содержание      ..     34      35      36      37     ..

Глава 8 ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ И СТАНЦИИ (1973 год)

1. ГАЗОПРОВОДНЫЕ НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ И СТАЛЬНЫЕ ТРУБЫ И АРМАТУРА

 Для сооружения газовых сетей в городах и промышленных объектах применяют бесшовные или сварные трубы из низколегированных и малоуглеродистых мартеновских сталей спокойной плавки с предельным содержанием углерода в металле не более 0,27%.

Можно применять также электросварные (прямошовные) трубы по ГОСТ 10704—63, группа А и В с наружным диаметром 426—920 мм и стенкой толщиной 5—9 мм. Эти трубы необходимо изготовлять из углеродистой стали марок В Ст.2, В Ст.3 и В Ст.4 (подгруппа В с учетом выполнения требований п. 19 ГОСТ 380—60) или низколегированной конструкционной стали марок 10 Г2СД (МК), 14ХГС, 24Г но ГОСТ 5058—65.

Кроме того, применимы электросварные трубы со спиральным швом (ГОСТ 8696—62) диаметром 426—720 мм и стенкой толщиной 6—9 мм. 

Таблица 8.1 Механические свойства стальных и бесшовных труб по ГОСТ 8732-58, 8734-58 и 8733-66, 8731-66

На каждую партию труб должен быть представлен сертификат (паспорт), в котором дана характеристика труб.

Размер труб характеризуется условным проходом (указывается номинальный диаметр), наружным диаметром и толщиной стенки.

Расчет городских газопроводов на прочность осуществляется так же, как и магистральных газопефтепроводов и трубопроводов нефтебаз

Арматура газопроводов
На распределительных газопроводах высокого, среднего и низкого давлений устанавливают предохранительную, запорную и специальную арматуру.

Для сбора и удаления конденсата на распределительных газопроводах устанавливают конденсатосборники (сифоны). Число их должно обеспечивать сбор и удаление всего конденсата, выпадающего в газопроводах.

Размер конденсационных горшков обычно выбирают в зависимости от диаметра газопровода. Высоту горшка принимают равной 1-1,5 диаметра газопровода, а его диаметр — равным диаметру газопровода.

Различаются конденсатосборники низкого и высокого (или среднего) давлений.

Рис. 8.1. Конденсатосборник.
а — низкого давления: 1 — конденсационный горшок, 2 — муфта, 3 — стояк, 4 — планка (против провертывания), 5— ковер, 6 — муфта, 7 — пробка, 8 — железобетонное основание под ковер; в — высокого давления: 1 — конденсационный горшок; 2 — конденсаторный стояк, 3 — газовый стояк, 4 — ковер, 5 — кран, 6 — основание под ковер.

Конденсатосборники высокого и среднего давлений освобождаются от конденсата без применения насосов. Конденсат удаляется под давлением газа. Из конденсатосборников низкого давления конденсат удаляется насосами.

На рис. 8.1, а показан конденсатосборник низкого давления с врезным конденсационным горшком. Конденсат из газопровода стекает в горшок, а для удаления конденсата устанавливается специальная трубка-стояк.

На рис. 8.1, б представлен конденсатосборник высокого давления, в котором устанавливается дополнительный второй стояк. Наличие байпасной трубки с краном, соединяющей оба стояка, предотвращает подъем конденсата под действием давления по внутреннему стояку. Это предохраняет внутренний стояк от заполнения конденсатом и от разрыва его в случае замерзания жидкости.

Изменения температуры грунта и газа приводят к появлению температурных напряжении в стенках газопроводов, что может привести к отрыву фланцев чугунных задвижек и к другим нарушениям трубопровода.

Для снятия температурных напряжении па открыто прокладываемых газопроводах, а также в местах установки чугунных задвижек предусматриваются компенсаторы, которые устанавливают после задвижек по ходу газа.

На газопроводах используют линзовые компенсаторы с числом линз не более трех.

Линзовые компенсаторы обеспечивают достаточную плотность газопровода и необходимую компенсацию. Кроме того, они облегчают монтаж и демонтаж задвижек и другого оборудования.

Устройство линзового компенсатора представлено па рис. 8.2. К фланцам компенсатора приварены четыре кронштейна, которые служат для стягивания болтами компенсатора с целью создания зазора при смене арматуры или прокладок.

Внутрь компенсатора вставлен кусок трубы диаметром, равным диаметру газопровода. Патрубок приварен только одним концом, поэтому он не препятствует перемещению линз. Установка патрубка позволяет снизить гидравлическое сопротивление компенсатора. Для предотвращения скопления

жидкости компенсатор заливают битумом. Линзовые компенсаторы рассчитаны на рабочее давление до 3 кгс/см2 (3*100000 Па).

Рис 8.2. Линзовый компенсатор.
1 — полулинза; 2 — кронштейн; 3 — направляющая труба; 4 — патрубок; 5 стяжка.

Для отключения отдельных участков газопроводов, а также для включения и отключения технологических установок применяют запорную арматуру (крапы, задвижки, вентили и гидравлические затворы).

Вследствие больших гидравлических сопротивлений вентили на распределительных газопроводах не применяют. Гидравлические затворы могут быть использованы только па газопроводах низкого давления.

Запорная арматура должна обеспечивать надежность отключения участков газопроводов или установок, сохранять герметичность в процессе эксплуатации, создавать минимальное гидравлическое сопротивление при движении газа и быть надежной в эксплуатации.

Запорный крап состоит из двух основных частей — корпуса и пробки. В зависимости от формы затвора (пробки) краны могут быть конические и шаровые (или сферические).

По конструкции крапы разделяются па простые поворотные краны с выдвижной пробкой и крапы с принудительной смазкой.

В зависимости от способа передачи усилия для прижатия пробки к корпусу простые поворотные крапы разделяют па натяжные, сальниковые, самоуплотняющиеся и пружинные.

На подземных газопроводах низкого давления из простых поворотных крапов устанавливают только чугунные сальниковые краны (рис. 8.3). Обычно они устанавливаются на газопроводах диаметром до 80 мм. С увеличением диаметра растет усилие, необходимое для управления краном.

Рис. 8.3. Поворотный сальниковый кран для подземных газопроводов.

Рис. 8.4. Запорный крап со смазкой.
1-смазочный болт; 2 — шпиндель; 3 — смазочная камера; 4 — пробка; 5 — смазочная канавка.

Широкое применение па газопроводах находят краны с принудительной смазкой (рис. 8.4). Они надежны в эксплуатации и герметично перекрывают газопровод. Усилие для поворота пробки в этих кранах невелико.

Плотность перекрытия пробкового крана создается прижатием поверхности пробки к корпусу с определенным давлением. Можно считать, что давление равномерно распределяется по всей поверхности контакта.

Осевое усилие, действующее на пробку, создает усилия на внутреннюю поверхность корпуса. В результате этого появляются реакции, результат действия которых можно представить в виде 2N.

Можно записать следующее условие равновесия:

Для расчета стальных кранов со смазкой рекомендуются следующие значения коэффициентов трения:

Подставив в последнее выражение значение Рх, после некоторого преобразования получим

В настоящее время выпускаются пробковые крапы диаметром до 700 мм, рассчитанные на давление до 64 кгс/см2. Соединение крапов с трубопроводом может быть фланцевым или сварным.

На рис. 8.7 показан кран для бесколодезной установки.

Корпус крана выполнен с концами под приварку. Крап имеет обводной трубопровод для выравнивания давления по обе стороны крана. Диаметр обводного трубопровода 150 мм. На обводном трубопроводе устанавливается трехходовой кран. Третий выход крана служит для продувки трубопровода при ремонтных работах. На фланец крана крепится продувочная свеча. Управление краном осуществляется путем вращения маховика червячного редуктора. 

Кран диаметром 700 мм на давление 64 кгс/см2 имеет высоту 2985 мм, длину 1800 мм и весит 4315 кг.

В качестве привода кранов применяют электропривод, пневмопривод и гидропривод.

Краны с коническими пробками обладают прямоточностью. низким гидравлическим сопротивлением, постоянством взаимного контакта уплотнительных поверхностей и малыми габаритными размерами.

На газопроводах широко применяют шаровые краны, которые имеют все преимущества крапов с коническими пробками, а также обладают и другими преимуществами. Пробка и корпус крана благодаря сферической форме

имеют меньшие габаритные размеры и вес. а также большую прочность и жесткость. Шаровые крапы менее чувствительны к неточностям изготовления и обеспечивают лучшую герметичность. Изготовление их менее трудоемко.

Схема шарового крана приведена на рис. 8.8. Уплотнения крана обеспечиваются уплотнительными кольцами, изготовляемыми из фторпласта-4. полиэтилена, капрона и др.

Усилие на уплотняющих кольцах создается действием давления среды на пробку крана.

Наибольшее значение момент трения на пробке имеет в конце закрывания или в начале открывания крана.

Момент трения па пробке

Как следует из последнего выражения, удельное давление пропорционально диаметру и давлению газа. Поэтому, чтобы обеспечить постоянство удельного давления при увеличении диаметра и давления газа, необходимо увеличивать ширину уплотняющего кольца.

Наибольшее распространение имеет шаровой крап с плавающей пробкой. Удельное 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.

Шаровые краны выпускаются диаметром 800 и 1000 мм. Уплотнительные поверхности крана смазываются специальной смазкой для газовых кранов.

Рис. 8.8. Схема шарового крана.
1 — корпус; 2 — шаровая пробка крана; 3 — сальниковая набивка; 4 — втулка сальника;
5 — шпиндель; 6 — уплотнительное кольцо.

Задвижки являются наиболее распространенной запорной трубопроводной арматурой. Основное преимущество задвижек — их малое гидравлическое сопротивление. В задвижках струя газа не меняет своего направления. Газ через задвижки может проходить в прямом и обратном направлениях. Задвижки выпускают разного диаметра и на любое давление.

Недостатки задвижек заключаются в потере герметичности через непродолжительное время эксплуатации, в относительной продолжительности закрывания и открывания и в сложности изготовления.

Рис. 8.9. Клиновая задвижка с выдвижным шпинделем и сплошным клином.
1 — корпус задвижки; 2 — клин; 3 — крышка; 4 — сальник, 5 — шпиндель, 6 — маховик.

Рис. 8. 10. Задвижка параллельная с выдвижным шпинделем.
1 — корпус; 2 — распорный клин; 3 — диски; 4 — крышка; 5 - сальник; 6 — шпиндель; 7 — втулка; 8 — маховик.

Присоединение задвижек к газопроводу осуществляется на фланцах или при помощи сварки.

По конструкции затвора задвижки разделяют на два типа: клинкетные (клиновые) и параллельные. Б клиновых задвижках (рис. 8.9) уплотнительные поверхности затвора наклонены к вертикальной оси. Герметичность закрытия задвижки создается прижатием уплотнительных поверхностей затвора и корпуса.

Затвор в клиновых задвижках может быть изготовлен в виде сплошного клина или в виде двух дисков, шарнирно соединенных между собой. Задвижки со сплошным клином более надежны в эксплуатации, но создают трудности подгонки клина к корпусу.

Рис. 8.11. Гидравлический затвор.
1 — цилиндрический резервуар; 2 — патрубок гидравлического затвора; 3 — трубка; 4 — муфта; а — ковер.

Для труб диаметром до 200 мм длина обточенных концов составляет 300 мм, а для труб больших диаметров — 200 мм.

Асбоцементные трубы подвергают гидравлическому испытанию на прочность (25% труб одной партии и одного диаметра испытывают под давлением 18 кгс/см2). Если в течение 3 мин труба, находящаяся под этим давлением, не разрушается и если на ее поверхности не образуется потемнения или капелек воды, то такая труба считается выдержавшей испытание на прочность и водонепроницаемость стенок.

Газонепроницаемость стенок асбоцементных труб косвенно регламентируется объемным весом, который у труб диаметром до 300 мм должен быть равен 1800 кг/м3, а при больших диаметрах — не менее 1750 кг/м3.

Почти все асбоцементные трубы в сухом состоянии даже при высоком •объемном весе способны пропускать газ. При увлажнении стенок труб газонепроницаемость резко снижается.

При пропитке водой асбоцементные трубы становятся практически газонепроницаемыми при давлениях от 8 до 12 кгс/см2.

Снижение газопроницаемости труб достигается несколькими способами: пропиткой водой и остатками парафина, обработкой углекислотой, покрытием битумом, асфальтом, жидким стеклом, клеем, лаками и т. д.

Асбоцементные трубы допускаются к прокладке подводящих газопроводов с рабочим давлением до 5 кгс/см2, проходящих вне населенных пунктов и промышленных площадок.

Асбоцементные газопроводы целесообразно использовать для транспорта попутных газов, а на территории газовых промыслов — для транспорта природного газа. Асбоцемент слабо реагирует на агрессивное воздействие сероводорода и газового конденсата.

На территории городов и промышленных предприятий асбоцементные газопроводы допускается применять только на опытных участках по специальному разрешению.

Для асбоцементных газопроводов применяют чугунные или стальные фасонные части. Для чугунных фасонных частей не требуется противокоррозийная изоляция. Фасонные части к асбоцементному газопроводу присоединяют при помощи чугунных фланцевых муфт.

Для асбоцементных газопроводов применяется та же арматура, что и для стальных газопроводов. Соединение арматуры с трубами муфтовое.

Вводимые в эксплуатацию асбоцементные газопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность.

Газопроводы, работающие под давлением до 5 кгс/см2, испытывают на давление 6.25 кгс/см2. Газопровод низкого давления (не более 0,05 кгс/см2) испытывают воздухом на прочность под давлением 3 кгс/см2 и на плотность под давлением 1 кгс/см2.

Первый асбоцементный газопровод протяженностью 20 км и диаметром 300 мм был сооружен на трассе Бугуруслан — Куйбышев в 1943 г. Рабочее давление в газопроводе 6 кгс/см2.

Первый внутригородской асбоцементный газопровод низкого давления был построен в Москве.

В настоящее время ведется широкое строительство асбоцементных газопроводов.

В 1923 г. в Бельгии (г. Антверпен) был построен первый газопровод диаметром 75 мм. Газопровод, предназначенный для газоснабжения предприятия, эксплуатировался до 1958 г. без существенных аварий. В настоящее время

Чтобы уменьшить вес и стоимость кранов, их часто принимают меньших размеров, чем диаметр газопровода. Для соединения крана с газопроводом применяют конфузорно-диффузорные переходы.

Для уменьшения гидравлического сопротивления кранов устанавливается плавный пологий диффузор. Узким концом он входит в выходную часть крана, а расширяющимся — в трубопровод после крана. Обычно узкий конец диффузора плотно присоединяется к корпусу крана в непосредственной близости от выходного отверстия пробки. Расширенный конец диффузора приваривается, как правило, по периметру к стенке трубопровода. В стенке диффузора имеются

Рис 8. 12. Схема сметанного конфузорно-диффузорного перехода с конфузором по радиусу и прямолинейным диффузором.

Смешанные конфузорно-диффузорные переходы с диффузором по радиусу и прямолинейным конфузором также имеют высокий коэффициент сопротивления. Ото объясняется неблагоприятной формой диффузора. Поперечные сечения в диффузоре резко возрастают по направлению потока, что эквивалентно прямолинейному диффузору с большим углом конусности.

Исследования смешанных конфузорно-диффузорных переходов с конфузором по радиусу и прямолинейным диффузором показали, что они имеют наименьшее сопротивление. Коэффициенты сопротивления этих переходов меньше минимальных коэффициентов сопротивления несимметричных и симметричных прямолинейных переходов. Конфузоры, выполненные по радиусу, имеют меньшего длину по сравнению с прямолинейными конфузорами.

В табл. 8.3 приведены величины коэффициентов сопротивления, полученные экспериментально.

Как следует из данных табл. 8.3, наименьший коэффициент сопротивления переходов получен при значении угла конусности диффузора, равном 7—10°.

содержание      ..     34      35      36      37     ..