Конструкция корпусов шаровых кранов

Корпуса шаровых кранов должны удовлетворять следующим требованиям: достаточная прочность и жесткость; полная внешняя герметичность; технологичность изготовления, легкость сборки и разборки; возможно меньшее число разъемов.

В зависимости от номинальных (условных) диаметров проходов, рабочего давления и свойств среды корпусы шаровых кранов могут быть выполнены по следующим схемам:

– сплошной или сварной корпус;

– корпус из двух частей с одним вертикальным разъемом;

– корпус от трех частей с двумя вертикальными разъемами.

Приводы

Для управления кранами применяются:

– поршневые приводы с кулисным, винтовым или зубчатым механизмом и системой управления (пневматической, пневмогидравлической и электрогидравлической);

– электрические с механическим редуктором;

– ручные приводы с механическим редуктором;

– ручные приводы без механического редуктора.

– пневматические приводы со струйным двигателем.

Ручные приводы

Ручное управление арматурой является наиболее простым и надежным методом управления. В зависимости от диаметра маховика и места его расположения относительно корпуса оператора усилие, которое может приложить к маховику физически нормально развитый человек, находится в пределах от 200 до 750 Н. Во всех случаях и конструкциях закрывание арматуры должно происходить при вращении маховика или рукоятки по часовой стрелке, а открывание – вращением против часовой стрелки.

Помимо выполнения роли основного привода ручной привод имеет широкое применение как вспомогательный (ручной дублер) во всех механических приводах.

В подавляющем большинстве конструкций арматуры для перемещения запирающего элемента относительно седла используется винтовой механизм. Когда для управления арматурой необходимо прилагать большие крутящие моменты, снижения усилия на маховике добиваются применением редукторов с зубчатой или червячной передачей.

Поршневые приводы

В арматуре поршневые приводы применяются для управления кранами, дисковыми затворами, клапанами и задвижками. Наиболее важными являются следующие достоинства поршневых приводов: возможность получения больших ходов и усилий при прямолинейном ходе штока; простота конструкции и ограниченное число деталей; простой способ ограничения усилия - ограничением давления рабочей среды; возможность использования давления рабочей среды, транспортируемой по трубопроводу, для управления арматурой; быстродействие.

Поршневые приводы арматуры можно разделить по свойствам управляющей среды на пневмоприводы, гидроприводы и пневмогидроприводы; по циклу срабатывания – на приводы двустороннего и одностороннего действия.

В поршневых приводах двустороннего действия прямой и обратный ходы совершаются под давлением управляющей среды. В поршневых приводах одностороннего действия прямой ход совершается под давлением управляющей среды, обратный – под давлением пружины возврата, предварительно сжатой при прямом ходе поршня.

Для преобразования поступательного движения поршня во вращательное движение выходного вала применяются рычажная передача, кривошипно-шатунный и кулисный механизмы, реечно-зубчатая передача и винтовой преобразователь.

Приводы могут быть с шатуном и неподвижным цилиндром и без шатуна с поворотным (качающимся) цилиндром.

В лопастных пневмо-и гидроприводах, вместо рабочего цилиндра имеется круглая плоская камера, а вместо поршня - рабочая лопасть, совершающая поворот в рабочей камере под действием давления управляющей среды, поворот выходного вала происходит тогда, когда на одну сторону лопасти, жестко соединенной с выходным валом, действует давление управляющей среды.

Учитывая возможность протечки воздуха через зазор между лопастью и корпусом, наиболее целесообразно использовать лопастные приводы в качестве гидропривода с применением гидрожидкости в качестве управляющей среды.

Поршневые пневмоприводы работают с ускорением в связи с большими скоростями движения газа и создают удары в конце рабочего хода, что зачастую не допустимо. В связи с большой упругостью газа и большими скоростями этой управляющей среды при давлениях свыше 1 МПа пневмопривод часто работает с пульсирующей скоростью движения поршня. Процесс этот протекает следующим образом. После подачи газа давление в камере на поршне возрастает до тех пор, пока усилие поршня не преодолеет силу сопротивления, создаваемую арматурой. Затем начинается разгон поршня и снижение давления газа. Усилие на поршне снижается, он затормаживается, пока не повысится давление и снова не начнется ускоренное движение. Этот процесс создает неравномерное движение при управлении арматурой. Ввиду этого используют поршневые пневмогидроприводы с применением газа в качестве источника энергии и гидрожидкости в качестве демпфера для регулирования скорости движения.

Приводы с пневматической и пневмогидравлической системами управления должны функционировать от энергии давления транспортируемого газа.

Требования при эксплуатации трубопроводной арматуры

 

СТО Газпром 2-3.5-454–2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов» устанавливают требования к эксплуатации трубопроводной арматуры.

На линейной части магистрального газопровода и газопроводах КС, ПХГ, ГРС, СОГ и ГИС, эксплуатируют трубопроводную арматуру, разрешенную к применению в ПАО «Газпром».

Трубопроводную арматуру и приводы применяют в строгом соответствии с их назначением в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации и характеристик надежности.

Техническое и методическое руководство эксплуатацией трубопроводной арматурой осуществляют производственные отделы по эксплуатации (ПОЭ) ЭО по направлениям деятельности.

Техническое обслуживание, ремонт и диагностическое обследование трубопроводной арматуры выполняют соответствующие службы/подразделения Филиалов ЭО или Специализированные организации по утвержденному плану-графику, взаимосвязанному со сроками ремонта основного технологического оборудования.

Установку, монтаж, наладку и эксплуатацию арматуры выполняют в соответствии с требованиями руководства по эксплуатации, перед установкой проводят испытания и ревизию с оформлением акта.

Трубопроводная арматура имеет маркировку производителя, указатель положения затвора и нумерацию. Предохранительную арматуру снабжают биркой с указанием давления срабатывания, даты настройки и даты очередной проверки. Обратную и регулирующую арматуру монтируют в соответствии с направлением потока газа, указанным стрелкой на корпусе.

Для управления запорной арматурой применяют приводы различных конструкций и способов управления. Приводы оснащают надписями и обозначениями по управлению арматурой. На ручном (механическом) приводе стрелками обозначают направления «открыто» и «закрыто».

Приводы, изготовленные по специальному заказу, обеспечивают нормальное положение запорной арматуры «открыто» или «закрыто» при исчезновении электропитания блоков управления.

При эксплуатации запрещено:

– производить работы по устранению дефектов, подтяжку резьбовых соединений трубной обвязки и фитингов, находящихся под давлением;

– производить открытие запорной арматуры DN ≥ 500 мм при перепаде давления газа на затворе более 0,2 МПа;

– соединять сброс газа из предохранительной арматуры разных потребителей на одну свечу;

– производить монтаж запорной арматуры после предохранительной с разным давлением;

– использовать арматуру в качестве опор;

– применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;

– применять удлинители к ключам для крепежных деталей;

– вскрывать крышку корпуса конечных выключателей без снятия напряжения с питающей электрической линии;

– эксплуатировать опломбированную арматуру при поврежденных гарантийных пломбах;

– производить перестановку приводов от давления сжатого газа из переносных баллонов;

– применять устройства с открытым пламенем или взрывоопасные газы для обогрева узлов арматуры, блока управления, импульсных трубок и т.д. (обогрев производится подогретым воздухом, паром или электротенами во взрывобезопасном исполнении);

– стравливать импульсный газ или переставлять арматуру во время грозы;

– дросселировать газ при частично открытом затворе запорной арматуры, установленной на обводных и выпускных газопроводах.

Гидросистемы пневмо- и электрогидравлических приводов трубопроводной арматуры демпферной жидкостью заправляет производитель, с указанием марки заправленной демпферной жидкости на гидроцилиндре. При эксплуатации допускают применение аналогов демпферных жидкостей, разрешенных к применению в ПАО «Газпром». При замене демпферной жидкости гидросистему опорожняют полностью и промывают, попадание воды в системы пневмогидравлического управления в процессе эксплуатации не допускают. Марку заправленной демпферной жидкости заносят в журнал технического обслуживания и ремонта, технический паспорт и при изменении марки меняют надпись на гидроцилиндре привода.

Для смазки, промывки, восстановления герметичности уплотнений в запорной арматуре применяют консистентные смазки, промывочные составы и герметизирующие пасты, разрешенные к применению в ПАО «Газпром».

Электроприводы и узлы управления трубопроводной арматурой подлежат заземлению в соответствии с проектом.

Надземную часть арматуры защищают от коррозионного воздействия внешней среды климатически стойким покрытием. Для защиты подземной части от грунтовой коррозии применяют разрешенное ПАО «Газпром» защитное покрытие, нанесенное, как правило, в заводских условиях.

Запорную арматуру на ЛЧ МГ (линейную, охранную и на перемычках), а также на узлах подключения КС (обводного, входного и выходного газопроводов) оснащают системами дистанционного и местного управления, резервирования импульсного газа, техническими манометрами для измерения давления газа до и после арматуры, трубопроводной обвязкой. Трубки отборов импульсного газа имеют изолирующие вставки перед узлами управления. При отсутствии системы дистанционного управления, линейную запорную арматуру оснащают автоматом аварийного закрытия.

Перестановку затворов запорной арматуры на ЛЧ МГ и узлах подключения КС (обводного, входного и выходного газопроводов), за исключением аварийных случаев, осуществляют с разрешения ПДС ЭО.

При нормальном режиме работы газопровода затворы линейной запорной арматуры МГ – открыты, на выпускных и обводных газопроводах – закрыты. На перемычках между газопроводами положение затворов арматуры определяют в соответствии с режимом работы МГ.

В режиме эксплуатации ГРС регуляторы давления газа – открыты. Затворы запорной арматуры на обводных газопроводах – закрыты.

Работоспособность трубопроводной арматуры проверяют в соответствии с эксплуатационной документацией с оформлением акта. Затворы линейной запорной арматуры многониточных газопроводов полностью переставляют в положение «закрыто»-«открыто» два раза в год: при подготовке объектов к осенне-зимнему и весеннему периоду эксплуатации; однониточных – при плановой остановке газопровода, один раз в год, охранные краны ГРС переставляют не более чем на 30%, при плановой остановке ГРС – полностью, узлов подключения КС (обводного, входного и выходного газопроводов) – один раз в год при плановой остановке цеха.

Системы линейной телемеханики и резервирования импульсного газа, проверяют одновременно с трубопроводной арматурой.

Обратная арматура технологической обвязки КС не реже одного раза в год подлежит вскрытию и внутреннему осмотру, если это предусмотрено конструкцией арматуры.

Территорию крановых площадок защищают от поверхностных вод, планируют и покрывают неткаными материалами (в случае необходимости, определяемой проектом) засыпают твердым сыпучим материалом (гравий, щебень и т.п.), на ограждении вывешиваются утвержденные технологические схемы.

Территорию вокруг крановых площадок на расстоянии 5 м от ограждения освобождают от растительности.

Крановые площадки узлов подключения КС имеют подъездную дорогу с твердым покрытием.

Линейные крановые узлы, узлы запуска и приема ВТУ оборудуют постоянными сигнализаторами их прохождения.

Объемы, условия хранения, переконсервацию, порядок использования и обновления трубопроводной арматуры аварийного запаса определяют в соответствии с нормами ПАО «Газпром».

Трубопроводную арматуру с истекшим сроком хранения, перед монтажом испытывают на герметичность и работоспособность с оформлением акта соответствия герметичности арматуры требованиям нормативных документов.

Демонтированную арматуру после дефектовки направляют в Специализированные ремонтные организации, либо она подлежит списанию. Узлы арматуры, вышедшие из строя или отработавшие свой ресурс, передают Специализированным организациям по переработке материалов.

Перечень технической документации по эксплуатации трубопроводной арматуры включает в себя заводской паспорт (для арматуры DN 50 мм и более – на каждую единицу, DN менее 50 мм – на партию), руководство по эксплуатации, журнал (формуляр) по техническому обслуживанию и ремонту.

Отчетные материалы по техническому обслуживанию, ремонту и диагностическому обследованию трубопроводной арматуры заносят в электронную информационную систему ПАО «Газпром».

Вопросы для контроля (самоконтроля) к лекции 4

 

1.Дайте определение термину «трубопроводная арматура».

2. На какие типы подразделяется трубопроводная арматура?

3. Как подразделяется трубопроводная арматура по способу присоединения к трубопроводу?

4. Как подразделяется трубопроводная арматура по типу уплотнений?

5. Как подразделяется трубопроводная арматура по конструкции корпуса?

6. Назовите основные параметры трубопроводной арматуры.

7. Что понимают под номинальным диаметром трубопроводной арматуры?

8. Что понимают под номинальным давлением трубопроводной арматуры?

9. Назовите наиболее распространенный тип арматуры на линейной части магистрального газопровода.

10. При каком перепаде давления газа на затворе разрешается производить открытие запорной арматуры DN ≥ 500 мм. на линейной части магистрального газопровода?

11. В каком положении должны находиться затворы линейной запорной арматуры магистрального газопровода при нормальном режиме работы газопровода?

12. На какие виды подразделяются краны по форме затвора?

13. По способу установки шара, шаровые краны подразделятся на?

14.Укажите основные виды приводов.

15. Чем должны быть оснащены приводы трубопроводной арматуры?

16. Кто производит заправку гидросистемы трубопроводной арматуры демпферной жидкостью?

17. Чем должна быть оснащена запорная арматура на линейной части и узлах подключения магистрального газопровода?

18.С оформлением какого документа проверяют работоспособность трубопроводной арматуры?

19. Сколько раз в год проверяют работоспособность линейной запорной арматуры многониточных газопроводов?

20. На какое расстояние от ограждения кранового узла производится очистка от растительности?

21. Начиная с какого номинального диаметра трубопроводная арматура должна иметь паспорт?