной арматуры. Номенклатура и количество запорной арматуры обменного фонда определяются расчетом.

На предприятиях, эксплуатирующих магистральные трубопроводы должен находиться аварийный запас запорной арматуры в количестве не менее одной задвижки каждого диаметра установленной серии.

Арматура аварийного запаса должна быть отревизирована и храниться на складе под навесом. Условия транспортировки должны соответствовать техническим требованиям изготовителей.

Запрещается применение запорной арматуры, не имеющей технических паспортов, а также товарного знака на корпусе.

Линейная часть – основная составляющая часть магистрального трубопровода, она представляет собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную тем или иным способом в зависимости от особенностей ее эксплуатации и природно-климатических условий местности.

К линейной части относятся лупинги и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от коррозии и вдольтрассовые дороги.

Наиболее часто встречающимися диаметрами магистральных газопроводов и газопроводов-отводов являются: 530 мм, 720 мм, 820 мм, 1020 мм, 1220 мм и 1420 мм. МГ имеют давление 4,0 МПа, 5,5 МПа, 6,4 МПа и 7,5 МПа. В настоящее время проектируются МГ на давление 8,4 МПа и рассматриваются МГ на давление 10 МПа.

МГ сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении МГ, так и на отдельных его участках.

Параллельные трубопроводы, уложенные на отдельных участках газопровода для увеличения производительности и надежности его работы, называются лупингами.

Крановые узлы размещают на линейной части магистрального газопровода не реже чем через 30 км, которые включают запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии. Кроме того крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках примыкающих к компрессорным станциям, на расстоянии 500–700 м до границ их территории, на свечах и факелах для сброса газа.

В качестве запорной арматуры применяют краны, задвижки и вентили.

В последнее время на магистральных газопроводах используют шаровые равнопроходные краны со сферическим затвором и пневмогидроприводом. Начиная с Dу = 1000 мм изготавливают два типа этих кранов: для колодезной и бесколодезной установки.

Задвижки ставят на газопроводах Dу = 50–700 мм на давление до 6,4 МПа. Вентили применяют на трубках контрольно-измерительных приборов.

Переходы газопроводов через большие судоходные реки обычно выполняются двумя–тремя нитками подводных трубопроводов, называемых дюкерами. Пропускная способность одного дюкера обычно составляет 70 % от всего транспортируемого газа. Дюкер выполняют из труб с утолщенной стенкой, покрывают антикоррозионным покрытием весьма усиленного типа, балластируют железобетонными, иногда чугунными пригрузами для придания отрицательной плавучести и заглубляют на 0,5-1 м в грунт от дна реки.

На пересечении нешироких рек, например горных с быстрым течением, а также ущелий и глубоких оврагов сооружают, как правило, воздушные переходы газопроводов балочной, подвесной, вантовой, арочной конструкций.

Под автомобильными и железными дорогами МГ прокладывают в гильзах (стальном кожухе), диаметр которого на 200 мм больше диаметра газопровода, концы гильзы герметизируют, а к полости присоединяется свеча, удаляемая от дороги не менее чем на 25 м, и поднимается над землей не менее 5 м.

Читайте также:  Двухшпиндельный миксер зубр змр 1350э 2

Для сбора и удаления конденсата из газопровода устанавливаются конденсатосборники, размещаемые в наиболее низких местах МГ.

Возможность аварийных ситуаций на газопроводах требует обеспечения разрывов между осями газопроводов и строениями населенных пунктов. Так, для газопроводов диаметром 1020–1420 мм расстояние до городов и населенных пунктов, отдельных промышленных предприятий, зданий в три этажа и более, железнодорожных станций и аэропортов должно быть не менее 350 м при подземной и 700 м при наземной и надземной прокладке, до железных и автомобильных дорог при подземной укладке 200 м и при наземной и надземной 300 м, до мостов и территории КС при подземной укладке 250 м и при наземной и надземной 375 м, до отдельно стоящих небольших зданий 200 м, до ГРС при подземной укладке 175 м, при наземной и надземной 250 м.

Расстояние между осями трубопроводов см. табл. 4.1.

Расстояние между осями проектируемого и действующего

магистральных газопроводов, м

Диаметр, мм На землях не сельскохозяйственного назначения, м На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м
До 400 400–700 700–1000 1000–1200 1200–1400

На период строительства для ведения работ по сооружению газопровода отводят полосу отчуждения, которая зависит от диаметра газопровода и условий местности, и составляет 20-45 м (см. табл. 4.2).

Ширина полосы земель отчуждения одного подземного

Диаметр, мм На землях не сельскохозяйственного назначения, м На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя), м
До 400 400–700 700–1020 1020–1220 1220–1420

Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным, полуподземным, наземным и надземным способами.

Подземная укладка наиболее широко применяемый способ (98% от общего объема линейной части МГ). При этом отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки поверхности грунта. Трубопровод укладывают в траншею на глубину 0,8 м от поверхности земли до верхней образующей трубы.

Засыпка трубопровода грунтом осуществляется с необходимостью обеспечения упругого радиуса изгиба трубы для конкретного рельефа местности, теплотехнических требований, использования минерального грунта для балластировки или удержания трубопровода от всплытия на обводненных участках. Для балластировки или удержания труб в проектном положении используются также бетонные и чугунные грузы и анкерные устройства.

Подземная укладка наиболее экономична. Однако, на участках многолетнемерзлых грунтов, горных выработок со значительным смещением грунтов, в районах активных оползней и на участках пересечения горных рек с быстрым течением и сильно размываемыми руслами практически не применяется.

Полуподземная прокладка предусматривает сооружение трубопровода, при котором нижняя образующая трубы расположены ниже, а верхняя выше поверхности грунта.

Наземная укладка характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта, или несколько выше нее (на грунтовой подушке) или ниже.

Наземную и полуподземную способы укладки используют в сильно обводненных и заболоченных районах и при наличии засоленных почв. При этом трубопровод обваловывается привозным или местным грунтом.

Преимущества этих способов в том, что они позволяют избежать дорогостоящей балластировки трубопровода и ограничивает влияние трубопровода на грунт в условиях многолетней мерзлоты. Однако применение данных способов укладки весьма ограничено, так как устройство грунтового валика нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает искусственное препятствие для движения транспорта.

Надземная укладка – это сооружение трубопровода над землей на опорах. Ее применяют в тех случаях, когда по технико-экономическим соображениям исключаются описанные выше способы: при переходах через искусственные и естественные препятствия, участки горных выработок и многолетнемерзлых грунтов.

Основным эксплуатационным показателем МГ является его расчетная пропускная способность.

Пропускной способностью газопровода или его участка называется максимальное количество газа, которое может быть передано в сутки при установившемся режиме.

Производительностью магистрального газопровода или его участка называется количество газа, поступающего в него за год.

Расчетная пропускная способность МГ, необходимая для обеспечения заданной производительности, определяется из соотношения:

, (4.1)

где Vсут – суточная пропускная способность, млн. м 3 /сут в стандартных условиях; Vгод – производительность газопровода, млн. м 3 /год; Кгод – среднегодовой коэффициент неравномерности потребления газа; для МГ без хранилищ Кгод = 0,85, для отводов Кгод = 0,75.

Пропускная способность МГ выражается формулой:

, (4.2)

где d – внутренний диаметр газопровода, мм; рн и рк – начальное и конечное абсолютное давление, кгс/см 2 ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ρ – относительная плотность газа; Zср – средний по длине коэффициент сжимаемости газа; Тср – средняя по длине газопровода температура, L – длина расчетного участка, км.

Из формулы (4.2) видно, что при прочих равных условиях пропускная способность газопровода пропорциональна его диаметру в степени 2,5. Поэтому удалось с увеличением d значительно увеличить его пропускную способность.

Увеличивается производительность при повышении давления или прокладкой нескольких линий газопроводов.

На газопроводы — отводы к КС и ГРС распространяются все правила строительства и эксплуатации, применяемые для МГ.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Как то на паре, один преподаватель сказал, когда лекция заканчивалась — это был конец пары: "Что-то тут концом пахнет". 8432 — | 8045 — или читать все.

91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Adblock detector