Меню Рубрики

Установка контрольной трубки на теплотрассе

Установка контрольной трубки на теплотрассе

Группа: Участники форума
Сообщений: 90
Регистрация: 14.1.2010
Пользователь №: 44222

Группа: Участники форума
Сообщений: 60
Регистрация: 23.4.2010
Пользователь №: 53911

, странный какой-то вопрос,или я не понимаю что вас интересует.
0,2м от футляра до пересекаемой коммуникации. Приложение В СП42-101-2003.

Сообщение отредактировал Карлсончик — 18.8.2010, 10:32

Группа: Участники форума
Сообщений: 601
Регистрация: 9.7.2008
Пользователь №: 20485

Группа: Участники форума
Сообщений: 137
Регистрация: 17.8.2009
Из: МОСКВА
Пользователь №: 37360

Да так оно и есть : В местах пересечения тепловых сетей с газопроводами при их подземной прокладке в каналах или тоннелях должны предусматриваться на тепловых сетях на расстоянии
не более 15 м по обе стороны от газопровода устройства для отбора проб на утечку газа. (См. СниП2.04.07-86 п.6.17).

Да существуют нормали постараюсь скинуть.

Группа: Участники форума
Сообщений: 56
Регистрация: 23.2.2010
Из: калининград обл
Пользователь №: 47192

Группа: Участники форума
Сообщений: 68
Регистрация: 23.1.2008
Пользователь №: 14741

Есть проект на теплотрассу, разработанной некой организацией. Пересекаем газопровод. Сделана соответствующая запись, что необходимо предусмотреть устройство для отбора проб на утечку газа.
Зачастую заказчик и проверяющие органы на это закрывали глаза. Сейчас новый заказчик увидев эту запись, требует выполнить это решение. Но в чертежах само устройство не разработано.

Форумчане, кто-нибудь сталкивался с таким? Есть ли разработанные чертежи? И самое главное в каких конструкциях это располагать? Коверы?

Пока нашел такой чертеж, правда немного по другой специальности.

Группа: Участники форума
Сообщений: 305
Регистрация: 6.2.2008
Из: РФ
Пользователь №: 15232

есть целая серия по пересечениям с теплосетями
Альбом СК 3105-98
Выпуск 1. Конструкции пересечения теплосети с газопроводом
кроме того узлы пересечения с теплосетями есть в серии 5.905-0.07 УДГ 14 и 15. кстати в этой серии расстояние контрольных трубок на канале от пересекаемого газопровода 3,5-5м
И по поводу название темы — при пересечении с теплосетями только стальной футляр

Сообщение отредактировал chp6 — 22.10.2013, 15:46

Группа: Участники форума
Сообщений: 68
Регистрация: 23.1.2008
Пользователь №: 14741

спасибо за наводку на серию. она у меня была, но запамятовал про нее.

Сообщение отредактировал Solarinfo — 23.10.2013, 16:12

источник

Контрольная трубка на газопроводе: назначение + правила установки на футляр

У подземной прокладки газопроводных магистралей масса преимуществ. Они не портят экстерьер городских зданий и загородный ландшафт, не мешают передвижению транспорта, не заставляют смещать существующие постройки. Но у них есть существенный недостаток – это сложность мониторинга как самой трубы, так и перемещаемой по ней среды.

Мы расскажем, как контрольная трубка на газопроводе помогает следить за состоянием системы. Познакомим с особенностями конструкции этого устройства. Разберем варианты расположения и правила монтажа.

Из представленной нами статьи вы узнаете, где и в какой последовательности устанавливаются контрольные трубки на газопроводной системе. Ознакомитесь с особенностями крепления их на футлярах и на полукруглых кожухах. Поймете, насколько необходимо отслеживать техническое состояние подземного трубопровода.

Цель мониторинга состояния подземного газопровода

Проложенные в траншеях газопроводные магистрали нуждаются в регулярном осмотре не менее, чем наземные трассы. Конечно, им не грозят чисто механические повреждения, как это случается с открыто устроенными коммуникациями. Однако причин для беспокойства об их состоянии у газовщиков ничуть не меньше.

Если транспортирующая голубое топливо труба погружена в грунт:

  • Сложно следить за механическим состоянием газопровода, а ведь на его стенки воздействует давление грунта, вес сооружений и пешеходов, а также проезжающего транспорта, если магистраль проходит под шоссе или железнодорожной веткой.
  • Невозможно своевременно выявить коррозию. Ее вызывает агрессивная грунтовая вода, непосредственно грунт, в составе которого есть активно действующие компоненты. Потере первоначальных технических характеристик способствуют технические жидкости, проникающие на глубину заложения трассы.
  • Трудно определить потерю герметичности, появившуюся из-за нарушения целостности трубы или сварного узла. Причиной утраты герметичности обычно является окисление и ржавление металлических трубопроводов, банальный износ полимерных конструкций или нарушение технологии сборки.

Несмотря на то, что прокладка газопроводных магистралей в траншеях предусматривает полную замену агрессивного грунта на грунт с нейтральными свойствами, а устройство в местах возможного пролива технических жидкостей напрочь запрещено, без особых приспособлений они не могут считаться полностью защищенными от химической агрессии.

источник

Контрольная трубка газопровода с выводом под ковер

Контрольная трубка применяется для систематического контроля и выявления на подземных газопроводах мест утечек газа без вскрытия дорожного покрытия. Обычно устанавливаются на определенных расстояниях вдоль трассы газопровода, чаще всего над точками газопровода, за которыми важен периодический эксплуатационный контроль.

Контрольная трубка изготавливается из трубы размером 2 дюйма, нижний конец которой приваривается к футляру газопровода, зона между газопроводом и футляром засыпается слоем щебня или мелким гравием высотой 100мм и накрывается стальным кожухом длиной около 350мм, согнутым в виде полукруга и устанавливаемым обычно над стыком газопровода. Сверху контрольная трубка закрывается стальной крышкой, установленной на петлю. Для определения утечки газа крышка контрольной трубки откидывается и в трубу вставляется газозаборная трубка газоиндикатора. При отсутствии индикатора утечка газа выявляется по запаху.

На полиэтиленовых газопроводах контрольные трубки устанавливаются на участках расположения неразъемных соединений полиэтилен-сталь, при пересечении газопроводов с железными дорогами, тепловыми сетями, автомобильными дорогами, трамвайными путями, коллекторами и тоннелями, каналами; в местах выходов из земли полиэтиленовых труб на надземных вертикальных участках газопровода при использовании разъемных соединений в футляре; а также в местах бесколодезного расположения разъемных соединений. При длине секции газопровода не более 150м и установке трубы без сварных соединений допускается контрольную трубку не устанавливать.

Контрольные трубки эффективнее устанавливать на газопроводе, расположенном выше уровня грунтовых вод. В некоторых случаев ставят устройства, облегчающие возможность обнаружения утечки газа и преграждающие его движение в опасную зону. Разрыхленная почва способствует выходу газа наружу в сторону подвалов и зданий. Для контроля за такими утечками и отвода газа в желательном направлении в некоторых случаях устраивают постоянно открытые дренажи, похожие на контрольные трубки.

Читайте также:  Установка коптильни в помещении

Стандартная конструкция контрольной трубки прекрасно подходит для непучинистых грунтов. При мокрых пучинистых смерзающихся грунтах следует принять меры к предотвращению выпирания контрольной трубки из ковера. Это может быть достигнуто созданием вокруг трубки слоя непучинистого грунта (песок и др.) или прикреплением кожуха к газопроводу. Последний вариант обычно затруднителен в связи с возможным нарушением целости изоляции газопровода и требует полной изоляции кожуха контрольной трубки, что трудно осуществимо.

Контрольные трубки имеют важное значение для эксплуатационного надзора, ведь именно они являются основным приспособлением, позволяющим проверить с поверхности земли герметичность газопровода. И при этом контрольная трубка лишь в некоторой степени может быть названа устройством, предохраняющим подземные газовые сети от повреждений. Ее основная задача заключается в создании условий для своевременного обнаружения утечки газа из газовой трубы, принятии эффективных мер для защиты газопровода от повреждений и ликвидации возможных последствий утечек.

Со стоимостью стандартных контрольных трубок Вы можете ознакомиться здесь.

источник

Контрольная трубка, контрольно-измерительный пункт, сборник конденсата, гидрозатвор, настенный указатель.

Футляры ставят при пересечении железных и автомобильных шоссейных дорог, коллекторов и колодцев, при необходимости прокладки газопроводов в непосредственной близости от жилых и общественных зданий или на малой глубине. Их используют также при производстве работ закрытым способом. В этом случае футляр предварительно продавливают или прокалывают через грунт и укладывают в него газопровод.

Рис. 26.Пересечение газопроводом колодца или коллектора: 1 – газопровод; 2 – эластичное уплотнение; 3 – контрольная трубка; 4 — защитный футляр; 5 – коллектор или колодец; 6 – цементная заделка Рис. 27. Прокладка газопровда в футляре: 1 – газопровод ; 2 – опорно-направляющее кольцо; 3 — футляр; 4 – прокладочный материал.

Контрольная трубка — устанавливаются над сварными стыками, а также при прокладке газопровода под проезжей частью (рис. 26, 27, 28). С помощью контрольных трубок обходчики контролируют плотность газопровода газоанализатором.

Рис. 28. Контрольная трубка: 1 – газопровод; 2 – труба футляра; 3 – металлический изогнутый кожух; 4 – контрольная трубка; 5 – пробка; 6 – ковер; 7 – основание; 8 – асфальтобетонное покрытие. А – установлена на футляре. Б – установлена над рискованным стыком. Рис. 29. Контрольно-измерительный пункт: 1 –газопровод; 2 – контрольные проводники; 3 – вольтметр; 4 –прерыватель тока; 5 – трубка для установки электрода; 6 – стальная штанга; 7 –медносульфатный электрод сравнения.

Контрольно-измерительный пункт — служит для определения электрического защитного потенциала на подземных газопроводах относительно почвы, в которой он проложен, с помощью медносульфатного электрода сравнения (рис. 28). Они устанавливаются на газопроводах в городских и сельских поселениях с интервалом не более 200 м, вне территории поселений — не более 500 м.

Контрольные проводники предназначены для электрических измерений на газопроводах и представляют собой изолированные стальные стержни, приваренные, к газопроводу и выведенные на поверхность под ковер (рис.29).

Сборник конденсата — служит для сбора и откачки конденсата, который конденсируется из газа (рис. 30). Конструкция, размеры конденсатосборника зависят от давления газа в сети и количества конденсирующейся влаги. Из конденсатосборника низкого давления конденсат удаляют с помощью насоса или вакуум — цистерны, а среднего и высокого давлений — давлением газа. Трубки конденсатосборников выводят под ковер и используют при продувках газопроводов и выпуске газа при ремонте и для контроля давления газа в газопроводе.

Рис. 30. Сборник конденсата: 1 — корпус; 2 — газопровод; 3 — водоотводная трубка; 4 — контактная пластина; 5 — ковер; 6 — кран; 7 – электрод Рис. 31. Гидрозатвор: 1–корпус; 2–газопровод; 3–водоотводная трубка; 4–контактная пластина; 5–ковер, 6–кран; 7–электрод заземления; 8–вход газа.

Гидрозатвор – применяется в качестве отключающего устройства на подземных газопроводах низкого давления. Для прекращения подачи газа в гидрозатвор заливают воду, а для возобновления газоснабжения воду откачивают (рис. 31).

Установка шаровых кранов на полиэтиленовых газопроводах.

В качестве запорной арматуры могут использоваться как металлическая запорная арматура, так и полиэтиленовые краны.

Рис. 32. Монтаж шарового крана на полиэтиленовом газопроводе: 1 — ковер; 2 — шток шарового крана с хвостовиком под ключ; 3 — асфальтобетонное покрытие 4 — основание; 5 — гравийно-песчаное основание; 6 — кожух штока; 7 — сигнальная лента; 8 — шаровой кран; 9 – цементная стяжка; 10 — опорная подушка.

На полиэтиленовых газопроводах в качестве запорной арматуры применяют шаровые краны в цельном корпусе, не требующих мер защиты от коррозии и позволяющих производить их монтаж непосредственно в грунте без устройства колодца (рис. 32). Надземное размещение полиэтиленовых кранов не допускается.

Краны имеют телескопический удлиняющий шток (длина от 0,6 до 2,0 м), позволяющий управлять краном с поверхности земли. В целях обеспечения защиты от механических воздействий и атмосферных осадков управляющие штоки кранов должны выводиться под коверы или крышки колодезных люков

Защита подземных газопроводов от коррозии. Видами коррозионного воздействия на наружную поверхность подземных стальных сооружений являются:

атмосферная коррозия — подземных сооружений является вероятным и часто встречающимся на практике случаем (участки выхода подземных сооружений из земли, непроектный выход подземных коммуникаций на поверхность: размывы, выветривание, участки проведения работ со вскрытием подземных коммуникаций) и учитывается при планировании защитных мероприятий, в т.ч. требований к защитным покрытиям.

коррозия в почвенно-грунтовых водах и грунтах;

коррозия, вызванная блуждающими токами (переменными и постоянными);

коррозия, вызванная индуцированным переменным током.

Читайте также:  Установка автоматики на бойлер

Коррозия — это разрушение металла из-за химического или электрохимического взаимодействия металла труб с окружающей средой.

Различают: — почвенную коррозию. Разрушение трубы происходит из-за произвольного окисления металла труб кислородом, находящимся в почве;

почвенную электрохимическую коррозию. Почва является электролитом, а труба – электродом. Из-за неоднородности металла трубы на ее поверхности появляются зоны имеющие различный электрический потенциал. Возникает электрический ток, в результате появления которого происходит разрушение кристаллической решетки металла и на трубе появляются раковины;

коррозия от блуждающих токовт.е. токов попадающих на газопровод от электрооборудования и электротранспорта. Электрический ток просто вымывает в почву положительно заряженные ионы металла.

В качестве защиты от коррозии применяется:

1. Выбор трассы подземного газопровода. Трасса проектируется таким образом, чтобы исключить или уменьшить прохождение блуждающих токов по трубе газопровода.

2. Пассивная защита, т.е. наложение на трубу изоляционных покрытий (экструдированный полиэтилен, полимерные ленты, битумную изоляцию и т.д.). Изоляция должна защищать металл трубы от химических веществ, не пропускать электрический ток, иметь необходимую толщину, сплошность и прилипаемость. Независимо от коррозионной агрессивности грунта для стальных газопроводов применяют защитные покрытия весьма усиленного типа. Изоляция накладывается на изоляционных заводах и на нее выдается паспорт (сертификат).

3. Активная защита, т.е. установка различных станций, задача которых — обеспечить на всем газопроводе замену положительного электрического заряда на отрицательный. При отрицательном заряде металла трубы относительно почвы, происходит движение электронов из металла в почву, при этом положительно заряженные ионы металла остаются на месте, т.е. металл не разрушается. Различают:

катодные станции (КС) (рис. 33 а). Это источники постоянного тока (выпрямители), от которых отрицательный заряд подается на опасную зону газопровода (где на трубе имеется положительный заряд), а положительный заряд от КС подается на заземленный электрод. Таким образом, производится замена на газопроводе положительных зарядов на отрицательные заряды.

Рис.33. Схема установки защиты:а — катодной, б — протекторной; в — прямой (простой) дренаж.1 — газопровод, 2 — катодная сетевая станция, 3 — анодное заземление, 4 — соединительный проводник, 5 — протектор, 6 – наполнитель, 7 — газопровод, 8 –регулировочный реостат, 9 -амперметр, 10 -предохранитель, 11 –отрицательная шина (отсасывающий кабель).

протекторные станции (ПС) (рис. 33 б). Принцип их действия аналогичен катодным станциям. Но отрицательный заряд получают от магниевого протектора, имеющего в почве высокий отрицательный потенциал. ПС имеют не большую мощность.

дренажные станции (ДС) (рис. 33 в). Работают по другому принципу, их задача перевести положительный заряд с газопровода на рельс электротранспорта. Сложность применения ДС заключается в появлении знакопеременных зон в зависимости от направления движения электротранспорта, а также необходимости наличия рельс в районе газопровода.

4. Изолирующие фланцевые соединения (ИФС) служат для электрического секционирования и электроизоляции отдельных участков газопровода (рис. 34). ИФС не является самостоятельным средством защиты от коррозии, а дополняют активную и пассивную защиты. Роль изоляторов выполняют специальный фланец и втулки, изготовленные из диэлектрического материала.

Рис. 34.Изолирующее фланцевое соединение: 1 – газопровод; 2, 3 – основные фланцы; 4 – прокладка паронитовая ПМБ толщиной 4 мм; 5 – разрезные втулки из фторопласта; 6 – шайбы; 7 – специальный фланец толщиной 16-20 мм из фторопласта; 8 – винты для проверки электросопротивления между каждым основным фланцем и промежуточным; 9 – Стягивающие шпильки; 10 – гайка.

Арматура газопроводов по ГОСТ 24856-2014

Арматура для опасных производственных объектов —это арматура предназначенная для применения на ОПО, на которых имеются опасные вещества и используют оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115°С. (см.арматура дляОПО).

Арматура низкого давления — арматура, рассчитанная на номинальное давление до PN 25 (2,5 МПа) включительно

· запорная арматура: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью

· предохранительная арматура: Арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды. (ПСК)

· отключающая арматура: арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления (ПЗК)

· отсечная арматура (Нрк. быстродействующая арматура): запорная арматура с минимальным временем срабатывания, обусловленным требованиями технологического процесса (ПЗК)

· ОР контрольная арматура: арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы (КИП)

· трехходовая арматура: многоходовая арматура, у которой рабочая среда входит в два патрубка и выходит в один или входит в один, а выходит в два или попеременно в один из двух патрубков

· редукционная арматура (Нрк. редуктор, дроссельная арматура): арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления. (РД)

· регулирующая арматура (Нрк. дроссельная арматура; дроссельно-регулирующая арматура; исполнительное устройство): Арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения. (РД)

· дисковый затвор (Нрк. заслонка; поворотный затвор, поворотно-дисковый затвор): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент имеет форму диска, поворачивающегося вокруг оси, перпендикулярной или расположенной под углом к направлению потока рабочей среды. (Запирание или РД)

· запорно-регулирующая арматура (Нрк. запорно-дроссельная арматура): арматура, совмещающая функции запорной и регулирующей арматуры

· ОРзадвижка: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается перпендикулярно к оси потока рабочей среды

· клапан (Нрк. вентиль): Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент перемещается параллельно оси потока рабочей среды

· ОР кран: Тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды

· арматура для ОПО: Арматура, предназначенная для применения на производственных объектах, на которых имеются опасные вещества и используют оборудование, работающее под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115°С ПримечаниеК опасным веществам относятся воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества, представляющие опасность для людей и окружающей природной среды.

· бесфланцевая арматура: арматура, присоединяемая к трубопроводу без помощи фланцев или не имеющая фланцев корпуса, но устанавливаемая между фланцами трубопровода

· муфтовая арматура: арматура, имеющая присоединительные патрубки с внутренней резьбой

· угловая арматура: арматура, в которой оси входного и выходного патрубков расположены перпендикулярно или непараллельно друг другу

Термины и определения по ГОСТ 24856-2014.

· номинальные параметры арматуры: Количественные значения функциональных характеристик арматуры, а также стандартных значений номинального диаметра и номинального давления, указанных без учета допускаемых отклонений

· номинальное давление PN (Нрк. условное давление): Наибольшее избыточное давление, выраженное в кгс/см 2 , при температуре рабочей среды 20°С, при этом обеспечивается заданный срок службы (ресурс) корпусных деталей арматуры, имеющих определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность при выбранных материалах и характеристиках прочности их при t = 20°С

· номинальный диаметр DN (Нрк. диаметр условного прохода; условный проход; номинальный размер; условный диаметр; номинальный проход): Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры. Примечание — номинальный диаметр приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах и соответствующему ближайшему значению из ряда чисел, принятых в установленном порядке.

· рабочее давление Рр : Наибольшее избыточное давление, при котором возможна длительная работа арматуры при выбранных материалах и заданной температуре. Примечание — пояснение см. в ГОСТ 24856-2014приложение А.

· расчетное давление Р: Избыточное давление, на которое производится расчет прочности арматуры. Примечание— пояснение см. в ГОСТ 24856-2014приложение А.

· пробное давление Рпр ,Ph (Нрк. давление гидроиспытаний, давление опрессовки):

1) Избыточное давление, при котором следует проводить испытание арматуры на прочность;

2) Избыточное давление, при котором следует проводить испытание арматуры на прочность и плотность водой при температуре от 5°С до 70°С, если в документации не указаны другие температуры.

· управляющее давление Рупр: Диапазон значений давления управляющей среды привода, обеспечивающего нормальную работу арматуры.

· перепад давления ΔР : Разность между давлениями на входе в арматуру и выходе из арматуры. Примечание — давление на входе в арматуру измеряется на расстоянии одного номинального диаметра от входного патрубка, давление на выходе — на расстоянии пяти номинальных диаметров от выходного патрубка.

· допустимый (максимальный) перепад давления ΔРmax: Предельное значение перепада давления, учитываемое при проектировании арматуры. Примечание — пояснение см. в ГОСТ 24856-2014приложение А.

· расчетная температура T: Температура стенки корпуса арматуры, равная максимальному среднеарифметическому значению температур на его наружной и внутренней поверхностях в одном сечении при нормальных условиях эксплуатации [см. стр. 4]

· коэффициент сопротивления ζ : (Нрк. коэффициент гидравлического сопротивления): Отношение потерянного полного давления в арматуре к скоростному (динамическому) давлению в расчетном сечении. Примечание — пояснение см. в ГОСТ 24856-2014приложение А.

· ход арматуры h: Перемещение запирающего или регулирующего элемента, исчисленное от закрытого положения затвора. Примечание — для клапанов и задвижек ходом является величина линейного (в мм) перемещения, а для кранов и затворов дисковых ходом является угол поворота запирающего или регулирующего элемента.

· герметичность затвора: Свойство затвора препятствовать газовому или жидкостному обмену между полостями, разделенными затвором

· класс герметичности затвора (класс герметичности): Характеристика уплотнения, оцениваемая допустимой утечкой испытательной среды через затвор

· проходное сечение (Нрк. проход): Сечение в любом месте проточной части арматуры, перпендикулярное движению рабочей среды

· утечка (Нрк. протечка):

1) Проникновение среды из герметизированного изделия под действием перепада давления;

2) Объем среды в единицу времени, проходящей через закрытый затвор арматуры

Указатель условных обозначений и сокращений по ГОСТ 24856-2014

ΔРmax — допустимый (максимальный) перепад давления

ΔРmin — минимальный перепад давления

F— площадь седла

G — пропускная способность (предохранительного клапана)

Кv — пропускная способность

НЗ — нормально-закрытая арматура

НО — нормально-открытая арматура

Технические характеристики: информация, приводимая в технических документах на арматуру, содержащая сведения о номинальном диаметре, номинальном или рабочем давлении, температуре рабочей среды, параметрах окружающей среды, габаритных размерах, массе, показателях надежности, показателях безопасности и других показателях, характеризующих применяемость арматуры в конкретных эксплуатационных условиях.

ГОСТ 4666-75 Арматура трубопроводная. Маркировка и отличительная окраска, ПБ 529 –не действуют.

Согласно ГОСТ Р 54961-2012 (Системы газораспределительные. Сети газопотребления) рекомендуется:Главными характеристиками арматуры являются: условный диаметр Dу, условное давление Ру или рабочее давление Рр. На корпусе арматуры наносятся: наименование или товарный знак предприятия-изготовителя, стрелкой — направление движения среды, Ру или Рр и Dy. и температура среды.

Корпус арматуры может быть стальной, из ковкого чугуна или серого чугуна, бронзы и т. д. Материал корпус арматуры для газовой среды принимается в зависимости от климатических условий и давления газа.

Арматура на газопроводах может устанавливаться с помощью разъемных (фланцевых, резьбовых) или сварных соединений. Способ установки определяется решением проектной организации.

Краны должны иметь ограничители поворота и указатели положения: «Открыто», «Закрыто». Задвижки с не выдвижным шпинделем должны иметь указатели степени открытия. На маховиках арматуры указывается направление открытия.

Дата добавления: 2018-06-27 ; просмотров: 1986 ;

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector