книги / Основы газоснабжения

и присоединяются к газопроводу только сваркой. Гидрозатворы оборудуют устройствами для замера электрического потенциала газопровода, а гидрозатвор конструкции Н. Т. Хатунцева (см. рис. IV.5, а) имеет дополнительно и устройство для продувки га­ зопровода. К преимуществам гидрозатворов относятся: отсутст­ вие необходимости в сооружении для них колодцев, надежность

Рис. IV.5. Гидрозатвор для газопроводов от 50 до 150 мм (а) и от 150 до 300 мм (б).

1 — корпус; 2 — водоотводящая трубка; 3 —подушка кбвера; 4 — кбвер; 5 — контактная пластина; в —пробка; 7 —электрод заземления; 8 —штуцер с пробкой для продувки; 9 — кожух.

отключения потока газа и возможность использования их в ка­ честве конденсатосборников. Недостатком гидрозатворов является длительность операций по заливке и откачке воды насосом.

Краны — запорные устройства в виде конической, вращающей­ ся вокруг своей оси, пробки с отверстием, притертой к гнезду в корпусе. Проход газа через кран обеспечивается поворотом пробки на 90° по часовой стрелке, а перекрытие — поворотом в обратную сторону. Неполным открытием крана достигается огра­ ничение расхода газа. Применяются краны чаще всего для газо­ проводов диаметрами до 80—100 мм и различаются по материалу, из Которого изготовлены, способу уплотнения, конструкции при­ соединительного устройства, рабочему давлению и размерам.

61

Наилучшими материалами для кранов являются латунь я бронза, обладающие высокими механическими и антикоррозион­ ными свойствами. Однако ввиду высокой стоимости краны из латуни и бронзы изготовляют для газопроводов небольших диа­ метров (15, 20 и 25 мм), требующих частого отключения, например на отводах к газовым приборам. На газопроводах диаметром более 25 мм применяют краны из серого чугуна, а при высоком давле­ нии — и стальные. По особым заказам могут изготовляться ком­ бинированные краны с чугунным корпусом и бронзовой пробкой.

По способу уплотнения различают краны

ных газопроводах краны с резьбовыми соединениями не приме­ няются.

Общее требование для кранов, применяемых на газопроводах,— наличие указателя положения крана «открыто», «закрыто» или ограничителя поворота пробки. На малых кранах таким указа­ телем является риска на торце пробки. Преимущества пробковых кранов: простота устройства, малое гидравлическое сопротивле­ ние, быстрота открытия и закрытия, легкость автоматизации управления ими. К недостаткам большинства типов кранов отно­ сится негерметичность, особенно при повышенных давлениях.

Каждый тип арматуры имеет условное обозначение. Например,

ности арматуры; бк — тип уплотнения (без колец). Иногда в конце обозначения стоит цифра I, означающая модернизацию арматуры данного типа.

62

Компенсаторы предназначены для компенсации температурных деформаций газопроводов и для облегчения монтаща и демонтажа устанавливаемой на них арматуры. Если газопровод закреплен и лишен возможности изменять длину, то в нем возникают напря­ жения, способные разрушить газопровод или установленную на

Рис. IV.7. Чугунный кран со смазкой под давлением, типа КС.

нем арматуру. Величина возникающих температурных напряже­ ний, кгс/см2,

а т = ± аЕ At,

где а — коэффициент температурного линейного расширения, 1/°С (для стали а = 0,000012 1/°С); Е — модель упругости мате­ риала трубы, кгс/см2 (для стали Е = 2 100 000 кгс/см2); Дt — изменение температуры от t ± до г2, °С.

Для снижения указанных напряжений на газопроводах уста^ навливают П-образные, линзовые и резинотканевые компенса­ торы.

63

П-образные компенсаторы изготовляют из стальных бесшовных труб и чаще всего монтируют на надземных газопроводах, где температурные напряжения больше, чем на подземных.

Линзовые компенсаторы (рис. IV.8) изготовляют сваркой из штампованных полулинз с толщиной стенки 2,5—5 мм на рабочие давления 3 и 6 кгс/см2. В зависимости от рабочего давления и толщины стенки упругая деформация одной линзы 5—10 мм. Для уменьшения гидравлических сопротивлений и предотвращения за­ сорения внутри компенсатора установлен направляющий патру­ бок, приваренный к внутренней поверхности компенсатора со

Рис. IV.8. Линзовый однофланцевый компенсатор.

I —фланец; 2 —стяжная тяга с гайками; 3 —полулинза; 4 — крон­ штейн; 5 —цапфа для приварки к газопроводу; 6 —направляющий пат­

рубок; 7 —битум.

стороны входа газа. Нижняя часть линз через отверстия в на­ правляющем патрубке заливается битумом для предупреждения скопления и замерзания в них воды. Линзовидные компенсаторы обычно устанавливают на подземных газопроводах в колодцах в комплекте с задвижками, по ходу газа за ними. При установке компенсатора в зимнее время рекомендуется его немного растя­ нуть, в летнее — сжать стяжными тягами. После монтажа тяги следует снять. Промышленностью выпускаются линзовые ком­ пенсаторы и без кронштейнов и стяжных тяг. Сжатие их перед установкой производится струбцинами.

Резинотканевые компенсаторы (рис. IV.9) имеют вид винтооб­ разного гофрированного шланга с фланцами, изготовленного из резины с прослойками из капронового полотна. Наружный слой усилен капроновым канатом. Донецким заводом резиновых техни­ ческих изделий выпускаются такие компенсаторы с условными диаметрами 100, 150, 200 и 400 мм на низкое и среднее давления газа. Общая компенсирующая способность их при растяжении не менее 150, при сжатии — 100 мм для D y = 100 и 150 мм и со­ ответственно 200 и 75 мм для D y = 200 и 400 мм. Главное досто-

64

инство резинотканевых компенсаторов — способность восприни­ мать деформации и в продольном и в поперечных направлениях, что позволяет использовать их для подземных газопроводов низ­ кого и среднего давлений, прокладываемых на территориях гор­ ных выработок или в районах с явлениями сейсмичности.

Конденсатосборники устанавливают в низших точках газопро­ вода для сбора и удаления конденсата. В составе конденсата преобладает вода, выделяющаяся в значительных количествах

Рис. IV.9. Резинотканевый компенсатор.

из влажных газов при понижении их температуры. Количество конденсирующейся влаги, г/ч,

G = V {wtx— wtt),

где V — расход газа в газопроводе, м3/ч; wtt и W(2 — содержание

Помимо воды из газа могут конденсироваться тяжелые углево­ дороды (бутан, пропан и др.). Также возможно скопление в га^ зопроводах пыли и оставшейся после строительства воды.

Конденсатосборник представляет собой цилиндрическую ем­ кость, часто называемую горшком, которая снабжена трубкой для удаления конденсата. Конец трубки выведен под ковер и снабжен резьбовой пробкой или краном (рис. IV. 10). Из конденсатосборника низкого давления конденсат удаляется насосом или вакуум-цистерной после вывертывания пробки, а из конденсатосборников среднего или высокого давления конденсат выте­ сняется через открытый кран давлением газа. Выкидная трубка у конденсатосборников среднего или высокого давления заклю­ чена в защитный футляр, в верхней части которого имеется урав­ нительное отверстие диаметром 2 мм. Через это отверстие вырав­ нивается давление внутри и снаружи трубки, что исключает возможность подъема и замерзания воды в ней.

Конденсатосборники присоединяются к газопроводам только*

65

используются для продувки газопроводов и для вамера в них давления газа и электрического потенциала газопровода.

В практике эксплуатации конденсатосборников нередки слу­ чаи отрыва сифонных трубок. Поэтому в последние годы число

Рис. IV.10. Конденсатосборникц газопроводов низкого (а) и среднего или высокого (б) давления.

1 —емкость для сбора конденсата; 2 —водоотводящая трубка; 3 —газопровод; 4 — электрод заземления с изоляционным покрытием; 5 — бетонная подушка; 6 —кбвер; 7 —контактная пластина; 8 —пробка; 9 —кран; 10 — отверстие в водоотводящей

трубке.

конденсатосборников сокращается до минимально необходимого особенно на газопроводах среднего и высокого давления.

Контрольные проводники (рис. IV.11) позволяют без вскры­ тия газопровода замерить его электрический потенциал. Это необходимо для своевременного обнаружения утечки постоян­ ного тока с рельсов трамвая, метрополитена и других источников на подземные газопроводы. Токи утечки вызывают электрохими­ ческую коррозию газопроводов. Для замера потенциала газопро­

66

вода необходимо плюс вольтметра подсоединить к центральному пррводу, приваренному к газопроводу, а минус — к защитному

кожуху проводника, который нижней неизолированной частью сообщается с грунтом.

Контрольные проводники устанавливают вблизи электростан­ ций, у трансформаторных киосков, в местах пересечения газо­

проводами электрифицированных железных дорог, трамвайных линий и т. п.

5

Рис. 1V.11. Контрольный про­ водник.

а —общийвид; б —клеммная головка: 1 —бетонная подушка; 2 —кбвер; S —съемный колпачок; 4 —изолиро­ ванная часть стального кожуха; 5 — битум внутри кожуха; в —контакт­ ный стальной проводник; 7 —неизо­ лированная часть кожуха; 8 —битум; 9 —минусовый зажим; ю —плюсо­ вый зажим; 11 —высокоомныйвольт­ метр; 12 —клеммная головка, наде­ ваемая вместо съемного колпачка при

ведении замеров.

слровод

На участках газопровода, параллельных трамвайной линии, замер потенциалов газопровода должен быть обеспечен примерна через каждые 200 м. Для замера потенциала также могут исполь­ зоваться конденсатосборники и задвижки.

Колодцы на газопроводах служат для размещения в них от­ ключающих устройств и компенсаторов. Делают колодцы из крас­ ного кирпича или сборного железобетона. Перекрытие колодца желательно выполнять съемным для безопасности ведения ре­ монтных работ. При устройстве в днищах колодцев приямков для сбора воды уклон к приямку должен быть не менее 0,03. На про­ ходе газопровода через стены колодца устанавливают футляры г концы которых выступают за стены колодца не менее чем на 2 ем. Зазор между футляром и газопроводом обеспечивает независимую»

67

осадку стен колодца и газопровода, уплотняют его просмолен­ ным канатом и битумом.

Во влажных грунтах во избежание проникновения почвенной воды в колодцыЛа также повреждений вследствие пучения грунта стены колодцев выполняют только железобетонными. Снаружи в этом случае требуется их не только оштукатурить и ожелезнить, но и покрыть гидроизоляционными материалами для уменьшения сцепления с мерзлым грунтом. Обычно гидроизоляция осущест­ вляется битумом, жидким стеклом, церезином и др.

Люки колодцев на проезжей части дороги размещают на уров­ не дорожного покрытия, а на незамощенных проездах — выше уровня земли на 5 см с устройством вокруг люков отмостки шири­ ной 1 м. Там, где это возможно, целесообразно управление за­ движкой вывести под ковер (рис. IV. 12) или выше перекрытия колодца.

Коверы предназначены для защиты дренажных трубок конденсатосборников, гидрозатворов, контактных головок контрольных проводников и контрольных трубок от механических повреждений. Ковер — это чугунный или стальной колпак с крышкой. Устанав­ ливают коверы на бетонные или железобетонные основания, обеспе­ чивающие их устойчивость и исключающие просадку. Крышка ковера на проезжей части улицы находится заподлицо с дорожным покрытием и открывается против движения транспорта. В непро­

68

езжей части улицы, например на газонах, крышку ковера следует располагать выше поверхности земли на 5 см.

Для быстрого нахождения коверов, люков колодцев и трасс подземных газопроводов устанавливают настенные знаки.

§IV.6. Пересечения газопроводов

сразличными преградами

Трасса газопровода может пересекать реки, озера, канальц овраги, трамвайные и железнодорожные пути, автомагистрали, теплофикационные коллекторы и другие препятствия. Узлы пере­ сечения являются ответственными участками газопровода и дол­ жны выполняться в соответствии с действующими нормалями, «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» и СНиП.

Рис. IV.13. Схема пересечения газопроводом электрифицированной железной дороги.

1 —газопровод; 2 — битум; 8 — просмоленная пакля; 4 —футляр; 5 — диэлектрические катки; в — контрольная трубка.

Переходы газопроводов через железнодорожные и трамвайные пути и автомагистрали 1 и 2 классов могут быть надземными, но чаще выполняются подземными в соответствии с требованиями СНиП Ц - Г .1 3 - 6 6 .

Участки подземных переходов газопроводов под железнодо­ рожными магистралями (рис. IV.13) заключаются в стальные фут­ ляры. Под трамвайными линиями и автомагистралями 1 и 2 клас­ сов футляры Могут быть стальными, чугунными, железобетонными или асбесто-цементными. Диаметр футляра принимается на 100— 200 мм более диаметра газопровода. Концы футляра выводятся за подошву насыди, но не менее чем на 3 м от крайних рельсов путей или 2 м от края полотна автомагистрали. На концах футляра делаются сальниковые уплотнения, а от одного из концов фут­ ляра выводится под ковер контрольная трубка для выявления возможных утечек газа.

Если по требованию организаций МПС футляр заполняется бетоном или песком, контрольная трубка не ставится. Внутри футляра на газопроводе должно быть минимальное количество

69

сварных соединений. Трубу следует покрыть изоляцией весьма усиленного типа и уложить на диэлектрические подкладки. Все сварные стыки требуется проверить физическими методами.

Глубина укладки газопровода (от подошвы шпалы до верха футляра) принимается под магистральными железнодорожными путями не менее 1,5 м, а под железнодорожными ветками про­ мышленных предприятий и трамвайными путями — не менее 1 м. Глубина укладки газопровода под автомагистралями — не менее 1 м от полотна дороги до верха футляра.

На газопроводах, пересекающих магистральные железнодо­ рожные пути и автомагистрали 1 и 2 классов, устанавливаются отключающие устройства: при тупиковых газопроводах — со стороны хода газа, при кольцевых — с обеих сторон.

Переходы могут сооружаться открытым траншейным способом, но более прогрессивными являются методы прокола, продавли-

Примечание. Указанное в таблице расстояние 300 м может быть уменьшено по согласованию с организациями, ведающими ледовзрывными работами.

В городских условиях переходы через водные преграды, как правило, сооружают подводными двухниточными. Пропускная спо­ собность каждой нитки перехода (дюкера) — 0,75 расчетного рас­ хода газа. Прокладка в одну нитку допускается: на закольцован­ ных газопроводах, на тупиковых газопроводах к промышленным потребителям, обеспеченным резервным топливом, и на водных преградах шириной в межень до 50 м с шириной заливаемой поймы не более 500 м.

70