2.9 Трубопроводная арматура нпс

Арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоком жидкости, транспортируемой по трубопроводу.

К арматуре предъявляются следующие основные требования: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, ремонтопригодность, готовность к срабатыванию после длительного пребывания в открытом или закрытом положении.

Арматуру классифицируют по основным признакам: назначению, условиям работы (в первую очередь, давление и температура), диаметру условного прохода.

По назначению арматуру делят на классы:

1. запорную – предназначенную для полного перекрытия потока среды;

2. предохранительную – для частичного перепуска рабочей среды при недопустимом повышении давления и для предотвращения недопустимого обратного потока среды;

3. регулирующую – для управления рабочими параметрами потока среды (давлением и расходом) путем изменения проходного сечения;

4. контрольную – для определения уровня рабочей среды;

5. прочую – для выполнения различных конкретных операций (отвод конденсата, выпуск воздуха, приемо – раздаточные операции, выпуск подтоварной воды из резервуаров).

По величине условного давления арматуру делят на 3 основных группы:

1. низкого давления на Р_У до 1 МПа;

2. среднего давления на Р_У= 1,6 ÷ 6,4 МПа;

3. высокого давления на Р_У= 10 ÷100 МПа.

Условное давление соответствует допустимому для данного изделия рабочему давлению при нормальной температуре.

По размеру условного диаметра различают арматуру малых диаметров (D_У < 40 мм), средних (D_У = 50 ÷ 250 мм) и больших (D_У > 250 мм). D_У – это номинальный внутренний диаметр трубопровода, на который устанавливают данную арматуру.

К запорной арматуре относятся задвижки, краны и вентили. На линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются задвижки.

К задвижкам относятся запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном движению потока жидкости (рис. 2.35)

Рис. 2.35 Задвижка:

а – внешний вид; б – основные элементы задвижки; 1 – корпус; 2 – крышка; 3 – затвор; 4 – шпиндель; 5 – гайка от шпинделя; 6 – уплотнение «корпус – крышка»; 7 – уплотнение сальника; 8 – рукоятка; 9 – шпильки; 10 – седло.

Задвижки широко применяют для перекрытия потоков в трубопроводах с D_У = 50 ÷ 1400 мм при рабочих давлениях 0,4 ÷ 20 МПа и температуре среды 60 ÷ 450⁰С.

Задвижки имеют следующие преимущества:

1) незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе;

2) отсутствие поворотов потока жидкости;

3) возможность применения при большой вязкости жидкости;

4) простота обслуживания;

К недостаткам задвижек относятся:

1) относительно большая высота;

2) невозможность применения для сред с кристаллизующими включениями;

3) небольшой допустимый перепад давлений на затворе;

4) возможность возникновения гидравлического удара в конце хода затвора;

5) невысокая скорость срабатывания;

6) трудность ремонта уплотнений затвора при эксплуатации.

По конструкции затвора различают задвижки клиновые (с неупругим, упругим и составным клином) и параллельные (однодисковые или шиберные и дисковые), показанные на рис. 2.36, 2.37, 2.38

Рис. 2.36 Запорное устройство клиновых задвижек:

а – неупругий клин; б – упругий клин; в – самовосстанавливающий клин.

Рис. 2.37 Параллельная однодисковая задвижка:

1 – шибер; 2 – патрубок; 3 – корпус; 4 – узел крепления шпинделя и шибера; 5 – седло; 6 – шпилька; 7 – уплотнительное кольцо; 8 – прокладка; 9 – верхняя крышка4 10 – набивка сальника; 11 – нажимная планка; 12 – шпиндель; 13 – кожух; 14 – выходной элемент привода; 15 – стойка.

Рис. 2.38 Затвор двухдисковых параллельных задвижек:

а – с выдвижным шпинделем; 1 – диск; 2 – грибок; 3 – шпиндель; 4 – уплотнительное кольцо; 5 – седло; 6 – корпус;

б – с невыдвижным шпинделем; 1 – диск; 2 – грибок; 3 – ходовая гайка; 4 – шпиндель; 5 – уплотнительное кольцо; 6 – седло; 7 – корпус.

АК «Транснефть» применяет шиберные задвижки отечественных производителей.

В зависимости от площади прохода задвижки делят на полноприводные (диаметр прохода равен диаметру трубопровода) и с суженным проходом, которые устанавливаются при высоких перепадах давления на затворе.

Кран это запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора (пробка) имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока. Перекрытие потока осуществляется вращением пробки вокруг своей оси. Краны имеют следующие преимущества:

1. простота конструкции;

2. прямоточность и низкое гидравлическое сопротивление;

3. постоянство взаимного контакта уплотнительных поверхностей.

В зависимости от геометрической формы уплотнительных поверхностей пробки и корпуса краны разделяют на конические и шаровые. Наибольшее распространение на магистральных нефтепроводах получили шаровые краны, которые превосходят конические по следующим показателям:

1) меньшие массо – габаритные характеристики;

2) большая прочность и жесткость корпуса;

3) меньшая чувствительность к неточностям изготовления уплотнительных поверхностей, что обеспечивает гораздо лучшую герметичность;

4) меньшая трудоемкость изготовления.

В настоящее время запорную арматуру оснащают приводами, причем при D_У > 500 мм практически всю. Наибольшее распространение получили электроприводы вследствие простоты и надежности конструкции, а также широкой доступности электроэнергии.

Рис. 2.39 Запорно – регулирующая заслонка с электрическим приводом:

1 – корпус; 2 – диск; 3 – вал; 4 – ось; 5, 6 – опоры; 7 – нажимной фланец; 8 – уплотнительные кольца; 9 – штифт; 10 – резиновое кольцо; 11 – прижимное кольцо; 12 – ручной дублер.

С помощью электропривода осуществляют:

1) открывание и закрывание запорной арматуры (рис. 2.39);

2) дистанционное и автоматическое управление арматурой;

3) указание положения запорного органа.

Пневмоприводы в основном применяют в запорной арматуре, например, в кранах, где не требуется больших усилий и перемещений при управлении. При больших усилиях и перемещениях, например, в клиновых задвижках конструкция привода становится громоздкой и сложной.

Обратные клапаны предназначены для предотвращения обратного потока среды в трубопроводе, чтобы избежать аварии, например, при внезапной остановке насоса. Они являются автоматическим предохранительным устройством. По принципу действия обратные клапаны разделяют на подъемные и поворотные (рис. 2.40).

Рис. 2.40 Обратные клапаны:

а – подъемный: 1 – корпус; 2 – золотник; 3 – пружина; 4 – крышка; 5 – болт; б – поворотный: 1 – корпус; 2 – захлопка; 3 – крышка; 4 – серьга.

На магистральных нефтепроводах чаще всего применяют обратные клапаны поворотного типа, т.к. они имеют меньшее гидравлическое сопротивление (рис. 2.41).

Рис. 2.41 Клапан обратный поворотный:

1 – гайка; 2 – шпилька; 3 – серьга; 4 – кронштейн; 5 – шайба; 6 – болт; 7 – прокладка; 8 – крышка; 9 – корпус; 10 – ось; 11 – захлопка; 12 –шплинт; 13 – гайка стопорная.

Клапаны с D_У = 700 ÷ 1000 мм во избежание больших ударных нагрузок при быстром закрытии клапана снабжаются гидротормозами (демпферами), реже применяются пневмодемпферы.